Metrogas S.A. — Annual Report 2002

Nov 11, 2003

TRADUCCIÓN DE PARTES PERTINENTES

FORMULARIO 20-F

Presentado ante la SECURITIES AND EXCHANGE COMISSION

METROGAS S.A.

ÍNDICE

Página

PARTE I

CAPÍTULO 1.	IDENTIDAD DE LOS DIRECTORES, GERENCIA SENIOR Y ASESORES
CAPÍTULO 2	ESTADÍSTICAS DE LA OFERTA Y CRONOGRAMA PREVISTO
CAPÍTULO 3.	INFORMACIÓN CLAVE
CAPÍTULO 4.	INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA
CAPÍTULO 5.	ANÁLISIS Y PERSPECTIVAS OPERATIVAS Y FINANCIERAS
CAPÍTULO 6.	DIRECTORES, FUNCIONARIOS EJECUTIVOS Y EMPLEADOS
CAPÍTULO 7.	PRINCIPALES ACCIONISTAS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES VINCULADAS
CAPÍTULO 8.	INFORMACIÓN CONTABLE
CAPÍTULO 9.	OFERTA PUBLICA Y COTIZACIÓN
CAPÍTULO 10.	INFORMACION ADICIONAL
CAPÍTULO 11.	INFORMACION CUALITATIVA Y CUANTITATIVA SOBRE RIESGOS DEL MERCADO
CAPÍTULO 12.	DESCRIPCIÓN DE TÍTULOS VALORES DISTINTOS DE ACCIONES
CAPÍTULO 13.	INCUMPLIMIENTOS, ATRASOS Y MORAS EN LOS DIVIDENDOS
CAPÍTULO 14.	MODIFICACIONES SUSTANCIALES A LOS DERECHOS DE LOS TENEDORES DE TITULOS Y USO DEL PRODUCIDO
CAPÍTULO 15.	CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS Y RIESGOS ASOCIADOS

El presente prospecto en Formulario 20-F (el presente “Prospecto”) contiene ciertas “declaraciones sobre hechos futuros”, según el significado del Artículo 21E de la Ley del Mercado de Valores de 1934 (la “Exchange Act”). Algunas de estas declaraciones sobre hechos futuros incluyen ciertas frases como “anticipa”, “entiende”, “podría”, “estima”, “espera”, “prevé”, “es intención”, “es posible”, “debería” o “continuará” o términos similares o sus negativos u otras variantes de estas expresiones o terminología similar, o el tratamiento de estrategias, planes o intenciones. Estas declaraciones también incluyen descripciones que contemplan, entre otros temas:

• la capacidad de la Compañía de continuar operando comercialmente y con solvencia;
• la renegociación de las tarifas de la Compañía con el Gobierno Nacional;
• los ingresos previstos, inversiones en bienes de capital, flujo de fondos futuro y requisitos financieros;
• los acontecimientos económicos y políticos en la Argentina (incluyendo los efectos de la devaluación y las restricciones sobre los pagos al exterior);
• el efecto de la inflación y la volatilidad de la moneda en la situación financiera y el resultado de las operaciones de la Compañía;
• la implementación de la estrategia de negocios de la Compañía;
• las descripciones de nuevos servicios y la demanda prevista de los servicios y demás cambios en las tarifas y regulaciones de tarifas y los cargos por los servicios de gas;
• las descripciones de los efectos esperados de las estrategias competitivas de la Compañía; y
• el impacto de los actos realizados por los competidores de la Compañía y demás terceros, incluyendo tribunales y demás autoridades públicas.

Tales declaraciones reflejan el entendimiento actual de la Compañía sobre hechos futuros y se encuentran sujetas a ciertos riesgos, incertidumbres y presupuestos. Muchos factores podrían originar que los resultados, el comportamiento o los logros reales difieran sustancialmente de los resultados, comportamiento o logros futuros que las declaraciones futuras puedan expresar o implicar, incluyendo:

• la inestabilidad económica y política de la Argentina;
• la insolvencia del Gobierno Nacional;
• variaciones en la inflación;
• la devaluación y volatilidad del peso argentino;
• cambios en la regulación financiera y del gas natural;
• la revocación de la licencia de la Compañía para prestar el servicio de gas;
• la capacidad de la Compañía de reestructurar en forma exitosa su deuda o refinanciar sus obligaciones financieras a su vencimiento; y
• el resultado de los reclamos judiciales en trámite en su contra.

Algunos de estos factores son tratados en mayor detalle en el presente Prospecto, incluyendo en el Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo”, Capítulo 4: “Información sobre la Compañía” y en el Capítulo 5: “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”. Si uno o más de estos riesgos o incertidumbres afectaran hechos y circunstancias futuras, o si no se materializaran los presupuestos subyacentes, los resultados reales podrán variar sustancialmente de los previstos, estimados o esperados en el presente Prospecto. La Compañía no prevé actualizar la información industrial ni las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este Prospecto, y no cuenta con obligación de hacerlo.

PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN CONTABLE

El Capítulo 18 del presente Prospecto contiene los estados contables auditados de la Compañía al 31 de diciembre de 2002 y 2001 y para los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000 y sus notas (los “Estados Contables Anuales”). Los Estados Contables Anuales de la Compañía se presentan en pesos constantes y se preparan de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados utilizados en la Argentina (los “PCGA Argentinos”). Existen significativas diferencias entre los PCGA Argentinos y los principios de contabilidad generalmente aceptados utilizados en Estados Unidos (los “PCGA Estadounidenses”), lo que podría ser sustancial para la información contable contenida en el presente. Tales diferencias involucran los métodos de medición de los montos reflejados en los Estados Contables Anuales, así como otra información exigida por los PCGA Estadounidenses y la Regulación S-X de la Securities and Exchange Commission. Véase las Notas 18 y 19 de los Estados Contables Anuales de la Compañía contenidos en el Capítulo 18 del presente Prospecto para una mayor descripción de las principales diferencias entre los PCGA Argentinos y los PCGA Estadounidenses, según se relacionan con la Compañía, y una conciliación con los PCGA Estadounidenses del resultado neto y patrimonio neto de la Compañía.

Los Estados Contables Anuales de la Compañía han sido preparados presuponiendo que la Compañía continuará girando comercialmente. Los auditores externos de la Compañía, PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, emitieron un informe sobre los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, estableciendo el impacto negativo sobre la Compañía del deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la Licencia acordados contractualmente, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a anunciar el 25 de marzo de 2002 la suspensión de los pagos de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar girando comercialmente. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 no incluyen los ajustes que podrían originarse del resultado de esta incertidumbre. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Compañía”.

En el presente Prospecto, las referencias a “U$S”, “dólares estadounidenses” y “dólares” son a dólares de los Estados Unidos de América y las referencias a “Ps.”, “pesos” o “$” son a pesos de la Argentina. Las referencias a “euros” o “” son a la moneda de la Unión Económica y Monetaria Europea. Los porcentajes y algunos montos monetarios de este Prospecto fueron redondeados para su mejor presentación.

En el presente Prospecto, las referencias a “billones” son a miles de millones. Las referencias a “MC” son a metros cúbicos, a "MMC" son a miles de metros cúbicos, a "MMMC" son a millones de metros cúbicos y a "BMC" a billones de metros cúbicos. Las referencias a "PC" son a pies cúbicos, a "MPC" a miles de pies cúbicos, a "MMPC" a millones de pies cúbicos y a "BPC" a billones de pies cúbicos. Un metro cúbico equivale a 35,3145 pies cúbicos. Las referencias a "BTU" son a unidades térmicas británicas y a "MMBTU" son a millones de unidades térmicas británicas. Una BTU es la cantidad de calor necesaria para aumentar en un grado Fahrenheit (252 calorías) la temperatura de una libra de agua. A pesar de que la BTU es una medida calórica y no corresponde exactamente a una medida de volumen, a los fines de calcular las necesidades de compra de gas, la Compañía estima que un pie cúbico de gas (0,03 MC) proporciona mil BTUs. Las referencias a "km." equivalen a kilómetros.

Salvo que se indique lo contrario, los balances y estados de resultados de la Compañía utilizan el tipo de cambio para cada fecha o cierre de período respectivo, cotizado por el Banco de la Nación Argentina (“Banco Nación”). En el caso del dólar estadounidense, las cotizaciones del Banco Nación para dichos tipos de cambio fueron de Ps. 1 por U$S 1 hasta el 23 de diciembre de 2001. A partir del 24 de diciembre de 2001 hasta el 10 de enero de 2002, el mercado de cambio estuvo suspendido oficialmente. El 10 de enero de 2002, el Gobierno Nacional estableció un régimen de cambio dual. El tipo de cambio en el mercado libre comenzó a flotar por primera vez desde abril de 1991. El 10 de enero de 2002, la tasa del mercado libre era de Ps. 1,70 por U$S 1, mientras que la tasa del mercado oficial era de Ps. 1,40 por U$S 1. El 8 de febrero de 2002, el Gobierno Nacional revocó el tipo de cambio dual y a partir del 11 de febrero de 2002, la Argentina ha mantenido un tipo de cambio de libre flotación para todas las operaciones. Al 31 de diciembre de 2002, el único mercado de cambio disponible era el mercado libre y la cotización era de aproximadamente Ps. 3,37 por U$S 1 y al 23 de junio de 2003, el tipo de cambio era de Ps. 2,79 por U$S 1. No debe considerarse que la conversión de los montos monetarios en este Prospecto constituye una afirmación de que montos en pesos efectivamente representan montos en dólares estadounidenses o que cualquier persona podría convertir los montos en pesos en dólares estadounidenses a la tasa indiada o a cualquier otro tipo de cambio. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Información sobre el Tipo de Cambio”, para mayor información sobre los tipos de cambio.

PARTE I

CAPÍTULO 1. IDENTIDAD DE LOS DIRECTORES, GERENCIA SENIOR Y ASESORES.

No corresponde.

CAPÍTULO 2. ESTADÍSTICAS DE LA OFERTA Y CRONOGRAMA PREVISTO.

No corresponde.

CAPÍTULO 3. INFORMACIÓN CLAVE.

A. Información Contable Seleccionada.

Los siguientes cuadros presentan cierta información contable y operativa seleccionada para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001, 2000, 1999 y 1998, respectivamente. La información contable y operativa de la Compañía deberá ser leída junto con los Estados Contables Anuales de la Compañía, la información contenida en el Capítulo 5 “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras” y los estados contables de la Compañía, sus notas e información similar contenida en los Prospectos anteriores en Formulario 20-F presentados ante la Securities and Exchange Commission (la “SEC”), encontrándose íntegramente calificada por su contenido. El estado de resultados, balance y demás información contable han sido extraídos de los estados contables de la Compañía auditados por PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, contadores públicos independientes en la Argentina, según establecen en su informe incluido en el presente Prospecto y en los demás Prospectos antes mencionados.

La Compañía lleva sus libros y registros contables y publica sus estados contables en pesos constantes y prepara sus estados contables de conformidad con los PCGA Argentinos. Existen diferencias significativas entre los PCGA Argentinos y los PCGA Estadounidenses, las cuales podrían ser sustanciales para la información contable aquí contenida. Tales diferencias involucran los métodos de medición de los montos de los Estados Contables Anuales, así como otra información exigida por los PCGA Estadounidenses y la Regulación S-X de la Exchange Act. Véase Notas 18 y 19 de los Estados Contables Anuales de la Compañía contenidos en el Capítulo 18 del presente Prospecto para una descripción de las principales diferencias entre los PCGA Argentinos y los PCGA Estadounidenses según rigen para la Compañía, y una conciliación con los PCGA Estadounidenses del resultado neto y patrimonio neto de la Compañía.

Los Estados Contables Anuales de la Compañía han sido preparados presuponiendo que la Compañía continuará operando comercialmente. Los auditores públicos de la Compañía, PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, han emitido un informe sobre los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, estableciendo el impacto negativo sobre la Compañía del deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la Licencia acordados contractualmente, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a anunciar el 25 de marzo de 2002 la suspensión de los pagos de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar operando comercialmente. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 no incluyen los ajustes que podrían originarse del resultado de esta incertidumbre. Véase Capítulo 3: “—Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con la Compañía – Los efectos para la Compañía de la actual crisis macroeconómica en la Argentina y de los recientes cambios de las regulaciones han dado lugar a condiciones que originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar operando comercialmente.”

Con anterioridad al 1º de setiembre de 1995, para reflejar los efectos de la inflación en la Argentina y de acuerdo con los PCGA Argentinos, los estados contables de la Compañía eran ajustados periódicamente en base a las variaciones del índice de precios mayoristas, nivel general, de la Argentina (el “IPMNG”) publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”). El 15 de agosto de 1995, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 316/1995 cancelando el requisito de ajustar la información contable por inflación para cualquier fecha o período posterior al 31 de agosto de 1995. Con vigencia a partir del 1º de setiembre de 1995, según exige la Resolución General Nº 272 de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”), la Compañía suspendió la metodología de ajuste por inflación en pesos constantes, manteniendo los efectos de la inflación contabilizada por los períodos anteriores.

Como resultado del nuevo entorno inflacionario en la Argentina (hubo un aumento en el índice de ajuste aplicable a los estados contables (precios mayoristas) del 119% en el período comprendido entre enero y el 31 de diciembre de 2002) y la situación originada por la Ley Nº 25.561, de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (la “Ley de Emergencia Pública”), el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CPCECABA”) aprobó el 6 de marzo de 2002 la Resolución de la Mesa Directiva (“MD”) Nº 3/2002 aplicable a los estados contables correspondientes a ejercicios económicos o períodos intermedios finalizados a partir del 31 de marzo de 2002, exigiendo la reinstalación de la contabilización de la inflación en los estados contables de acuerdo con las normas contenidas en la Resolución Técnica Nº 6 (incluyendo los cambios incorporados recientemente por la Resolución Técnica Nº 19) emitida por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) adoptada por Resolución del Consejo Directivo (“CD”) Nº 262/01 del CPCECABA, y disponiendo que todos los montos registrados ajustados por la variación en el poder adquisitivo general hasta el 31 de agosto de 1995, así como aquéllos originados entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2001, se consideren establecidos en la moneda del 31 de diciembre de 2001.

El 16 de julio de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto 1.269/02 revocando el Decreto 316/95 e instruyendo a la CNV, entre otros actos, a emitir las normas necesarias para la preparación de estados contables en moneda constante. El 25 de julio de 2002, según Resolución Nº 415/02, la CNV restableció el requisito de preparar estados contables en moneda constante.

Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001, el estado de origen y aplicación de fondos y de evolución del patrimonio neto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 y la información contable de la Compañía para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1998, 1999, 2000 y 2001, aquí contenidos para su comparación, han sido ajustados por inflación al 31 de diciembre de 2002.

El 25 de marzo de 2003, el Decreto 664/03 revocó el requisito de que los estados contables sean preparados en moneda constante, con vigencia para los estados contables emitidos en períodos futuros. El 8 de abril de 2003, la CNV emitió la Resolución 441/03 revocando la contabilización de la inflación a partir del 1º de marzo de 2003.

Ciertos montos e índices contenidos en el presente Prospecto (incluyendo montos en porcentajes) han sido redondeados hacia arriba o hacia abajo a fin de facilitar el resultado de los cuadros en los que se incluyen. El efecto de este redondeo no es sustancial. Tales montos redondeados también se utilizan en el texto de este Prospecto.

El contenido de la página web internacional de la Compañía no forma parte del presente Prospecto.

INFORMACIÓN CONTABLE Y OPERATIVA SELECCIONADA

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2002	2001	2000	1999	1998
	(información contable en miles de pesos constantes al 31 de diciembre de 2002, salvo indicadores)
ESTADO DE RESULTADOS:
PCGA Argentinos
Ventas netas(a)	719.292	1.438.283	1.571.178	1.514.750	1.317.183
Utilidad bruta(b)	148.167	403.534	424.705	381.809	302.015
Resultado operativo	(3.743)	226.887	226.452	201.751	138.815
Resultados financieros y por tenencia (pérdida) ganancia(c)	(683.064)	(56.280)	(53.678)	(56.776)	(58.005)
Utilidad antes de impuestos	(685.490)	169.102	173.803	144.844	81.250
Resultado neto	(489.433)	60.678	111.128	92.183	49.906
Cantidad promedio ponderado de acciones en circulación	569.171	569.171	569.171	569.171	569.171
Ganancia (pérdida) por acción	(0,86)	0,11	0,20	0,16	0,09
Dividendos por acción	--	0,17	0,17	0,12	0,14
Ganancia (pérdida) por ADS	(8,60)	1,07	1,95	1,62	0,88
Dividendos por ADS	--	1,75	1,75	1,21	1,40
PCGA Estadounidenses
Resultado neto	(452.327)	(437.869)	123.119	104.604	55.663
Ganancia (pérdida) por acción	(20.795)	(0,769)	0,216	0,184	0,098
Ganancia (pérdida) por ADS	(7.947)	(7,693)	2,163	1,838	0,978
BALANCE:
PCGA Argentinos
Bienes de uso (neto de depreciación)	1.883.481	1.985.064	1.928.594	1.912.654	1.897.448
Total activo	2.316.397	2.378.354	2.292.803	2.297.804	2.255.689
Activo corriente neto(d)	1.308.632	(240.903)	(239.599)	(468.458)	(99.224)
Total deuda financiera	1.420.254	929.137	749.488	764.897	805.190
Deuda financiera de corto plazo	1.420.254	426.150	324.278	579.439	227.184
Deuda financiera de largo plazo	—	502.987	425.210	185.458	578.006
Total patrimonio neto	784.607	1.256.230	1.295.128	1.283.577	1.259.980
Cantidad de acciones	569.171	569.171	569.171	569.171	569.171
Total capitalización(e)	2.204.861	2.185.367	2.044.616	2.048.477	2.065.170
PCGA Estadounidenses
Total patrimonio neto	234.942	687.269	1.224.714	1.201.170	1.165.152
INFORMACIÓN CONTABLE ADICIONAL:
PCGA Argentinos
Compra de bienes de uso(f)	20.059	137.549	98.592	97.116	122.176
Depreciación y amortización	82.831	86.632	90.109	90.006	88.978
Intereses brutos nominales	122.726	76.297	745.092	79.164	76.876
Ingresos financieros	15.105	14.923	17.294	16.030	12.380
Egresos financieros netos(g)	107.621	61.374	57.798	63.134	64.496
Intereses capitalizados	3.952	7.433	6.255	7.180	6.513
EBITDA(h)	80.405	312.014	317.589	291.626	228.233
Flujo de caja operativo(i)	40.262	63.911	187.204	241.038	107.609

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2002	2001	2000	1999	1998
	(información contable en miles de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002 salvo indicadores)
INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
PCGA Argentinos
Indice de liquidez (activo corriente/pasivo corriente)	14,4%	60,1%	56,5%	41,9%	74,8%
Indice de solvencia (patrimonio neto/total pasivo)	51,2%	112,0%	129,8%	126,6%	126,5%
Indice de bienes de uso (bienes de uso/total activo)	81,3%	83,5%	84,1%	83,2%	84,1%
Margen de resultado neto (resultado neto/ventas netas(a))	(68,0%)	4,2%	7,1%	6,1%	3,8%
Total deuda financiera/total capitalización(e)	64,4%	42,5%	36,7%	37,3%	39,0%
Indice de:
EBITDA(h) / intereses brutos nominales	0,7x	4,1x	4,3x	3,7x	3,0x
EBITDA(h) / egresos financieros netos(g)	0,7x	5,1x	5,5x	4,6x	3,5x
EBITDA(h) / egresos financieros netos(g) más intereses capitalizados	0,7x	4,5x	5,0x	4,1x	3,2x
Flujo de caja operativo(i) / intereses brutos nominales	0,3x	0,8x	2,5x	3,0x	1,4x
Ganancia / cargos fijos(j)	(4,5x)	3,0x	3,2x	2,7x	1,9x
Deuda de largo plazo / flujo de caja operativo(i)	—	7,9x	2,3x	0,8x	5,4x
Información Operativa Seleccionada:
Cantidad total de clientes	1.943.613	1.936.557	1.905.633	1.890.746	1.876.641
Residenciales	1.864.911	1.856.524	1.826.658	1.810.933	1.795.013
Otros	78.702	80.033	78.975	79.813	81.628
Kilómetros de gasoductos	15.774	15.679	15.022	14.530	13.713
Cantidad total de empleados	1.005	1.033	1.047	998	996

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2002			2001		2000			1999		1998
	MMMC	MMPC	MMMC		MMPC	MMMC	MMPC	MMMC		MMPC	MMMC	MMPC
Volúmenes Transportados:(k)
Capacidad de transporte en firme diaria promedio	22,8	805,2	22,8		805,2	21,7	765,6	21,9		773,0	22,4	790,3
Volumen diario promedio	16,4	578,6	17,8		628,9	20,2	714,1	18,4		650,1	15,1	532,3
En firme (incluyendo residenciales)	10,4	368,0	10,3		361,8	11,7	413,9	11,1		393,0	10,6	375,5
Interrumpible	6,0	210,6	7,5		267,1	8,5	300,2	7,3		257,1	4,5	156,8
Factor de carga(l)	71,9%		78,1%			93,3%		84,1%			67,3%
Volúmenes Entregados:
Volumen diario promedio	15,8	556,9	17,3		610,7	19,6	691,8	17,8		630,0	14,6	516,0
En firme (incluyendo residenciales)	10,0	354,2	10,0		351,3	11,4	400,8	10,7		380,9	10,3	364,0
Interrumpible	5,8	202,7	7,3		259,4	8,2	291,0	7,1		249,1	4,3	152,0

______

Notas:

(a) Representa los ingresos brutos menos el impuesto a los ingresos brutos. El impuesto a los ingresos brutos (“Impuesto a los Ingresos Brutos”) es un impuesto provincial aplicable a la Compañía, que varía entre el 3% y el 3,4%, según la clase de clientes atendidos y la jurisdicción fiscal.

(b) Según los PCGA Argentinos, la utilidad bruta se define como las ventas netas menos los costos operativos, que excluyen los gastos administrativos, por ventas y otros gastos.

(c) Incluye principalmente las diferencias de cambio originadas en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera de la Compañía, los resultados de la exposición a la inflación, los resultados por tenencia, los ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Compañía y los egresos financieros provenientes de su deuda vigente.

1. Activo corriente menos pasivo corriente.
2. Deuda financiera total más patrimonio neto total.

(f) Representa compras (excluyendo materiales) y transferencias a bienes de uso.

(g) Intereses brutos nominales menos ingresos financieros.

(h) "EBITDA" se define como ganancias antes de resultados financieros y por tenencia, impuesto a las ganancias y amortización y depreciación. Se incluye porque la dirección entiende que es una medida adecuada de la rentabilidad, rendimiento y capacidad de la Compañía para financiar inversiones en bienes de capital y cumplir con futuros pagos de deuda y requerimientos de capital de trabajo]. El EBITDA no es una medida de rendimiento financiero según los PCGA Argentinos y no deberá ser considerado como una alternativa de (i) el resultado operativo o cualquier otra medida de rendimiento según los PCGA Argentinos como una medida de rendimiento, ni (ii) el flujo de caja proveniente de las operaciones, inversiones o financiación como un indicador del rendimiento financiero ni como una medida de liquidez. El EBITDA es una “medida financiera no sujeta a los PCGA”, según se define este término en la Ley de Títulos Valores de 1933 y sus modificatorias. Por lo tanto, la Compañía ha conciliado los flujos de fondos provenientes de las actividades operativas, la medida financiera según los PCGA Argentinos que entiende es más similar al EBITDA, con el EBITDA.

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	(miles de pesos constantes al 31 de diciembre de 2002)
	2002	2001	2000	1999	1998
Flujo de fondos neto proveniente de actividades operativas	40.262	63.911	187.204	241.041	107.606
Resultados financieros y por tenencias (sin utilizar fondos)	136.303	56.280	53.677	56.776	58.005
Valor libro neto de bienes de uso retirados	(17.526)	(8.238)	(6.862)	(3.027)	(1.944)
Previsiones para cuentas incobrables	(33.510)	(12.146)	(13.815)	(9.428)	(10.049)
Previsiones por bienes de cambio obsoletos	(218)	(1.299)	(3.385)	(3.206)	(1.312)
Reserva por contingencias	-	(68)	(297)	(916)	-
Materiales consumidos	(1.374)	(2.283)	(5.300)	(3.425)	(2.053)
Impuesto sobre costos financieros	97	982	-	-	-
Cambios en Activos y en Pasivos	(43.629)	142.023	106.367	13.811	77.980
Eliminaciones del Ajuste del IPP de los Estados Unidos a las Tarifas	-	72.852	-	-	-
EBITDA	80.405	312.014	317.589	291.626	228.233

(i) Fondos netos provenientes de las operaciones, derivado del estado de origen y aplicación de fondos incluido en los estados contables correspondientes.

1. Representa la relación entre (1) las ganancias antes de impuestos más los cargos fijos (excluyendo intereses nominales capitalizados) y (2) el total de cargos fijos. Los cargos fijos consisten en los intereses brutos nominales y un tercio de los gastos por alquileres (monto considerado representativo del factor intereses).
2. Los volúmenes transportados superan los volúmenes entregados principalmente debido a las pérdidas de gas en la red de distribución.

(l) Representa el volumen promedio diario de gas transportado bajo los contratos de transporte en firme dividido por la capacidad de transporte en firme diaria bajo dichos contratos.

B. Información sobre el Tipo de Cambio

El siguiente cuadro muestra, para los períodos indicados, las tasas al cierre del período, promedio, máxima y mínima para la compra de dólares estadounidenses, expresada en pesos por dólar. El 23 de junio de 2003, el tipo de cambio peso / dólar estadounidense era de Ps. 2,79 por U$S 1. El Banco de la Reserva Federal de Nueva York no informa el tipo de cambio comprador diario para el peso.

		Tipos de Cambio Observados (Ps. por U$S)
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Máximo (a)	Mínimo (b)	Promedio(c)	Cierre del Período
1996	1,0000	0,9990	1,0000	0,9998
1997	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000
1998	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000
1999	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000
2000	1,0000	1,0000	1,0000	1,0000
2001 (d)	1,0000	1,0000	1,0000	N/A
2002	3,9000	1,7000	3,1500	3,3700
Mes finalizado el 31 de diciembre de 2002	3,6300	3,3700	3,5700	3,3700
Mes finalizado el 31 de enero de 2003	3,3500	3,1000	3,2600	3,2100
Mes finalizado el 28 de febrero de 2003	3,2100	3,1100	3,1600	3,1900
Mes finalizado el 31 de marzo de 2003	3,2100	2,8800	3,0700	2,9800
Mes finalizado el 30 de abril de 2003	2,9600	2,8200	2,8900	2,8200
Mes finalizado el 31 de mayo de 2003	2,8000	2,7900	2,8000	2,7900
1º de junio al 23 de junio de 2003	2,8500	2,7900	2,8200	2,7900

______

Notas:

1. La tasa máxima mostrada era la tasa máxima al cierre del mes durante el ejercicio o cualquier período menor, según se indica.
2. La tasa mínima mostrada era la tasa mínima al cierre de mes durante el ejercicio o período menor, según se indica.
3. Promedio del tipo de cambio al cierre diario para el cierre de ejercicio, cierre de mes o cierre del período, según se indica.
4. A partir del 21 de diciembre de 2001, todos los días hábiles hasta el cierre del ejercicio fueron declarados “feriados cambiarios”.

Fuente: Banco de la Nación Argentina; Bloomberg Financial Markets.

C. Capitalización y Endeudamiento.

No corresponde.

D. Razones para la Oferta y Destino de los Fondos.

No corresponde.

E. Factores de Riesgo.

Los inversores deberán considerar cuidadosamente los riesgos detallados a continuación, junto con la demás información suministrada en el presente Prospecto, incluyendo los Estados Contables Anuales.

Factores de Riesgo relacionados con Argentina

Sustancialmente la totalidad de los ingresos de la Compañía se obtienen en Argentina con lo cual ésta depende en un alto grado de las condiciones económicas y políticas del país

La Compañía es una sociedad anónima argentina y sustancialmente la totalidad de sus operaciones, instalaciones y clientes se encuentran ubicados en la Argentina. En consecuencia, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía dependen en gran medida de las condiciones políticas y macroeconómicas prevalecientes oportunamente en la Argentina.

La economía argentina ha experimentado gran volatilidad en las décadas recientes, caracterizadas por períodos de bajo o nulo crecimiento y altos y variables niveles de inflación y devaluación de la moneda. Por ejemplo, en 1988, 1989 y 1990, las tasas de inflación anual fueron de aproximadamente 338%, 4.924% y 1.344%, respectivamente, en base al índice de precios al consumidor del país, y de aproximadamente 432%, 5.386% y 798%, respectivamente, en base al índice de precios mayoristas argentino. Como resultado de las presiones inflacionarias, la moneda argentina había sido devaluada reiteradamente durante las décadas de 1960, 1970 y 1980, y la inestabilidad macroeconómica originó una amplia fluctuación del tipo de cambio real entre la moneda argentina y el dólar estadounidense. En su intento por enfrentar estas presiones, el Gobierno Nacional durante este período implementó varios planes y utilizó una cantidad de regímenes cambiarios.

Con anterioridad a diciembre de 1989, el mercado de cambios argentino se encontraba sujeto a controles cambiarios. En abril de 1991, el Gobierno Nacional lanzó un plan destinado a controlar la inflación y reestructurar la economía, promulgando la Ley Nº 23.928 y su Decreto Reglamentario Nº 529/91, conocidos como la Ley de Convertibilidad. La Ley de Convertibilidad fijó el tipo de cambio en un peso por dólar estadounidense y obligó al Banco Central de la República Argentina (el “Banco Central”) a mantener reservas en oro, moneda extranjera y ciertos bonos del Gobierno Nacional denominados en moneda extranjera por lo menos igual a la masa circulante. Luego de promulgada la Ley de Convertibilidad, la inflación cayó considerablemente y la economía experimentó un crecimiento en la mayor parte del período comprendido entre 1991 y 1997. En el cuarto trimestre de 1998, no obstante, la economía argentina entró en una recesión que ocasionó que el producto bruto interno cayera un 3,4% en 1999, 0,8% en 2000, 4,4% en 2001 y 10,9% en 2002. A partir del segundo semestre de 2001, la recesión empeoró significativamente, precipitando la crisis política y económica descripta en mayor detalle más adelante.

A partir del mes de diciembre de 2001, el Gobierno Nacional implementó una gran cantidad de medidas de control de cambios y monetario que incluyeron restricciones sobre la libre disponibilidad de fondos depositados en bancos y la transferencia de fondos al exterior sin la aprobación previa del Banco Central, algunas de las cuales aún se encuentran vigentes. El 6 de diciembre de 2001, el Gobierno Nacional suspendió el pago de parte de la deuda pública argentina. El 6 de enero de 2002, el Congreso de la Nación promulgó la Ley de Emergencia Pública, que introdujo cambios drásticos en el modelo económico argentino y reformó el órgano monetario que había fijado por ley la paridad entre el peso y el dólar estadounidenses desde la promulgación de la Ley de Convertibilidad en 1991. La Ley de Emergencia Pública facultó al Gobierno Nacional a implementar, entre otras cosas, otras medidas monetarias, financieras y cambiarias para superar la crisis económica en el corto plazo, tales como la fijación del tipo de cambio entre el peso y las monedas extranjeras. Desde la designación el 1º de enero de 2002 de una nueva administración por el Congreso de la Nación, el Gobierno Nacional ha implementado medidas, por decreto del poder ejecutivo, norma del Banco Central o leyes adoptadas por el Congreso, intentando solucionar los efectos de la reforma de la Ley de Convertibilidad, recuperar el acceso a los mercados de capitales, reducir el gasto público, reinstaurar la liquidez del sistema financiero, reducir el desempleo y estimular la economía general.

Según se detalla en el presente, la Argentina ha experimentado una seria recesión y una crisis política y económica, y el abandono de la paridad peso-dólar ha originado una fuerte devaluación del peso respecto de las principales monedas internacionales. Las medidas del Gobierno Nacional sobre economía, incluyendo las medidas relacionadas con la inflación, tasas de interés, controles cambiarios, renegociación de las tarifas de los servicios públicos, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos e impuestos han tenido y podrían continuar teniendo un efecto sustancial adverso sobre las empresas del sector privado, incluida la Compañía. Asimismo, la situación económica general de la Argentina, el alto índice de desempleo, la fuerte caída de los ingresos u otros factores podrán originar que los poderes ejecutivo, legislativo o judicial del Gobierno Nacional emitan decretos, adopten leyes o emitan medidas, respectivamente, exigiendo a las empresas distribuidoras de gas (incluida la Compañía) a dar por finalizada, temporariamente o a largo plazo, su práctica de rescindir el servicio por incumplimiento de pago según lo autorizado actualmente por el marco regulatorio bajo el que operan. Cualquiera de dichos actos podrían tener un efecto sustancial adverso en los ingresos de la Compañía y también amenazar su continuidad. La Compañía no puede garantizar que futuros acontecimientos económicos, financieros, políticos y sociales en la Argentina, sobre los que no tiene control alguno, no afectarán adversamente su actividad, situación financiera o los resultados de sus operaciones o su capacidad de efectuar pagos de capital y/o intereses sobre su deuda pendiente de pago. La situación macroeconómica en la Argentina y los actos realizados por el Gobierno Nacional según la Ley de Emergencia Pública continuarán afectándola.

La reciente inestabilidad política y económica originó una fuerte recesión en 2001 y 2002 y podrá resultar en una continua recesión económica.

En el cuarto trimestre de 1998, la economía argentina entró en una recesión que originó la caída del producto bruto interno (el “PBI”) en un 3,4% en 1999. Luego de ser elegido en octubre de 1999, el Presidente Fernando De la Rúa debió enfrentar una dura recesión económica argentina y obtener el consenso político sobre cuestiones críticas relacionadas con la economía, el gasto público, reformas legales y programas sociales. La administración De la Rúa no pudo solucionar adecuadamente el creciente déficit del sector público, tanto a nivel nacional como provincial. El PBI se contrajo un 0,8% en 2000, 4,4% en 2001 y un 10,9% estimado en 2002, de acuerdo con el Ministerio de Economía. La tasa de desocupación aumentó de 14,5% en mayo de 1999 a 15,4% en mayo de 2000, 16,4% en mayo de 2001 y 18,3% en octubre de 2001. El índice de desocupación en octubre de 2002 era del 17,8%, según lo publicado por el Ministerio de Economía. Con la caída de la recaudación fiscal resultante de la recesión, el sector público se basó cada vez más en la financiación local y, en menor medida, de bancos extranjeros, limitando de hecho la capacidad de las empresas del sector privado de obtener financiación bancaria. A medida que se deterioraba la credibilidad del sector público, las tasas de interés aumentaron drásticamente, llevando a la economía a una virtual paralización. La falta de confianza en el futuro económico del país y en su capacidad para sostener la paridad del peso respecto del dólar estadounidense originó retiros masivos de los depósitos bancarios. A pesar de las afirmaciones en contrario, el 1º de diciembre de 2001 el Gobierno Nacional congeló efectivamente los depósitos bancarios e introdujo controles de cambio para limitar el retiro de capitales. Las medidas fueron percibidas como otra paralización de la economía en beneficio del sector bancario y originaron un gran aumento de la inestabilidad social así como ciertos episodios de violencia. El 21 de diciembre de 2001, luego de declarar el estado de emergencia y suspender las libertades civiles, el Presidente De la Rúa renunció en medio de una creciente crisis política, social y económica.

El 1º de enero de 2002, luego de la renuncia del Presidente interino Rodríguez Saá una semana después de haber asumido, el Congreso de la Nación eligió a Eduardo Duhalde, senador peronista que había perdido la elección presidencial frente el Presidente De la Rúa en 1999, como Presidente para desempeñarse en el cargo hasta diciembre de 2003, el final del término restante del anterior Presidente De la Rúa. Desde su designación el 2 de enero de 2002, el Presidente Duhalde y el Gobierno Nacional emprendieron una cantidad de iniciativas de largo alcance, incluyendo:

• la ratificación de la suspensión del pago de parte de la deuda pública argentina declarada por el Presidente interino Rodríguez Saá;
• la reforma de la Ley de Convertibilidad para dar por finalizado el tipo de cambio fijo de un peso por dólar estadounidense, con la resultante volatilidad y devaluación del peso;
• la conversión de ciertos préstamos denominados en dólares estadounidenses por entidades financieras en el sistema financiero argentino en préstamos denominados en pesos (“pesificación”) al tipo de cambio uno a uno más un ajuste por variación del precio al consumidor (Coeficiente de Estabilización de Referencia o “CER”) o en los sueldos (Coeficiente de Variación de Salarios o “CVS”), según fuera el caso;
• la conversión de los depósitos bancarios denominados en dólares estadounidenses en entidades financieras del mercado financiero argentino en depósitos bancarios denominados en pesos a un tipo de cambio de Ps., 1,40 por dólar estadounidense más un ajuste según el CER;
• la exigencia de la venta obligatoria, actualmente suspendida, por parte de todos los bancos, de toda su moneda extranjera que mantuvieran en Argentina al Banco Central a un tipo de cambio de Ps. 1,40 por U$S 1,00 (en el caso de dólares estadounidenses) o a un tipo de cambio equivalente (en el caso de otras monedas).
• la conversión de la mayoría de las obligaciones denominadas en moneda extranjera de entidades de la Argentina con entidades no financieras de la Argentina en obligaciones denominadas en pesos al tipo de cambio uno a uno (en el caso de obligaciones denominadas en dólares) o a una tasa similar (en el caso de obligaciones denominadas en otra moneda extranjera), más un ajuste según el CER o el CVS, según fuera el caso, más un ajuste equitativo en ciertos casos;
• la reestructuración del vencimiento y las tasas de interés sobre los depósitos bancarios locales y el mantenimiento de las restricciones sobre los retiros de dichos depósitos;
• la promulgación de una reforma de la carta orgánica del Banco Central para permitirle (1) emitir moneda por sobre el monto de reservas extranjeras, (2) efectuar anticipos de corto plazo al Gobierno Nacional y (3) prestar asistencia financiera a entidades financieras del sistema financiero argentino con problemas de liquidez o solvencia;
• la conversión de las tarifas de servicios públicos, incluyendo las de la Compañía, que habían sido calculadas originalmente en dólares estadounidenses, a pesos a la paridad uno a uno (la pesificación de las tarifas);
• el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos, incluyendo las de la Compañía, no permitiendo la indexación de ninguna clase de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de vigencia de la Ley de Emergencia Pública;
• la autorización al Gobierno Nacional para renegociar los contratos, licencias y concesiones de las empresas de servicios públicos así como las tarifas de estos servicios, incluyendo las de la Compañía;
• la imposición de restricciones sobre las transferencias de fondos al exterior sujeto a ciertas excepciones (todas las cuales regían para la Compañía y han sido recientemente levantadas); y
• el requisito de depositar en el sistema financiero argentino moneda extranjera proveniente de las exportaciones, sujeto a ciertas excepciones.

La actividad comercial y financiera de la Argentina se vio virtualmente paralizada en 2002, agravando aún más la recesión económica que precipitó la actual crisis. Más aún, debido a las continuas protestas sociales y políticas, la sociedad y economía argentinas y continúan enfrentando o podrán enfrentar riesgos, incluyendo (1) disturbios civiles, amotinamientos, desórdenes, protestas en todo el país, huelgas y disturbios civiles generalizados, (2) la expropiación, nacionalización y renegociación o modificación forzada de contratos existentes, (3) cambios en las políticas monetarias y fiscales, incluyendo el aumento de impuestos y reformas fiscales retroactivas, y (4) aumentos de sueldos obligatorios.

La creciente recesión, incluyendo una caída del 10,9% del PBI en 2002, alto desempleo y subdesempleo que precedió y que ha seguido a la devaluación del peso y una alta inflación han originado una reducción de salarios en términos reales y de los ingresos disponibles y han resultado en cambios en el comportamiento de los consumidores en todos los sectores de la población argentina. Tales efectos han dado como resultado y podrán continuar originando una disminución en el uso de los servicios prestados por la Compañía por parte de sus clientes y el tipo de productos y servicios demandados, con una posible correspondiente reducción de sus ingresos.

La insolvencia de la Argentina y el incumplimiento de pago de su deuda pública podrían prolongar la actual crisis financiera.

Debido a la imposibilidad de cumplir con las metas sobre déficit fiscal, incluyendo las del cuarto trimestre de 2001, el 5 de diciembre de 2001 el Fondo Monetario Internacional (el “FMI”) suspendió otros desembolsos a la Argentina. Esta decisión profundizó la crisis económica y política.

El 23 de diciembre de 2001, el Presidente interino Rodríguez Saá declaró la suspensión del pago de aproximadamente U$S 63 mil millones de la deuda pública Argentina que sumaba aproximadamente U$S 144,5 mil millones al 31 de diciembre de 2001. El 2 de enero de 2002, el Presidente Duhalde ratificó esta decisión. En consecuencia, las principales sociedades calificadoras internacionales bajaron la calificación de la deuda soberana argentina.

En enero de 2002, el Presidente Duhalde inició conversaciones con el FMI. El 24 de enero de 2003, el FMI aprobó un Crédito Stand-by de ocho meses para la Argentina por aproximadamente U$S 2,98 mil millones, destinado a suministrar asistencia financiera temporaria por el período finalizado el 31 de agosto de 2003. El Crédito Stand-by, que reemplaza los acuerdos previos de la Argentina con el FMI, no suministró nuevos fondos sino en cambio debía ser utilizado para refinanciar obligaciones existentes. Asimismo, el FMI acordó prorrogar en un año el vencimiento de los pagos por U$S 3,8 mil millones que la Argentina debía pagar hasta agosto de 2003. El 19 de marzo de 2003, el FMI puso a disposición de la Argentina U$S 307 millones en virtud del Crédito Stand-by. A la fecha, el FMI y otros prestamistas del sector oficial y multilateral han indicado que el desembolso de otros montos de asistencia financiera dependerá de la implementación por la Argentina de un programa económico sustentable. El FMI, a través de diversos pronunciamientos, indicó que tal programa debería incluir el cumplimiento de las metas de excedente fiscal, la mejora de los métodos de recaudación fiscal, la reforma de la coparticipación fiscal entre el gobierno nacional y las provincias, la fijación de controles de los gastos del gobierno nacional y provinciales, el rescate de obligaciones de deuda emitidas por la mayoría de las provincias que circulaba como equivalente de la moneda local y la reestructuración de la deuda pública no pagada por la Argentina.

Es posible que la actual insolvencia del Gobierno Nacional y la imposibilidad de obtener financiamiento afecten significativamente su capacidad para implementar reformas y reinstaurar el crecimiento económico. Ello podrá resultar en una recesión más profunda, mayor inflación, mayores niveles de desempleo y más disturbios sociales. Si ello sucede, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrían continuar viéndose sustancialmente afectados de manera adversa.

El sistema financiero argentino podrá colapsar, impidiendo así la recuperación económica.

En 2001, especialmente en el cuarto trimestre, un monto sustancial de depósitos fue retirado de entidades del sistema financiero argentino como resultado del aumento de la incertidumbre e inestabilidad política. Esta corrida de los depósitos tuvo un efecto sustancial adverso en el sistema financiero argentino en su totalidad. La magnitud de los retiros de depósitos, la indisponibilidad general del crédito externo o local y la obligatoria reestructuración de la deuda del sector público con los tenedores locales (una parte sustancial de la cual se encontraba depositada en bancos), creó una crisis de liquidez que disminuyó la capacidad de los bancos argentinos de pagar a sus depositantes. Para prevenir una corrida de las reservas en dólares estadounidenses de los bancos locales, el 1º de diciembre de 2001 la administración De la Rúa limitó el monto de dinero en efectivo que los depositantes locales podían retirar de los bancos e incorporó ciertos controles de cambio limitando el movimiento de capitales. Estas medidas, conocidas como “corralito”, fueron reconfirmadas por la administración Duhalde que, en un intento de detener el continua drenaje de las reservas bancarias, implementó medidas, conocidas como el “corralón”, que regularon cómo y cuándo estarían disponibles los fondos de las cajas de ahorro y cuentas corrientes y el vencimiento de los depósitos a plazo fijo para los depositantes. A pesar del corralito y el corralón, entre el 1º de enero y el 30 de abril de 2002, aproximadamente Ps. 13 mil millones fueron retirados de los bancos como resultado de órdenes judiciales, un promedio de Ps. 109 millones por día.

El 4 de febrero de 2002, según el Decreto de Emergencia Nº 214/02, el Gobierno Nacional convirtió todos los depósitos bancarios denominados en moneda extranjera en entidades del sistema financiero argentino en depósitos denominados en pesos, a un tipo de cambio de Ps., 1,40 por dólar estadounidense (en el caso de obligaciones denominadas en dólares) o a una tasa similar (en el caso de obligaciones denominadas en otra moneda), con un ajuste de dichos nuevos depósitos en pesos según el CER. El Gobierno Nacional también anunció la conversión de la mayoría de las deudas denominadas en moneda extranjera con entidades financieras en el sistema financiero argentino en deudas denominadas en pesos a un tipo de cambio uno a uno (en el caso de obligaciones denominadas en dólares) o a una tasa similar (en el caso de obligaciones denominadas en otra moneda extranjera), a ser ajustadas según el CER. En marzo de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 762/02 por el cual reemplazó al CER con el CVS para ciertas deudas.

Todos estos factores, incluyendo los diferentes tipos de cambio aplicados a la conversión de depósitos bancarios denominados en moneda extranjera y los préstamos denominados en moneda extranjera, han limitado aún más el sistema financiero argentino. Desde enero de 2002, el Banco Central se ha visto forzado a otorgar una asistencia financiera sustancial a la mayoría de los bancos del sistema financiero argentino. El corralito, el corralón y ciertas otras medidas han protegido en gran medida a los bancos de un mayor retiro masivo de los depósitos pero también han originado una parálisis de virtualmente todas las actividades comerciales y financieras, disminuido el gasto y aumentado aún más la inestabilidad social, exacerbando la ya severa recesión. Como resultado, tuvo lugar un repudio público generalizado y protestas dirigidas a las entidades financieras, lo cual también han tenido un efecto sustancial adverso en el sistema financiero argentino.

El 1º de junio de 2002, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 905/02, que otorgó a los titulares de depósitos bancarios reprogramados originariamente denominados en moneda extranjera, así como aquéllos originariamente denominados en pesos, la opción (durante un período de 30 días hábiles bancarios en la Argentina a partir del 1º de junio de 2002) de recibir bonos emitidos por el Gobierno Nacional en lugar del pago de dichos depósitos. Estos bonos podrían ser aplicados al pago de ciertos préstamos en ciertas condiciones. El 17 de setiembre de 2002, el Decreto Nº 1.836/02 lanzó otra oferta de canje similar. Los depositantes, no obstante, mostraron escaso interés en la primera o segunda fase de la oferta de canje de sus depósitos por bonos.

En una decisión de fecha 5 de marzo de 2003, la Corte Suprema de Justicia de la Nación revocó sobre fundamentos constitucionales la conversión obligatoria a pesos de los depósitos en dólares estadounidense en poder de la Provincia de San Luis en Banco Nación según el Decreto de Emergencia Nº 214/02. Según la ley argentina, las resoluciones de la Corte Suprema se limitan a los hechos y personas en particular con los que se relacionan; no obstante, los tribunales inferiores tienden a seguir el precedente de la Corte Suprema. Existen también numerosos otros casos en el sistema judicial argentino que atacan la constitucionalidad de la pesificación según la Ley de Emergencia Pública. La decisión de la Corte Suprema crea incertidumbre en el sistema bancario argentino en su totalidad y origina la posibilidad de que el Gobierno Nacional pueda estar obligado a prestar mayor asistencia financiera a los bancos en la forma de bonos denominados en dólares estadounidenses, un paso que se agregaría a la deuda pendiente el país y es visto con preocupación por los tenedores de los bonos en circulación de la Argentina.

A través del Decreto Nº 739/03 de fecha 28 de marzo de 2003, el Gobierno Nacional hizo una serie de intentos por eliminar el corralón, otorgando a los tenedores de depósitos originalmente denominados en moneda extranjera la opción de canjear estos depósitos por pesos, a una tasa de Ps. 1,40 por U$S 1 (en el caso de depósitos originalmente denominados en dólares estadounidenses) o a una tasa similar (en el caso de depósitos originalmente denominados en otra moneda), ajustado según el CER, más intereses devengados, y por los bonos a 10 años denominados en dólares estadounidense a ser emitidos por el Gobierno Nacional por un monto igual a la diferencia entre el monto en pesos a ser recibido por los depositantes y el equivalente en pesos del monto del depósito original al tipo de cambio aplicable el 1º de abril de 2003. Esta oferta fue aceptada por los tenedores de aproximadamente el 50% de dichos depósitos.

Los factores mencionados anteriormente han aumentado las presiones sobre un ya debilitado sistema financiero argentino. Ciertos bancos de control extranjero han cerrado sus puertas en la Argentina. Dada la pérdida de la confianza de los depositantes en el sistema financiero argentino, la eliminación del corralón podría resultar en un intento de los depositantes de retirar sus depósitos y convertir los pesos resultantes en dólares. Dicho comportamiento de retiros revertiría el aumento reciente en el nivel de depósitos bancarios mientras que muchas conversiones a dólares podrían originar un fuerte aumento del tipo de cambio entre el peso y el dólar e inflación. Más aún, debido a los problemas de liquidez de los bancos en el sistema financiero argentino, estos retiros podrían resultar en el colapso del sistema financiero argentino y exacerbar la depreciación del peso. A la fecha de este Prospecto, dicho comportamiento de retiros no había tenido lugar.

El colapso del sistema bancario argentino, o el colapso de uno o más de los principales bancos del sistema, tendría un efecto sustancial y adverso sobre las perspectivas de recuperación económica y estabilidad política, resultando en una pérdida de la confianza del consumidor, menores ingresos disponibles y menores alternativas de financiamiento para el consumidor. Tal colapso y su efecto sobre los consumidores también podrían tener un efecto sustancial y adverso en la Compañía, incluyendo un menor uso de sus servicios y un mayor nivel de cuentas morosas e incobrables.

La devaluación del peso, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía y las condiciones macroeconómicas prevalecientes en la actualidad en la Argentina han tenido y podrán continuar teniendo un efecto sustancial adverso sobre los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.

Las políticas económicas del Gobierno Nacional y cualquier caída futura del valor del peso contra el dólar estadounidense podrían afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. El peso ha estado sujeto a una fuerte devaluación en el pasado y podrá ser objeto de fuertes fluctuaciones en el futuro.

La Ley de Emergencia Pública puso fin a diez años de paridad entre el peso y el dólar estadounidense y autorizó al Gobierno Nacional a fijar el tipo de cambio entre el peso y otras monedas. El Gobierno Nacional estableció inicialmente un tipo de cambio dual de Ps. 1,40 por dólar estadounidense para ciertas operaciones y un tipo de cambio de libre flotación para todas las demás operaciones. Este sistema dual fue posteriormente eliminado a favor de un sistema de cambio único de libre flotación para todas las operaciones. Desde la flotación del peso, ha atravesado una variación significativa, originando que le Banco Central intervenga en el mercado para limitar los cambios de valor del peso mediante la venta de dólares estadounidenses y, últimamente, comprando dólares estadounidenses. Al 23 de junio de 2003, el tipo de cambio era de Ps. 2,79 por dólar estadounidense. Véase Capítulo 3: --“Información sobre el Tipo de Cambio” para mayor información sobre los tipos de cambio entre el peso y el dólar estadounidense.

La Compañía no puede asegurarles que futuras políticas adoptadas por el Gobierno Nacional podrán limitar la volatilidad del valor del peso y, en consecuencia, el peso podría ser objeto de fuertes fluctuaciones que podrían afectar en forma sustancial y adversa la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. Asimismo, el Gobierno Nacional enfrenta serios problemas fiscales como resultado de la devaluación del peso. Como la mayoría de los pasivos financieros del Gobierno Nacional se encuentran denominados en dólares estadounidenses, ha habido un aumento en términos de pesos en el monto de deuda total del Gobierno Nacional como resultado de la devaluación del peso. La recaudación fiscal denominada en pesos constituye la mayor parte de los ingresos fiscales del Gobierno Nacional y, sin perjuicio de su aumento nominal debido a la inflación, la recaudación fiscal ha disminuido en términos de dólar. Por ello, la capacidad del Gobierno Nacional de pagar sus obligaciones de deuda pública se ha visto afectada en forma sustancial y adversa por la devaluación del peso.

La Compañía liquida sustancialmente todos sus ingresos en la Argentina y en pesos y, como resultado, la devaluación del peso y la pesificación y el congelamiento de sus tarifas han tenido un efecto sustancial adverso en su capacidad para atender su deuda mayormente denominada en moneda extranjera y han aumentado significativamente en términos de pesos. Asimismo, el costo del peso de aproximadamente el 12% de sus gastos denominados en moneda extranjera y sus mercaderías importadas (incluyendo bienes de capital) ha aumentado debido a tal devaluación. Más aún, la devaluación del peso ha tenido un efecto sustancial adverso en su situación financiera ya que el valor libro denominado en pesos de sus activos no ha aumentado a la misma tasa que el valor libro denominado en pesos de la deuda de la Compañía mayormente denominada en moneda extranjera. Cualquier futura depreciación del peso contra el dólar estadounidense aumentará correspondientemente el monto de su deuda en pesos, con mayores efectos adversos sobre el resultado de sus operaciones y su situación financiera. Al 31 de diciembre de 2002, la deuda de la Compañía en moneda extranjera era equivalente a U$S 402,7 millones.

Dada la continua crisis económica de la Argentina y la correspondiente incertidumbre económica y políticas, resulta imposible predecir si, y en qué medida, el valor del peso podrá depreciarse o revaluarse contra el dólar estadounidense y cómo afectará esta incertidumbre el consumo de los servicios de gas. Más aún, la Compañía no puede predecir si el Gobierno Nacional modificará aún más su política monetaria y, de hacerlo, el impacto de estos cambios en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La economía argentina podrá continuar experimentando altos niveles de inflación y los ingresos en pesos de la Compañía no se encuentran sujetos a indexación.

El 24 de enero de 2002, el Gobierno Nacional modificó la carta orgánica del Banco Central para permitirle imprimir moneda sin tener que mantener una relación fija y directa con las reservas en oro y moneda extranjera. Esta modificación permite al Banco Central efectuar anticipos de corto plazo al Gobierno Nacional para cubrir sus déficits de presupuesto previstos y prestar asistencia a entidades financieras con problemas de liquidez o solvencia.

Si el Banco Central emite grandes montos de moneda para financiar el gasto público o asiste a entidades financieras en problemas, ello podría originar inflación. Durante 2002, el índice de precios al consumidor de la Argentina aumentó un 41% y el índice de precios mayoristas aumentó un 119%. Durante el primer trimestre de 2003, el índice de precios al consumidor argentino aumentó un 2,5% y el índice de precios mayorista aumentó un 0,2%. En el pasado, la inflación sustancialmente afectó la economía argentina y la capacidad del gobierno argentino de crear las condiciones que permitan un crecimiento. Si el valor del peso no pudiera estabilizarse por las expectativas positivas respecto del futuro económico de Argentina así como también por estrictas políticas fiscales y monetarias, podría esperarse un aumento en los índices de inflación.

La Compañía obtiene la porción principal de sus ingresos de los cargos básicos mensuales pagados en pesos. Antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública, estos cargos estaban vinculados a una tasa por unidad de uso calculada en dólares estadounidenses, teniendo asimismo la Compañía el derecho de ajustar la tasa semestralmente de acuerdo con las variaciones del índice de precios al productor de los Estados Unidos. Según la Ley de Emergencia Pública, se han revocado las disposiciones de contratos para la prestación de servicios públicos celebrados entre el Gobierno Nacional y los prestadores de dichos servicios (incluida la Compañía) que requieren ajustes en base a índices de inflación extranjera y todos los demás mecanismos de indexación, y las tarifas para la prestación de dichos servicios actualmente están convertidas de sus valores originales en dólares a pesos a una tasa de Ps. 1 por U$S 1. Salvo que las tarifas de la Compañía aumenten a una tasa por lo menos igual a la tasa de inflación, cualquier otro aumento en el índice de inflación resultará en una disminución de los ingresos de la Compañía en términos reales y afectará en forma adversa los resultados de sus operaciones. La Compañía se encuentra en proceso de renegociación de tarifas con el Gobierno Nacional. La Compañía no puede garantizar que el resultado de esta renegociación será favorable para su posición financiera y económica futura. Véase Capítulo 3: “—Factores de Riesgo relacionados con la Compañía”.

Los controles de cambio podrán impedir que la Compañía cumpla con sus obligaciones de deuda denominada en moneda extranjera.

A partir de principios de diciembre de 2001, el Gobierno Nacional implementó una cantidad de medidas monetarias y de control de cambios que incluyeron limitaciones sobre el retiro de fondos depositados en bancos y reforzaron las restricciones para realizar ciertas transferencias al exterior, incluyendo transferencias relacionadas con la cancelación de deuda con acreedores extranjeros. Estas regulaciones, que fueron constantemente modificadas desde su primer promulgación y que rigen sobre la Compañía, han sido recientemente canceladas, con la excepción de que las transferencias al exterior relacionadas con pagos de capital de deuda financiera antes del vencimiento o la cancelación de intereses sobre deuda financiera anterior a los 15 días previos a su fecha de vencimiento, requieren la aprobación previa del Banco Central. La Compañía no puede garantizarles que tales restricciones sobre las transferencias de fondos al exterior no serán reinstauradas y, si lo fueran, que no impedirán a la Compañía el pago de su deuda externa.

La Compañía no puede predecir las políticas de la administración recientemente elegida ni su efecto sobre la Compañía.

El 27 de abril de 2003, se llevaron a cabo elecciones presidenciales en Argentina. Dos candidatos del partido Peronista, Carlos Menem, ex presidente de la Argentina, y Néstor Kirchner, candidato respaldado por el entonces presidente del país, Eduardo Duhalde, obtuvieron aproximadamente el 24% y 22%, respectivamente, del total de votos. De acuerdo con la ley argentina, debía realizarse una segunda vuelta electoral el 18 de mayo de 2003. No obstante, el 14 de mayo de 2003 Carlos Menem anunció su retiro de dicha elección. Como resultado, Néstor Kirchner se convirtió en el nuevo presidente y tomó funciones el 25 de mayo de 2003. La Compañía no puede predecir las políticas de la administración Kirchner ni su efecto sobre ella.

Factores de Riesgo relacionados con la Compañía

Los efectos para la Compañía de la actual crisis macroeconómica en la Argentina y de los recientes cambios de las regulaciones han dado lugar a condiciones que originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar operando comercialmente.

Los Estados Contables Anuales de la Compañía han sido preparados presuponiendo que la Compañía continuará operando comercialmente. Los auditores externos de la Compañía, PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, emitieron un informe sobre los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, estableciendo el impacto negativo para la Compañía del deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la Licencia contractualmente acordados, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a anunciar el 25 de marzo de 2002 la suspensión del pago de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre su capacidad de continuar girando comercialmente. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 no incluyen ajustes que podrían surgir del resultado de esta incertidumbre. Véase Capítulo 18: “Estados Contables”.

El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió sus pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera y la imposibilidad de la Compañía de refinanciar su deuda podrá originar su quiebra y la revocación de su Licencia

Al 31 de diciembre de 2002, la deuda financiera de la Compañía ascendía a Ps. 1.420,3 millones (el equivalente de U$S 421,4 millones a esa fecha). El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió los pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera y actualmente está administrando su flujo de fondos a fin de poder continuar prestando los servicios públicos licenciados obligatorios legalmente. Véase Capítulo 5: “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras – Liquidez y Recursos de Capital”. A pesar de que la Compañía ha acumulado intereses impagos sobre su deuda financiera a las tasas especificadas en los respectivos documentos, no ha acumulado intereses punitorios sobre montos vencidos aunque esto se incluía en dichos documentos.

Ciertos acuerdos de deuda de la Compañía incluyen cláusulas que permiten a los bancos debitar automáticamente de sus cuentas bancarias el monto de intereses y capital que se les adeuda. Aunque en la actualidad los bancos no están aplicando estas cláusulas considerando el plan de reestructuración financiera integral que se intenta ejecutar, no puede asegurarse que en el futuro, los bancos no aplicarán dichas cláusulas.

Los resultados de las operaciones, la situación financiera y el flujo de fondos de la Compañía se han visto sustancial y adversamente afectados como resultado directo de algunos hechos relacionados con la crisis:

• la masiva devaluación del peso;
• la conversión a pesos de las tarifas de la Compañía denominadas en dólares estadounidenses sobre la base uno a uno, originando una diferencia entre el flujo de fondos denominado en pesos y los pagos de la deuda denominada en moneda extranjera;
• el congelamiento de las tarifas de la Compañía; y
• el deterioro de la capacidad de los clientes de la Compañía para pagar sus facturas. Véase Capítulo 3: “—Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con Argentina - Sustancialmente la totalidad de los ingresos de la Compañía se obtienen en Argentina con lo cual ésta depende en un alto grado de las condiciones económicas y políticas del país”.

Como resultado de la suspensión de los pagos de capital e intereses de su deuda financiera, los acreedores de la Compañía tienen derecho a exigir el pago automático del monto de dicha deuda que no hubiera ya vencido y procurar ejercer recursos, incluyendo, entre otros, procurar obtener y trabar embargos contra sus activos. Si la Compañía no puede alcanzar un acuerdo satisfactorio con sus acreedores, es probable que se vea forzada a llevar a cabo procedimientos de concurso o liquidación, lo que podría originar la pérdida de su Licencia. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – La Ley del Gas y la Licencia – Vencimiento”.

Ciertos acreedores de la Compañía han solicitado que la Compañía implemente una reestructuración de deuda antes de completarse las renegociaciones de sus tarifas con el Gobierno Nacional. En consecuencia, es intención de la Compañía desarrollar y presentar a sus acreedores un plan de reestructuración financiera global respecto de toda su deuda financiera. No obstante, no puede garantizarse que la Compañía podrá refinanciar su deuda en su totalidad o en términos aceptables para ella. A fin de asegurar la continuidad y calidad de los servicios públicos, el Decreto Nº 1834/02 dispone que ni la presentación de un procedimiento concursal por parte de la Compañía ni la presentación de un pedido de quiebra en su contra hasta el 10 de diciembre de 2003 originarán la rescisión de la Licencia. La Compañía no puede garantizarles que la suspensión de esta disposición permanecerá vigente luego de dicha fecha.

En enero de 2002, el Gobierno Nacional pesificó y congeló las tarifas de la Compañía y la actual renegociación de sus tarifas podrá resultar en nuevas tarifas que podrán tener un impacto negativo sustancial en su posición financiera futura; la Compañía podrá continuar sufriendo pérdidas operativas como resultado de tal circunstancia.

Futuros acontecimientos económicos negativos podrán resultar en la adopción de otras medidas por parte del Gobierno Nacional, incluyendo cambios en las medidas ya adoptadas. La Compañía no puede garantizarles el efecto que podrán tener estos acontecimientos y medidas en el valor de sus activos o el resultado de sus operaciones.

En enero de 2002, según la Ley de Emergencia Pública, las tarifas cobradas por la Compañía a sus clientes fueron convertidas de sus valores en dólares originales a pesos a una tasa de Ps. 1 por U$S 1 y sus tarifas también fueron congeladas. La Ley de Emergencia Pública también autorizó al Gobierno Nacional a renegociar sus contratos (incluyendo la Licencia de la Compañía) relacionados con obras y servicios públicos. La Compañía se encuentra actualmente en tratativas con el organismo creado por el Gobierno Nacional para renegociar dichos contratos (la “Comisión de Renegociación”) sobre las tarifas que podrá cobrar en el futuro.

De acuerdo con la Ley de Emergencia Pública, el gobierno debe considerar los siguientes factores al negociar un nuevo régimen tarifario:

• el efecto de estas tarifas sobre la competitividad de la economía general y sobre la distribución de los ingresos,
• los parámetros del servicio,
• las inversiones que han sido autorizadas a las empresas licenciatarias efectuar y han efectuado,
• la protección al consumidor y el acceso de los servicios,
• la garantía del sistema, y
• la rentabilidad de las empresas de servicios públicos.

El resultado de la renegociación de tarifas es incierto tanto en su oportunidad como en su forma final. Por lo tanto, la Compañía no puede garantizarles si y en qué momento concluirá el proceso de renegociación ni si resultará en mayores restricciones (por ejemplo, el requerimiento de inversiones en bienes de capital que no resulten rentables) ni que las tarifas resultantes de la renegociación mantendrán en el tiempo su valor en dólares estadounidenses o pesos constantes para compensar cualquier aumento pasado y futuro en la inflación o devaluación del peso. La inflación en términos del índice de precios mayoristas y el índice de precios al consumidor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 fue del 119% y 41%, respectivamente, y la devaluación del peso ascendió al 237% durante ese año.

Según el proceso establecido para la renegociación, la Compañía ha presentado una solicitud provisoria de un aumento de tarifas y una propuesta general sobre el régimen tarifario de la Compañía dentro de períodos prescriptos. La Compañía no tiene conocimiento de cuándo concluirán las renegociaciones y si lo harán de forma de no originar un efecto sustancial adverso sobre la Compañía.

El 24 de enero de 2003, el Gobierno Nacional emitió el Decreto de Emergencia Nº 120/03, el cual estableció que el Gobierno Nacional puede disponer ajustes o aumentos tarifarios provisorios hasta completarse el proceso de renegociación de los contratos y licencias de servicios públicos requerido por la Ley de Emergencia Pública. El 30 de enero de 2003, el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del ENARGAS dispusieron un aumento provisorio de tarifas de aproximadamente el 10% para los sectores de electricidad y gas. El 30 de enero de 2003, la Compañía comenzó a facturar a sus clientes con tarifas aumentadas. No obstante, el Defensor del Pueblo de la Nación, el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y una cantidad de organizaciones de protección al consumidor presentaron impugnaciones de ambos decretos por vía judicial y, en base a ellas, un tribunal emitió una medida precautoria prohibiendo el aumento de tarifas dispuesto. Como resultado de tal medida, el 27 de febrero de 2003 la Compañía suspendió la facturación a sus clientes con la tarifa aumentada y retomó la facturación en los niveles de tarifas menores anteriores. La Compañía no puede garantizarles que recibirá otro aumento de tarifas provisorio o, de suceder, que no se verá impedida de aumentar sus tarifas según dicho aumento. Asimismo, aún en el caso de obtener la aprobación de los aumentos tarifarios propuestos, no puede asegurarse que dichos aumentos no originarán mayores índices de falta de pago por parte de los clientes.

La Compañía ha estado y podrá continuar estando sujeta a ajustes de tarifas adversos.

La Compañía opera en una industria regulada y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones dependen del marco regulatorio aplicable y la interpretación y aplicación de dicho marco por el Ente Nacional Regulador del Gas (”ENARGAS”), el organismo del Gobierno Nacional creado para regular a las empresas de transporte y distribución de gas privatizadas. La Compañía ha mostrado repetidas veces su desacuerdo con la interpretación del ENARGAS y su aplicación del marco regulatorio. Según el marco regulatorio que rige sobre el servicio público de distribución de gas en la Argentina, las tarifas de distribución deben ser ajustadas periódicamente para reflejar los cambios en el costo de gas comprado. Sin perjuicio de lo precedente, el ENARGAS ha limitado en diversas ocasiones el traslado del costo del gas comprado por la Compañía, impidiéndole así recuperar aproximadamente Ps. 25 millones respecto de sus compras de gas desde 1995 a 2001. La Compañía ha presentado las debidas apelaciones respecto de estas cuestiones, algunas de las cuales han sido rechazadas. Futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por parte del ENARGAS, incluyendo futuras limitaciones sobre el traslado de los costos sustanciales de compra de gas podrían afectar sustancial y adversamente a la Compañía. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas – Ajuste de Tarifas por el IPP de los Estados Unidos”, “Marco Regulatorio – Tarifas – Traslado del Costo de Compra del Gas” y “—Marco Regulatorio”.

El 10 de enero de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución Nº 1.477, que ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2000 sin incluir un ajuste para reflejar un aumento en el Indice de Precios al Productor - Bienes Industriales, de los Estados Unidos (el “IPP de los Estados Unidos”), según contemplaba la Licencia de la Compañía antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste habría resultado en un aumento del 3,78% en los componentes del transporte y la distribución en las tarifas de la Compañía a dicha fecha. Ello se debió al hecho de que, en las negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno Nacional, las empresas de distribución y transporte acordaron diferir la facturación de los montos relacionados con el ajuste por el IPP de los Estados Unidos durante los primeros seis meses de dicho año. Más aún, el ENARGAS estableció, a través de la misma resolución, la metodología de recuperar durante el período de diez meses posterior al 1º de julio de 2000, los montos no cobrados atribuibles a la aplicación del IPP de los Estados Unidos a las tarifas de la Compañía en el primer semestre de 2000. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas”.

El 17 de julio de 2000, las empresas de distribución y transporte, el ENARGAS y el Gobierno Nacional acordaron aumentar las tarifas a partir del 1º de julio de 2000 (a) para reflejar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos que, en virtud del acuerdo referido en el párrafo anterior, no fue incorporado a las tarifas al 1º de enero de 2000 y (b) por el monto que habría sido facturado durante los primeros seis meses de 2000 en concepto de dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos si hubiera sido incorporado en las tarifas el 1º de enero de 2000 y para recuperar dicho aumento, más los intereses devengados, según lo siguiente: (x) 30% a partir del 1º de julio de 2000 al 30 de abril de 2001, y (y) el restante 70% a partir del 1º de octubre de 2000 al 30 de abril de 2001. Adicionalmente, acordaron diferir la facturación de los montos relacionado con los ajustes por el IPP de los Estados Unidos para el período comprendido entre el 1º de julio de 2000 y el 30 de junio de 2002, y crear un “Fondo de Estabilización del IPP”). El Fondo de Estabilización del IPP entró en vigencia el 1º de julio de 2000 y fue conformado por los montos resultantes de la diferencia entre las tarifas efectivamente cobradas y las tarifas que habrían sido cobradas al 30 de junio de 2002 si dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos hubiera sido incorporado a las tarifas según contempla el marco regulatorio. El Gobierno Nacional ratificó lo precedente por Decreto Nº 669 de fecha 4 de agosto de 2000. Por lo tanto, la Compañía acumuló los montos diferidos durante el período de la postergación, más intereses a una tasa anual del 8,2%.

El 29 de agosto de 2000, la Compañía fue notificada de que, en un procedimiento iniciado por el Defensor del Pueblo de la Nación, se había dictado una resolución judicial suspendiendo el Decreto Nº 669 sobre la base de que el ajuste de tarifas según un mecanismo de indexación en base a un índice extranjero era ilegal según la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, Ministerio de Economía y las licenciatarias del gas apelaron la medida e impugnaron al Defensor del Pueblo de la Nación, pero la apelación fue rechazada. El ENARGAS posteriormente informó a la Compañía que las tarifas volverían a ser las vigentes con anterioridad al Decreto Nº 669, es decir, sin estar ligadas al IPP de los Estados Unidos. Como la Ley de Emergencia Pública eliminó el ajuste de tarifas por el IPP de los Estados Unidos, la Compañía no procura apelar tal decisión ante la Corte Suprema. No obstante, la Compañía continuará impugnando la decisión que declara ilegal al ajuste por el IPP de los Estados Unidos y tratará de recuperarlo hasta la fecha de vigencia de la Ley de Emergencia Pública.

En vistas del escenario antes detallado y los recientes acontecimientos que han tenido lugar en el contexto de la crisis financiera argentina explicada anteriormente, la Compañía canceló contablemente como “Pérdida Extraordinaria” en 2001 la diferencia entre la ganancia devengada durante 2000 y 2001 atribuible a los ajustes por el IPP de los Estados Unidos no facturados menos los gastos devengados durante dicho período en concepto de aumentos en las tarifas de transporte atribuibles a los ajustes por el IPP de los Estados Unidos de dichas tarifas que la Compañía había pagado a TGS y TGN.

En mayo, julio y agosto de 2002, el ENARGAS dictó resoluciones que autorizan desde el 1º de mayo de 2002 los aumentos de tarifas según valores en pesos para los meses de invierno de 2001. Tales aumentos, no obstante, no reflejan el costo incremental estacional del gas en cabeza de pozo. Asimismo, según el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del ENARGAS del 30 de enero de 2003, se fijó una “tarifa social” a fin de reducir el precio del gas para los consumidores de bajos recursos y desempleados. Tal reducción de la “tarifa social” fue compensada por un aumento en las tarifas cobradas a otros consumidores. Pocos días después, esto aumentos fueron suspendidos judicialmente luego de las presentaciones de la Defensoría del Pueblo de la Nación, la Defensoría del Pueblo de la Ciudad de Buenos Aires y ciertas otras entidades.

Según se detalla en el Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Contratos Comerciales – Contratos de Compra de Gas Natural – Limitaciones sobre los Contratos de Compra de Gas de Corto Plazo”, la Compañía prevé comprar una porción de su abastecimiento de gas en el mercado spot. La Compañía no puede garantizar que podrá trasladar a sus tarifas el costo total de estas compras.

El deterioro de la economía argentina y los efectos de la pesificación en la Compañía podrán exigirle emprender una reducción de capital obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.

Si las pérdidas de la Compañía para cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, la Compañía se vería obligada a reducir su capital social según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, salvo que recibiera un aporte de capital suficiente como para restituir su situación financiera. Asimismo, si el patrimonio neto de la Compañía fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor al activo) en cualquier cierre de ejercicio, la Compañía será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, salvo que reciba un aporte de capital que origine una vez más que su activo supere al pasivo. El 16 de julio de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 1.269/02 que suspendió la ejecución de tales disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina hasta el 10 de diciembre de 2003. La Compañía no puede garantizarles que, si dichas disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina entraran nuevamente en vigencia, las futuras pérdidas de la Compañía no requerirán la reducción de su capital social o su disolución y liquidación si no se reciben los aportes de capital adecuados.

El deterioro de la economía argentina ha tornado imposible para la Compañía acceder al mercado de capitales u obtener nueva financiación de terceros, exigiéndole así intentar renegociar su deuda existente con sus acreedores.

A la luz de los recientes acontecimientos macroeconómicos en la Argentina y el impacto negativo que dichos hechos han tenido sobre la Compañía, la Compañía no puede acceder al mercado de capitales y ya no se encuentran disponibles para la Compañía recursos financieros de terceros, tanto a nivel nacional como internacional, en montos suficientes para permitirle refinanciar sus obligaciones de deuda. Asimismo, como resultado de la devaluación del peso y la pesificación de sus tarifas, los fondos de la Compañía generados internamente no son suficientes por sí solos para cumplir con sus obligaciones de deuda a su vencimiento. Más aún, la Compañía no puede determinar si el actual entorno macroeconómico en la Argentina empeorará en el corto plazo y dañará aún más su capacidad de cumplir con sus obligaciones de deuda actuales y futuras.

Al 31 de marzo de 2003, la Compañía tenía pendiente de pago la siguiente deuda:

• obligaciones negociables con vencimiento 2002-2004 por un capital de U$S 230 millones y euros 110 millones; y
• financiamiento bancario pendiente por un total al equivalente de U$S 75 millones.

Si la Compañía no puede renegociar sustancialmente toda sus obligaciones de deuda, no tendrá con suficientes fondos para cumplir con sus obligaciones financieras hacia sus acreedores a su vencimiento. La Compañía no puede garantizarles a la fecha de este Prospecto que podrá renegociar sus pasivos financieros.

La demanda de los servicios de la Compañía se ve altamente influenciada por las condiciones climáticas de la Argentina.

Las ventas y ganancias de la Compañía se ven altamente influenciadas por las condiciones climáticas imperantes en la Argentina. La demanda de gas natural es, y en consecuencia, los ingresos de la Compañía son significativamente mayores durante los meses de invierno que durante el resto del año. Un clima cálido en el área de servicio de la Compañía durante los meses de invierno podrá originar una gran reducción de la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, su principal fuente única de ingresos y la clase de clientes cuya tarifa otorga sus mayores márgenes. Como el marco regulatorio en el que opera la Compañía no le permite recuperar el costo de su capacidad de transporte en firme no utilizada a través de sus tarifas, podrá incrementarse el efecto adverso de una reducción de la demanda de los clientes residenciales originada por cuestiones climáticas si la Compañía no puede utilizar su capacidad de transporte para otras clases de clientes o disponer de su capacidad excedente.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados adversamente por aumentos en el suministro de energía hidroeléctrica.

Según el sistema regulatorio eléctrico argentino, las generadoras de electricidad se despachan en orden ascendente del costo marginal de generación. Como las centrales hidroeléctricas generan energía a un costo marginal que es menor que el costo marginal de generación de otros tipos de centrales (incluyendo las centrales clientes de la Compañía), un aumento sustancial en la energía generada por las estaciones generadoras hidroeléctricas desplaza un monto sustancial de energía generada por torso tipos de centrales (incluyendo las centrales clientes de la Compañía) y origina una correspondiente disminución de las ventas de la Compañía a dichos clientes. Es muy probable que tanto las fuertes precipitaciones como un aumento sustancial en la capacidad de generación de hidroeléctrica instalada, salvo que la energía relacionada sea exportada o a menos que las instalaciones de transmisión sean insuficientes para transmitir dicha energía, aumenten el suministro de energía hidroeléctrica, reduciendo así la generación térmica y, como resultado, las ventas de la Compañía a centrales eléctricas. El efecto de este desplazamiento es particularmente adverso para la Compañía si tiene lugar durante los meses más cálidos del año, período en el cual las ventas de la Compañía a las centrales eléctricas típicamente representan una porción significativa de sus ingresos y le permite utilizar su capacidad de transporte en firme excedente.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados sustancial y adversamente por los precios de los combustibles competidores.

La Compañía compite directamente con los vendedores de fuel-oil en las ventas a las centrales de doble alimentación. Los precios del fuel-oil en la Argentina siempre han sido inestables pero en general han estado por encima de los precios del gas por igual cantidad de energía. Sin embargo, los precios del fuel-oil por igual cantidad de energía han caído ocasionalmente por debajo de las tarifas máximas de la Compañía para ventas de gas interrumpibles a las centrales eléctricas. Durante 2000 y 1999, el precio del fuel-oil aumentó como consecuencia de los altos precios del petróleo en la Argentina y en los mercados internacionales del petróleo. En 2001, el precio del fuel oil cayó como resultado de los menores precios del petróleo, a pesar de que los precios del gas continuaron siendo más económicos. En 2002, el precio del fuel oil aumentó como resultado de los mayores precios del petróleo y de la devaluación del peso. Es intención de la Compañía perseguir políticas de descuentos apropiadas a fin de competir con los precios del fuel-oil como combustible para las plantas duales. No puede asegurarse que futuros aumentos en los precios del gas natural o la reducción de los precios del fuel-oil no harán más económico su uso, afectando así adversamente a la Compañía.

Las plantas generadoras clientes de la Compañía han instalado tecnología de ciclo combinado. A pesar de que las plantas generadores con tecnología de ciclo combinado requieren menos gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto para generar igual cantidad de electricidad, la Compañía estima que la mayor eficiencia operativa de las plantas generadoras de ciclo combinado incrementará su despacho de acuerdo con las normas de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista de la Argentina. La tecnología de ciclo combinado utiliza como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo y como consecuencia del menor costo del gas natural comparado con el costo de la cantidad de energía equivalente de gas-oil, la Compañía considera que la demanda de gas natural por parte de sus centrales eléctricas clientes ha aumentado y continuará aumentando como consecuencia de la instalación de la tecnología de ciclo combinado. No puede asegurarse que futuros aumentos en el precio del gas natural o disminuciones en el precio del gas-oil no tornen más económico para los clientes el gas-oil, afectando adversamente los ingresos de la Compañía. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Ingresos – Centrales Eléctricas”. En 2002, las entregas de gas de la Compañía a centrales eléctricas representaron aproximadamente el 36% de las entregas de gas de la Compañía a todos los clientes y aproximadamente el 8% de sus ventas netas. Véase Capítulo 5: “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras”.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados adversamente por el derecho de sus clientes a baypasear los servicios de la Compañía

A pesar de que la Licencia de la Compañía otorga el derecho exclusivo de distribuir gas natural dentro de su área de servicio, el sistema de entrega de gas de la Argentina es abierto. Una de las principales características de un sistema de acceso abierto es que los grandes consumidores dentro del área de servicio de la Compañía pueden contratar la compra de gas natural a comerciantes o productores y celebrar contratos con las empresas de transporte y distribución para entregar el gas comprado a estos clientes. Tales consumidores acuerdan su propio abastecimiento de gas mientras que continúan utilizado la red de distribución y capacidad de transporte de la Compañía para la entrega del gas. En tales casos, los consumidores pagan a la Compañía una tarifa por el uso de su red de distribución y capacidad de transporte. Alternativamente, los consumidores pueden construir una conexión directa a un sistema de transmisión mientras que continúa comprando gas a la Compañía y pagándole una tarifa para cubrir el costo del gas comprado. Los consumidores dentro del área de servicio de la Compañía que contratan tanto la compra directa como el transporte de gas sin el uso de su red de distribución no le pagarían una tarifa.

Cualquier consumidor que desee saltear el sistema de la Compañía completamente y evitar pagarle cualquier tarifa debe incurrir en varios costos y enfrentar ciertas limitaciones prácticas que, en algunos casos, tornan este salto económicamente desfavorable o impráctico. Por ejemplo, los consumidores que no utilizan la red de distribución de la Compañía deben incurrir en el gasto de construir y mantener líneas de conexión (un gasto que aumenta con la distancia entre la línea de transmisión y el densidad del área propuesta) así como el gasto de la medición y otros rubros vinculados. El limitado acceso a capacidad de transporte en firme también será un problema para los consumidores que requieran un abastecimiento de gas ininterrumpido. Asimismo, un cliente que tenga intención de comprar gas a un tercero debe previamente notificar tal circunstancia al ENARGAS y a la Compañía con tres meses de anticipación.

La Compañía coopera con las centrales eléctricas clientes y ciertos clientes industriales que compran gas directamente a proveedores pero continúan utilizando los servicios de transporte y distribución de la Compañía. Este tipo de acuerdo permite a la Compañía (a) evitar incurrir en costos de compra de gas (y cargos take-or-pay) y (b) cobrar una tarifa a los clientes, costeando así todo o parte del costo de la capacidad de transporte en firme de la Compañía utilizado para dichos servicios. Estos acuerdos también permiten a la Compañía lograr cierto ahorro evitando (a) el costo de compra del gas utilizado como combustible de compresión que, según el marco regulatorio, no puede ser trasladado a los clientes y (b) ciertos impuestos a los ingresos brutos fijados sobre las ventas de gas de la Compañía. En tales acuerdos, todos dichos clientes continuarán dependiendo de los servicios de distribución y transporte que presta la Compañía.

La Compañía ha construido una sólida relación laboral con muchos de sus principales clientes y está implementando políticas de contratación y fijación de precios adecuadas que desilusionen la construcción de gasoductos directos que conecten los principales clientes de la Compañía y los sistemas de transporte que salteen completamente su sistema y eviten el uso de su capacidad de transporte en firme. Es posible que algunos clientes de la Compañía eviten completamente los servicios de la Compañía o le requieran mayor desvinculación de sus servicios de forma que podría afectar adversamente sus márgenes. Es posible también que el ENARGAS reducirá el volumen mínimo de gas requerido para un gran consumidor para comprar capacidad de transporte directamente al transportador. La dirección de la Compañía entiende que el efecto de tales situaciones podría, no obstante, verse mitigado parcialmente por las disposiciones de algunos de sus contratos de transporte en firme con TGS que disponen que, si cualquiera de sus clientes celebrara un acuerdo de transporte en firme en TGS (ya sea directamente con TGS o con un tercero como un productor o intermediario), la Compañía tendría el derecho de reducir su compromiso de transporte en firme con TGS por hasta el monto del servicio perdido entre la Compañía y dicho cliente. Los contratos de transporte en firme de la Compañía con TGN contienen disposiciones similares.

En la actualidad, se utilizan fuentes alternativas de energía como sustitutos del gas natural, principalmente fuel-oil para centrales eléctricas y gas licuado ("LPG") para clientes residenciales y pequeños clientes comerciales. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas natural una gran ventaja de costos con respecto al fuel-oil, si bien dicha ventaja se ha visto disminuida recientemente debido a la caída del precio internacional del petróleo y la disponibilidad de fuel-oil proveniente de Brasil a bajo costo. La Compañía pretende continuar sus políticas de descuento para las centrales eléctricas a fin de conservar la competitividad con el precio del fuel-oil. A fin de que la Compañía pueda lograr un mayor factor de carga durante los meses cálidos, cuando la demanda residencial es más baja, algunas centrales eléctricas clientes han aceptado tomar una cantidad mínima de gas con descuento de las tarifas máximas. Por el contrario, durante los meses más fríos, la Compañía y algunas centrales eléctricas de combustible alternativo en su área de servicio han acordado que la Compañía entregue a dichas centrales un volumen mínimo de gas sobre una base interrumpible. Si la Compañía no cumple con sus compromisos, deberá reintegrar una parte del costo excedente del fuel-oil sobre el precio del gas no entregado sobre una base de energía equivalente. El gas natural es significativamente más barato que el LPG y ofrece a los clientes residenciales y pequeños comerciantes una reducción considerable en los costos del combustible.

El 1º de junio de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución N° 1748, en la que modifica el Reglamento del Servicio para “Pequeños” y “Grandes” Usuarios del Servicio General, con alternativas para la compra de gas y/o transporte a terceros, reduciendo el límite del volumen de referencia de 10.000 MC (353 MPC) a 5.000 MC (177 MPC) por día y reduciendo aún más el límite de demanda interrumpible a 1,5 MMMC/año (53 MMPC/año) de 3 MMMC/año (106 MMPC/año) para saltear la red de distribución. Adicionalmente, el período para notificar al ENARGAS y las empresas distribuidoras el by-pass pretendido se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, la Compañía presentó un reclamo administrativo, procurando la suspensión de dicha Resolución, lo cual aún no ha sido resuelto.

La Compañía podrá incurrir obligaciones take-or-pay

La mayoría de los contratos de compra de gas de la Compañía incluyen cláusulas conocidas con el nombre de disposiciones "take-or-pay" (adquirir o pagar), que requieren que la Compañía pague por ciertos volúmenes mínimos de gas, aún cuando dichos volúmenes no sean tomados por la Compañía. Los compromisos take-or-pay de la Compañía bajo sus contratos de compra de gas hasta el año 2004, la obligan a pagar un promedio de entre el 70% y el 90% del gas que la Compañía está autorizada a comprar bajo dichos contratos. Desde fines de 2001, la demanda de gas natural mostró una leve disminución debido a los menores niveles de actividad económica en la Argentina como consecuencia de la actual crisis y a un aumento del suministro de energía hidroeléctrica. Como resultado, la Compañía no renovó algunos de sus contratos de compra de gas y comenzó asimismo negociaciones con algunos productores para ajustar los volúmenes que había contratado comprar y sus obligaciones take-or-pay a la luz de los nuevos niveles de demanda. Tales productores se encuentran actualmente suministrando gas a la Compañía por volúmenes que reflejan el nuevo nivel de demanda y que la Compañía espera se vean reflejados en los nuevos contratos de abastecimiento que resulten de dichas negociaciones. Durante el período de dichas negociaciones, los productores no facturan a la Compañía por las obligaciones de take-or-pay contraídas en sus contratos de suministro existentes. La Compañía prevé que tales obligaciones y otras obligaciones de los productores y la Compañía en virtud de sus contratos de suministro existentes serán tomadas en cuenta para establecer las disposiciones finales de los nuevos contratos. La Compañía no puede garantizar que dicho nuevo contrato en realidad será celebrado o que no será facturada en última instancia y deberá pagar por sus obligaciones take-or-pay en virtud de sus contratos de suministro existente.

La Compañía podrá estar sujeta a ciertas obligaciones originadas en reclamos por el pago de impuesto de sellos.

El impuesto de sellos es aplicado por la mayoría de las provincias de la Argentina sobre documentos que acreditan la realización de operaciones legales, tales como escrituras, hipotecas, contratos y cartas de aceptación. Los contratos celebrados fuera de una provincia estarán sujetos al régimen fiscal de dicha jurisdicción si el contrato tiene efectos dentro de la provincia. Debido a la naturaleza instrumental del impuesto de sellos, se aplica solamente a documentos instrumentados por escrito (i) que contengan una oferta y una expresa aceptación por la otra parte en el mismo documento, o (ii) que estén instrumentados mediante un intercambio de cartas por las cuales la carta de aceptación contenga o establezca los mismos términos del acuerdo. La Compañía opera con diferentes empresas de transporte y de gas a través del intercambio de cartas con aceptación por cumplimiento (los “Contratos de Aceptación Tácita”). La Compañía entiende que el impuesto de sellos no se aplica a tales contratos. Aunque la mayoría de los códigos fiscales provinciales disponen que el impuesto de sellos sólo puede ser gravado sobre contratos del tipo descripto en los puntos (a) y (b) anteriores, en los últimos años algunas provincias han comenzado a cuestionar la utilización de Contratos de Aceptación Tácita, lo cual resulta en una amplia variedad de litigios a fin de someter a los Contratos de Aceptación Tácita al pago del impuesto de sellos.

El 26 de enero de 2000, las autoridades fiscales de la Provincia de Neuquén informaron a la Compañía que es responsable por el pago del impuesto de sellos por hasta Ps. 14,5 millones respecto de Contratos de Aceptación Tácita firmados por la Compañía y empresas de gas luego de la privatización de Gas del Estado. El 4 de abril de 2001, las autoridades fiscales de la Provincia de Neuquén notificaron a la Compañía la decisión final respecto de contratos transferidos por Gas del Estado a la Compañía y celebrados antes de la privatización de Gas del Estado, de los cuales la Compañía se invoca responsable por un monto de Ps. 48,1 millones (incluyendo multas e intereses). Asimismo, la Provincia de Neuquén declaró ser responsable por el impuesto de sellos en la suma de Ps. 23,8 millones (incluyendo multas e intereses) respecto de contratos de transporte celebrados luego de la privatización de Gas del Estado.

La Compañía ha presentado una acción declaratoria contra la Provincia de Neuquén ante la Corte Suprema de la Nación a los efectos de determinar la validez de los reclamos efectuados por la Provincia de Neuquén y solicitar que la Corte Suprema, sobre la base de casos similares, ordene una medida de no innovar contra la Provincia de Neuquén respecto de tales reclamos. La Corte Suprema sostuvo la solicitud e instruyó a Neuquén a no cobrar tal impuesto de sellos.

Más aún, el 6 de abril de 2001, TGS informó a la Compañía la decisión final de la Provincia de Río Negro sobre los contratos transferidos por Gas del Estado y celebrados por la Compañía y TGS antes y después de la privatización de Gas del Estado, fijando la responsabilidad de la Compañía por un monto de hasta Ps. 148,2 millones (incluyendo multas e intereses). En consecuencia, TGS presentó una acción declaratoria contra la Provincia de Río Negro ante la Corte Suprema y obtuvo una medida de no innovar como consecuencia de la cual la Provincia de Río Negro ha suspendido todos los procedimientos de cobro hasta que la Corte Suprema emita su decisión final.

El Ministro de Economía ha confirmado, en una carta de fecha 7 de octubre de 1998, la responsabilidad del Gobierno Nacional por el pago de impuesto de sellos devengado con anterioridad al 28 de diciembre de 1992, la fecha de la privatización de Gas del Estado.

El ENARGAS ha notificado a la Compañía y al Ministerio de Economía que el impuesto de sellos no había sido considerado a los efectos de establecer las tarifas de distribución iniciales y que, si la Corte Suprema sostuviera que corresponde el pago respecto de los Contratos de Aceptación Tácita, el impuesto de sellos sería considerado como un nuevo impuesto que requeriría ser trasladado a las tarifas. El ENARGAS también instruyó a todas las empresas de transporte y distribución a iniciar acciones administrativas y/o judiciales para contestar los reclamos de la Provincia de Neuquén respecto del impuesto de sellos.

No puede asegurarse que se sostendrá la imposición por parte de las Provincias de Neuquén y Río Negro del impuesto de sellos sobre los contratos previos a la privatización de Gas del Estado o sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados por la Compañía con posterioridad a la privatización de Gas del Estado, si la Compañía será indemnizada por el Gobierno Nacional respecto del impuesto de sellos anterior a la privatización, ni si la Compañía podrá recobrar mediante un aumento de tarifas el impuesto de sellos sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados con posterioridad a la Fecha de Toma de Posesión. Tampoco puede asegurarse que no se presentarán o iniciarán nuevos reclamos o procedimientos contra la Compañía en relación con el impuesto de sellos. La Compañía no ha creado reservas para reclamos actuales o potenciales del impuesto de sellos. Como esta clase de reclamos no está limitada a la Compañía sino que involucra a la industria del gas en su totalidad, la resolución de esta controversia podrá generar un acuerdo general o un cambio regulatorio.

La Compañía se encuentra actualmente renegociando algunos de sus contratos, incluyendo acuerdos para la compra de gas natural, que han sido pesificados.

La Ley de Emergencia Pública dispone la conversión a pesos de los valores originalmente en moneda extranjera expresados en los contratos entre partes privadas en la Argentina que se encontraban vigentes a la fecha en que entró en vigencia la Ley de Emergencia Pública, a un tipo de cambio de Ps. 1 por U$S 1 (o a un tipo de cambio equivalente para otras monedas extranjeras), más un ajuste según el CER. La Ley de Emergencia Pública también revocó todas las cláusulas de indexación de dichos contratos y dispuso que, si dicho contrato, modificado por operación de la Ley de Emergencia Pública, fuera demasiado gravoso para una de las partes y si las partes no alcanzaran un acuerdo al respecto, el tema podrá ser sometido a un procedimiento judicial de forma tal de encontrar una solución equitativa. Las obligaciones denominadas en pesos originadas luego de la adopción de la Ley de Emergencia Pública no podrán estar sujetas a cláusulas de indexación.

En la fecha de vigencia de la Ley de Emergencia Pública, la Compañía era parte de diversos acuerdos que han sido pesificados, los más importantes de los cuales eran los contratos para la compra de gas natural (“Contratos de Compra de Gas”) esenciales para la prestación de su servicio. A pesar de que la Compañía ha iniciado negociaciones con productores de gas para modificar sus términos (Véase Capítulo 3: “—Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con la Compañía -- La Compañía podrá incurrir en obligaciones take-or-pay”), a la fecha del presente Prospecto la Compañía no puede predecir el resultado de tales negociaciones ni si podrá contratar suficientes volúmenes de gas para abastecer a sus clientes. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Contratos Comerciales—Suministro de Gas Natural – Contratos Actuales de Compra de Gas”.

La Compañía ha insistido sobre el principio fundamental del marco regulatorio bajo el cual opera, a saber, su derecho de trasladar a sus clientes el precio pagado por el gas que entrega a sus clientes. La Compañía prevé que cualquier aumento, retroactivo o futuro, en el precio pagado por el gas natural será trasladado a sus clientes. Actualmente, la Compañía paga a los productores de gas los montos que el ENARGAS le ha autorizado trasladar en pesos. No obstante, los productores de gas se reservan su derecho respecto de un reclamo futuro por un monto igual a la diferencia entre el precio pagado y el precio contractual ajustado. La mayoría de los contratos de compra de gas de la Compañía disponen que, en caso de que el ENARGAS no autorice el traslado del precio contractual, las partes podrán renegociar los términos del contrato de compra de gas. En caso de no alcanzarse un acuerdo entre la Compañía y el productor de gas, dichos contratos de compra de gas disponen que la Compañía podrá rescindir los contratos sin estar obligada a pagar indemnización al productor de gas. Otras empresas de distribución de gas se encuentran en igual posición a la de la Compañía respecto de su relación con sus proveedores de gas y, como resultado, la Compañía entiende que una resolución de la controversia entre productores y distribuidores podrá tomar la forma de una acuerdo global con todo el sector.

La situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrán verse sustancial y adversamente afectados si la Compañía no pudiera obtener gas de calidad o por interrupciones en el sistema de transporte de gas.

La Compañía no experimentó problemas significativos sobre entregas de gas de sus proveedores durante los inviernos de 2000, 2001 y 2002. La situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrían verse seriamente afectados si la Compañía no pudiera obtener gas de calidad en volúmenes suficientes para cumplir con la demanda de sus clientes.

Asimismo, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrán verse adversamente afectados si ocurriera un accidente u otro hecho que afecte las instalaciones que transportan gas a la Compañía originados por una interrupción en dichas instalaciones y, como resultado de ello, debieran limitarse o discontinuarse las entregas por un período significativo.

La Licencia de la Compañía está sujeta a revocación en ciertas circunstancias, la cual tendría un efecto adverso y sustancial para la Compañía.

La Licencia de la Compañía, el pliego de bases y condiciones de la privatización de Gas del Estado (el “Pliego”) y la reglamentación de la ley según la cual se privatizó la Compañía, la Ley Nº 24.076 (la “Ley del Gas”), contienen requisitos sobre la calidad del servicio, inversiones en bienes de capital, restricciones a la transferencia y gravamen de activos, restricciones sobre la titularidad recíproca entre productores, transportistas y distribuidores de gas y restricciones a la transferencia por parte de Gas Argentino de sus Acciones Clase A y la transferencia por parte de los accionistas de Gas Argentino de sus acciones de Gas Argentino. El incumplimiento de estos requisitos o restricciones podrá dar como resultado la revocación de la Licencia de la Compañía por el Gobierno Nacional, por recomendación del ENARGAS. La compra de la Compañía de más del 20% del gas en cualquier mes a cualquier persona que controle a Gas Argentino o a cualquier vinculada de la controlante podría resultar, en ciertas circunstancias, en la revocación de su Licencia. Más aún, la quiebra de la Compañía resultaría en la revocación de la Licencia. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios –Marco Regulatorio – La Ley del Gas y la Licencia – Vencimiento”. El 17 de setiembre de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 1834 (que permanecerá vigente en tanto la Ley de Emergencia Pública esté vigente), que dispone que la presentación de procedimientos concursales o de una petición de quiebra por o contra empresas que se encuentran renegociando sus licencias otorgadas por el gobierno, como consecuencia de la Ley de Emergencia Pública no originará la rescisión de las licencias de tales empresas

Como regla general, al vencimiento de su Licencia, la Compañía tendrá derecho a recibir la cifra menor entre los siguientes dos montos: (a) el valor libro neto de sus bienes de uso determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de posteriores inversiones realizadas en dólares estadounidenses y ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de depreciación acumulada, y (b) los fondos de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia de la Compañía, neto de costos e impuestos pagados por quien resulte adjudicatario. Si el Gobierno Nacional rescindiera la Licencia antes del vencimiento de su plazo total como resultado del incumplimiento de la Compañía, el Gobierno Nacional podrá compensar contra el valor libro neto de la Compañía cualquier suma adeudada al Gobierno Nacional por daños y perjuicios originados en los hechos resultantes en la revocación de su Licencia. La Licencia establece que tales daños y perjuicios deben ser como mínimo el 20% del valor libro neto de los activos de la Compañía. Alternativamente, el Gobierno Nacional en tales circunstancias podría exigir a Gas Argentino transferir su tenencia de acciones de la Compañía al ENARGAS como fiduciario de su venta posterior por un proceso licitatorio. La indemnización recibida por la Compañía por la revocación de su Licencia podrá no ser suficiente para permitirle pagar sus obligaciones, incluyendo intereses y capital de su deuda financiera.

La Compañía podrá verse sujeta a ciertas obligaciones hacia el Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otros municipios, originadas en la ocupación del espacio público.

El marco regulatorio establece que las variaciones de costos resultantes de cambios en el tratamiento fiscal deberán ser trasladadas a la tarifa final de la Compañía.

La Licencia de la Compañía dispone que tendrá derecho a ocupar y utilizar libre de cargos todas las calles, avenidas, parques, puentes, caminos y demás espacios públicos, incluyendo áreas subterráneas y aéreas, requeridas para las instalaciones necesarias para la prestación del servicio licenciado, incluyendo líneas de comunicación e interconexión a terceros.

En 1997, la Compañía y otras empresas de servicios públicos celebraron un contrato para la coordinación de obras en espacios públicos (“Contrato de Obra en la Vía Pública”) con el Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“GCBA”). Según dicho acuerdo, la Compañía acordó pagar al GCBA Ps. 0,5 millones por año, para compensar los costos de inspección de obras en la vía pública.

En 1998, el GCBA creó una tasa por ocupación de espacio público, aplicable (entre otros) a los gasoductos, incluida el presupuesto anual de la ciudad. Esta tasa ha sido impugnada por las empresas prestadoras de servicios públicos y no ha sido pagada.

A partir de 2000, el GCBA incluyó en su presupuesto una tasa por el estudio, revisión e inspección de obras de espacio público aplicable (entre otros) a lo gasoductos. A pesar de que los Contratos de Obras en la Vía Pública se mencionaban explícitamente como precedente, los montos fiscales fueron aumentados unilateralmente por el GCBA.

El 26 de enero de 2001, el ENARGAS informó a la Compañía que, en el caso de la tasa por el estudio, revisión e inspección de obras en espacios públicos, la Compañía tendría que demostrar el impacto de los cambios en el precio al consumidor final, mientras que, en el caso de la tasa por ocupación de espacios públicos, la Compañía tendría que objetar la validez del nuevo impuesto, tanto a través de procedimientos administrativos como por vía judicial. El ENARGAS también informó al GCBA que todos los cambios en el régimen fiscal serían tratados como un costo a ser trasladado y tendrían que ser absorbidos por los consumidores de la jurisdicción en la que se incorpora el cambio.

El 30de abril de 2001, el GCBA envió una carta reclamando el pago de la tasa por estudio, revisión e inspección de obras en espacios públicos, la cual fue seguida por la presentación de un reclamo formal el 16 de mayo de 2001 por Ps. 5,2 millones para 2000.

Además del monto reclamado el 16 de mayo de 2001, el 2 de diciembre de 2002 el GCBA presentó un reclamo escrito respecto de la tasa por estudio, revisión e inspección de obras en espacios públicos, por un monto de Ps. 7,7 millones en relación con los años 2000 y 2001. Posteriormente, el GCBA reclamó dicho monto para 2002 y también reclamó los montos impagos relacionados con un contrato celebrado en 1997 (Ps. 0,7 millones y Ps. 0,3 millones, respectivamente). La Compañía presentó un recurso administrativo contra ambos reclamos.

El 12 de mayo de 2003, el GCBA reclamó el pago de la tasa por ocupación de espacios públicos por el período entre 1998 y 2003, por el monto total de Ps. 16,3 millones, pagadero por la Compañía el 31 de mayo de 2003. La Compañía presentó un recurso administrativo contra este reclamo. Asimismo, la Compañía notificó al ENERGAS, como primer paso para la solicitud de inclusión en la tarifa pagada por los clientes en la ciudad de Buenos Aires de los montos que se le exigen como consecuencia de estos reclamos.

La Compañía ha negado consistentemente la validez legal de la tasa por ocupación de espacios públicos y ha insistido en que el monto aplicable por la tasa por estudio, revisión e inspección de obras debería ser la establecida en el Contrato de Obra en Vía Pública que paga regularmente.

Sin perjuicio de lo precedente, la Compañía continúa sus negociaciones con el GCBA sobre estos temas. La Compañía no puede garantizar el resultado de dichas negociaciones ni si otras jurisdicciones podrán reclamar tasas similares.

La Compañía ha recibido también reclamos similares por pequeños montos de municipalidades de la Provincia de Buenos Aires, algunos de los cuales ha pagado.

Como las normas argentinas para la información y contabilidad difieren de las de Estados Unidos y otros países, es posible que la información sobre la Compañía no sea tan detallada ni abarcativa como la de emisoras no argentinas, incluyendo a las sociedades estadounidenses.

La información disponible al público sobre las emisoras de títulos valores que cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires es menos detallada en ciertos aspectos que la información regularmente publicada por las empresas que cotizan en bolsa en los Estados Unidos y ciertos otros países. Asimismo, las regulaciones que rigen el mercado de títulos valores de la Argentina no son tan amplias como las vigentes en Estados Unidos y otros mercados internacionales relevantes. Aún cuando la Compañía se encuentra sujeta a los requisitos de información periódica impuestos por la Ley del Mercado de Valores de 1934 y sus modificatorias (la “Exchange Act”), la información periódica requerida de emisoras extranjeras según la Exchange Act es más limitada que la información periódica exigida de emisoras estadounidenses que cotizan en bolsa. Más aún, existe un menor nivel de regulación de los mercados de títulos valores argentinos y de los inversores en dichos mercados en comparación con el mercado de títulos valores de Estados Unidos y ciertos otros países desarrollados La Compañía prepara sus estados contables de acuerdo con los PCGA Argentinos, los cuales difieren en ciertos aspectos de los PCGA Estadounidenses.

Factores de Riesgo relacionados con el Accionista Controlante

Como Gas Argentino es titular de la mayoría controlante de las acciones de la Compañía, los inversores no podrán afectar el resultado del voto de cualquier accionista.

Gas Argentino es titular de la totalidad de las acciones ordinarias clase A de la Compañía, de valor nominal un peso por acción (las “Acciones Clase A”) (representativas del 51% de su capital social) y del 49% de sus acciones ordinarias Clase B de valor nominal un peso por acción (las “Acciones Clase B”) (representativas del 19% de su capital social). Gas Argentino tiene la facultad de determinar el resultado de sustancialmente todos los asuntos a ser resueltos por el voto de los accionistas de la Compañía y de elegir a la mayoría de los miembros de su Directorio y la mayoría de los miembros de su Comisión Fiscalizadora. Asimismo, de acuerdo con sus estatutos (los “Estatutos”), los accionistas Clase A tienen la facultad de elegir dos de los tres miembros de su Comisión Fiscalizadora.

CAPÍTULO 4. INFORMACIÓN SOBRE LA COMPAÑÍA

A. Antecedentes y Evolución

Aspectos Generales

La Compañía fue constituida el 24 de noviembre de 1992 como sociedad anónima conforme a las leyes de Argentina con un período de duración de 99 años. La designación comercial y legal es MetroGAS S.A., su domicilio legal es en Argentina y se rige por las leyes de Argentina.

La sede social y oficinas administrativas están ubicadas en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, (1267) Buenos Aires, Argentina, teléfono: (54-11) 4309-1434. Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía contaba con aproximadamente 1.005 empleados con varias oficinas comerciales en la ciudad de Buenos Aires y en la zona del Gran Buenos Aires. Desde el 17 de noviembre de 1994, las Acciones Clase B cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y las Acciones de Depósito en custodia (las “ADSs”), que representan cada una de ellas diez Acciones Clase B, cotizan en la New York Stock Exchange.

Privatización de Gas del Estado y Creación de MetroGAS

Antes de su privatización, Gas del Estado S.E. (“Gas del Estado”), una empresa estatal creada por el Gobierno Nacional, era propietaria y operaba virtualmente la totalidad de los servicios de transporte y distribución de gas natural de la Argentina. El gas era transportado por Gas del Estado a través de gasoductos de alta presión de aproximadamente 10.590 Km. de longitud, desde las cuencas productoras ubicadas principalmente en el oeste, noroeste y sur de la Argentina hasta las áreas de distribución a efectos de ser suministrado a los clientes.

La privatización de Gas del Estado se llevó a cabo conforme la Ley Nº 24.076 (la “Ley del Gas”) promulgada en junio de 1992 y reglamentada a través de los Decretos Nº 1738/92 y Nº 1189/92. La Ley del Gas establece una nueva estructura industrial para el transporte y distribución de gas natural en la Argentina. Las funciones integradas de compra, procesamiento, transporte, distribución y venta de gas que desempeñaba Gas del Estado fueron reemplazadas por la creación de diez nuevas compañías, dos de transporte y ocho de distribución, cada una de las cuales se encuentra habilitada y regulada por un nuevo marco regulatorio. En diciembre de 1992, el Gobierno Nacional concluyó con éxito la privatización de Gas del Estado mediante la transferencia de la mayor parte de las acciones ordinarias de todas las empresas de distribución y transporte de gas a las respectivas empresas holding formadas por los consorcios que las adquirieron. El Gobierno Nacional conservó la titularidad de una parte del paquete accionario de cada una de las nuevas empresas participando en las mismas con porcentajes que varían entre el 10% y el 40% incluyendo una participación original en MetroGAS del 30%. El Gobierno Nacional ha vendido gran parte de su participación en varias compañías de transporte y distribución mediante oferta pública de acciones (como por ejemplo la oferta de las Acciones Clase B de MetroGAS en noviembre de 1994) o mediante operaciones privadas (como la venta privada de enero de 1997 de las Acciones Clase B restantes). El resto de las acciones del Gobierno Nacional se transfirieron a los empleados de MetroGAS a través del Programa de Propiedad Participada (el “PPP”). Véase Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas – Principales Accionistas”.

El Gobierno Nacional promulgó detallados procedimientos licitatorios que rigieron la privatización de Gas del Estado. Dichos procedimientos se incluyeron en el Pliego. El Pliego establecía que los grupos que presentaran ofertas relativas a una compañía distribuidora de gas debían incluir entre sus miembros a un operador técnico con experiencia en el manejo de una compañía distribuidora que suministrara gas a un mínimo de 500.000 clientes residenciales. Se requirió, asimismo, que el operador técnico celebrara un contrato de asistencia técnica por el que debía prestar, entre otras cosas, cierta asistencia técnica y de gerenciamiento a MetroGAS. Véase “Capítulo 4: -- Panorama de Negocios – Contratos con el Grupo BG – Contrato de Asistencia Técnica.

El Pliego establecía que cada oferta debía estar conformada por un monto determinado en dólares estadounidenses (pagadero parte en efectivo y parte en títulos de la deuda pública argentina externa e interna) más un monto fijo de U$S 62 millones a ser desembolsado en efectivo el 28 de diciembre de 1992 (la “Fecha de Toma de Posesión”) correspondiente a diversos pasivos de Gas del Estado en favor del Gobierno Nacional. Luego de varias ruedas de ofertas, resultó ganador un consorcio formado por British Gas plc., Pérez Companc S.A. (“Pérez Companc”), Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. (“Astra”) e Invertrad S.A. ("Invertrad") (el "Consorcio") ofertando U$S 300 millones más el monto obligatorio de U$S 62 millones. Como resultado, el precio ofertado por la participación mayoritaria del 70% en MetroGAS totalizó la suma de U$S 362 millones.

El Consorcio constituyó Gas Argentino S.A. (“Gas Argentino”) con el objeto de mantener su participación en MetroGAS. Véase Capítulo 7 “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas – Principales Accionistas”. British Gas plc calificó como operador técnico (el “Operador Técnico”) del Consorcio. Véase Capítulo 6: “Directores, Funcionarios Ejecutivos y Empleados – Directores y Funcionarios Ejecutivos – Asistencia Técnica – Contrato de Asistencia Técnica”.

En el proceso de privatización de Gas del Estado se firmó un Contrato de Transferencia en la Fecha de Toma de Posesión entre el Gobierno Nacional, Gas del Estado, British Gas plc, Pérez Companc, Astra, Invertrad, Gas Argentino y MetroGAS (el "Contrato de Transferencia") por el cual se dispuso la transferencia a MetroGAS de los activos de Gas del Estado relacionados con la red de distribución de gas dentro del área de servicio de MetroGAS.

El Contrato de Transferencia estableció que (además del precio de licitación pagado por Gas Argentino) MetroGAS debía asumir determinadas deudas de corto y mediano plazo de Gas del Estado por un monto total aproximado de U$S 110 millones; este monto estaba conformado por deudas a favor del Gobierno Nacional en la suma de U$S 60 millones y a favor de YPF por U$S 50 millones. Asimismo, MetroGAS libró tres pagarés de corto plazo por un monto total aproximado de U$S 26 millones para pagar ciertos créditos y facturas por suministro de gas realizado antes de la Fecha de Toma de Posesión por Gas del Estado. Al 31 de diciembre de 1997, la Compañía había cancelado los U$S 60 millones de su deuda con el Gobierno Nacional, la deuda por U$S 50 millones con YPF y los tres pagarés de aproximadamente U$S 26 millones. Asimismo, el Contrato de Transferencia dispuso que MetroGAS actuara como agente de cobro en relación con determinados créditos vencidos adeudados a Gas del Estado. Al respecto, la Compañía debió efectuar una precancelación no reembolsable de U$S 23,8 millones, la que representó un pago mínimo a ser percibido por Gas del Estado a cuenta de deudas vencidas. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Ingresos - Cobros Pendientes e Incumplimientos".

Bajo el Contrato de Transferencia, MetroGAS asumió ciertas obligaciones en relación con sus nuevos empleados que anteriormente eran empleados de Gas del Estado. MetroGAS asumió la obligación de aceptar dichos empleados con su antigüedad y salarios a esa fecha, haciéndose responsable por reclamos laborales, de accidentes de trabajo y obligaciones relativas a retiros, surgidos con posterioridad a la Fecha de Toma de Posesión. MetroGAS asumió también la obligación de colaborar en la implementación del PPP a fin de posibilitar a los empleados de MetroGAS adquirir el 10% de las acciones de MetroGAS que estaban originalmente en poder del Gobierno Nacional. Asimismo, los empleados de MetroGAS tienen derecho a participar en las ganancias anuales de MetroGAS recibiendo una distribución total equivalente al 0,5% de las ganancias de después de impuestos.

El 20 de enero de 1993, Invertrad cedió su participación en el Consorcio a Argentina Private Development Trust Co., Ltd. (actualmente conocida como Argentina Private Development Co., Ltd) ("APDC"). El 12 de noviembre de 1993, British Gas plc transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a British Gas Netherlands Holding B.V. ("BGNH"), una subsidiaria totalmente controlada de British Gas plc. El 24 de septiembre de 1997, Astra adquirió el 100% de las acciones de APDC. El 11 de agosto de 1998, Pérez Companc transfirió su participación en Gas Argentino a BGNH, Astra y APDC proporcionalmente en base a sus respectivas tenencias. El 30 de agosto de 1999, BGNH transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a British Gas International plc (“BGI”), una entidad totalmente controlada por BG Group plc (“BG Group”). Con vigencia a partir del 1º de enero de 2001 Astra se fusionó con YPF S.A. (“YPF”). El 21 de diciembre de 2001 APDC transfirió su participación en Gas Argentino a YPF. A la fecha de este Prospecto BG Group es titular indirectamente del 54,67% de Gas Argentino e YPF es titular directamente del 45,33% de Gas Argentino.

La Industria del Gas Natural en Argentina

La información con respecto a la industria del gas natural en la Argentina consignada a continuación ha sido preparada en base a material obtenido de diversas fuentes públicas tales como Gas del Estado, la Secretaria de Energía del Gobierno Nacional, leyes, decretos y reglamentaciones y otras fuentes identificadas debajo de la información correspondiente. Los datos contenidos no han sido verificados en forma independiente por la Compañía ni por sus asesores.

Antecedentes Históricos

Con anterioridad a la privatización de Gas del Estado, la industria gasífera argentina era controlada efectivamente por el Gobierno Nacional. A partir de enero de 1944 y hasta diciembre de 1992, el sistema integrado de transporte y distribución de gas natural se encontraba bajo el exclusivo control de Gas del Estado y sus predecesores. Además, hasta 1990, YPF (anteriormente la compañía estatal de petróleo de Argentina) directamente, o a través de sus contratistas, era el único productor de gas natural en el país.

Los activos del servicio de distribución de Gas del Estado fueron divididos en ocho sistemas sobre una base geográfica según lo especificado en la licencia de cada una de las ocho compañías distribuidoras. El área metropolitana de Buenos Aires, el principal mercado de gas en la Argentina, se dividió entre dos empresas distribuidoras, MetroGAS y Gas Natural BAN S.A. ("BAN"). MetroGAS, la más grande de ellas, en términos de número de clientes y volumen de entrega de gas, con aproximadamente el 24,1% de las entregas de todas las distribuidoras de gas en 2002, opera dentro del área que cubre la parte sur y este del gran Buenos Aires, incluyendo la Ciudad de Buenos Aires. BAN es la segunda más grande en el país, en términos de volumen de entregas de gas con aproximadamente el 14,6% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en 2002, abarcando una zona que cubre las zonas norte y oeste del Gran Buenos Aires. Camuzzi Gas Pampeana S.A. ocupa el tercer lugar entre las compañías distribuidoras más importantes en Argentina en términos de volumen de distribución de gas con aproximadamente el 14,4% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en 2002, opera en la zona que abarca la Provincia de Buenos Aires (sin incluir el Gran Buenos Aires). Camuzzi Gas del Sur S.A., la cuarta más grande en términos de entregas de gas, con aproximadamente el 14,2% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras de gas en 2002, opera en el área de mercado que cubre el sur de Argentina. Las restantes distribuidoras en Argentina son Gasnor S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (cuyas respectivas áreas de servicio se encuentran en el noroeste y oeste-central de Argentina) y Litoral Gas S.A. (que cubre el noroeste de la Provincia de Buenos Aires). En 1997 se formó una novena compañía distribuidora para abastecer al noreste de Argentina.

Los activos del servicio de transporte se dividieron sobre una base geográfica extensa en dos sistemas, un sistema troncal de gasoductos norte y otro sur, diseñados para dar a ambos sistemas acceso a las fuentes de gas y abastecer los principales centros de demanda, incluyendo el área del Gran Buenos Aires. Como resultado de la división, el sistema de distribución de la Compañía está conectado directamente al sistema del gasoducto troncal sur operado por TGS, la principal transportadora del gas que provee a la Compañía. Además, la Compañía está conectada en forma indirecta al sistema troncal de gasoductos del norte operado por Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”) a través de un anillo principal alrededor de Buenos Aires de gran diámetro y alta presión y a través de un gasoducto de una compañía distribuidora vecina.

La Ley del Gas y los decretos reglamentarios también otorgaron a cada empresa privatizada, una licencia para operar los activos transferidos, establecieron un marco regulatorio para la industria privatizada el cual se basa en el acceso abierto y no discriminatorio. Se formó una entidad regulatoria, el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) para regular el transporte, distribución, comercialización y almacenamiento del gas natural. Asimismo, la Ley del Gas dispuso la regulación de los precios del gas en boca de pozo, por un período transitorio de entre uno y dos años a partir de junio de 1992, para ser desregulados antes de junio de 1994. Con anterioridad a la desregulación, el precio fue establecido en U$S 0,97 por MMBtu en boca de pozo, que era el precio regulado desde 1991. De conformidad con la Ley del Gas, los precios del gas fueron desregulados a partir del 1º de enero de 1994.

Suministro y Demanda de Gas Natural

Consumo y Demanda de Gas Natural

Las reservas de gas natural y su demanda en todo el mundo han aumentado en forma considerable en los últimos años. El gas natural se distribuye ampliamente y es el único combustible fósil que ha experimentado aumentos estimados en sus reservas en casi todas las regiones del mundo en la última década. Debido a sus menores costos operativos y como combustible alternativo, el gas natural tiene ventajas económicas especiales por sobre las demás fuentes de energía tales como el carbón y la energía nuclear. Asimismo, el gas natural proporciona ventajas sustanciales con respecto al medio ambiente comparado con otras fuentes de energía que resultan de las derivaciones de subproductos. En 1998 un estudio sobre energía internacional preparado por la Secretaría de Energía de los Estados Unidos de América pronosticó un aumento del 65% en los requerimientos de energía en todo el mundo para el año 2020 de los niveles correspondientes a 1996, siendo el gas natural la fuente que satisfaga casi la mitad de la demanda esperada.

La Argentina cuenta con un mercado de energía altamente desarrollado dentro del cual el gas constituye aproximadamente el 46% del consumo total de energía primaria. El consumo de gas natural en Argentina se ha más que triplicado desde 1980, de aproximadamente 9,3 BMC (328 BPC) en 1980 a aproximadamente 28 BMC (989 BPC) en 2002. Dicho aumento refleja la sustitución de fuentes de energía por parte del consumidor final, los bajos precios respecto de las fuentes competitivas y un aumento en la capacidad de los gasoductos. Asimismo, el gas natural ha experimentado un importante aumento en su participación del mercado dentro de la balanza energética durante los últimos años. La demanda de gas en la Argentina está sujeta a variaciones estacionales considerables, con picos de demanda para calefacción domiciliaria en invierno. A pesar de la relativamente elevada participación en el mercado del gas natural en la Argentina, en relación con otros países, la Compañía cree que existen oportunidades de mercados adicionales en el país y que la demanda del producto aumentará con el crecimiento de la economía argentina.

La siguiente tabla muestra el consumo total de gas natural por clase de clientes para los períodos calendarios indicados:

Consumo de Gas Natural

	1985	1990	1995(b)	1998(b)	1999(b)	2000(b)	2001(b)	2002 (b)
Residencial
MMMC	3.463	4,346	5.760	5.878	6.366	6.960	6.725	6.640
BPC	122	153	203	208	225	246	237	235
Comercial
MMMC	527	521	1.041	949	996	1.051	1.016	982
BPC	19	18	37	34	35	37	36	35
Industrial
MMMC	5.197	6.114	9.112	8.506	7.989	8.027	7.637	7.638
BPC	183	216	322	300	282	283	270	270
Centrales Eléctricas
MMMC	3.360	5.319	5.912	5.713	6.962	7.141	6.410	4.809
BPC	119	188	209	202	246	252	226	170
Entidades Públicas
MMMC	686	1.054	223	278	323	340	355	354
BPC	24	37	8	10	11	12	13	12
Gas Natural Comprimido (a)
MMMC	4	218	1.007	1.412	1.485	1.671	1.815	2.024
BPC	0	8	36	50	52	59	64	71
Otros
MMMC	394	207	262	250	270	293	291	328
BPC	14	7	9	8	10	10	10	12
TOTAL
MMMC	13.631	17.779	23.317	22.986	24.391	25.483	24.249	22.775
BPC	481	627	824	812	861	900	856	805

______

Notas:

(a) Principalmente utilizado para automóviles.

(b) El consumo total estimado para 1995, 1998, 1999, 2000, 2001 y 2002 es más elevado comparado con los años que se incluyen en la tabla dado que este consumo incluye conceptos no considerados en la tabla como: entregas de gas efectuadas por compañías transportadoras de gas, gas entregado que reemplaza el valor calorífico utilizado en el procesamiento de líquidos en la planta de General Cerri, etc.

Fuentes: Anuario de la Secretaria de Energía de la República Argentina 1992; Anuario de Gas del Estado de 1985 y 1991. Las cifras correspondientes a 1995, 1998, 1999, 2000, 2001 y 2002 fueron obtenidas de información proporcionada por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y el ENARGAS.

Suministro de Gas Natural

Argentina cuenta con grandes reservas de gas comprobadas estimadas en 763.526 MMMC (26.964 BPC) en 2001, con una garantía de provisión de 17 años. Dichas reservas han sido descubiertas, en su mayoría, como consecuencia de trabajos de exploración de petróleo. Para 2002, la producción nacional total de gas fue de 45.770 MMMC (1.616 BPC). Existen 19 cuencas sedimentarias conocidas en el país, de las cuales diez se encuentran en su totalidad en el continente, seis combinadas entre el continente y el mar y tres completamente en el mar. La producción de petróleo y gas se concentra en cinco cuencas: Noroeste, en el norte de la Argentina, Neuquina y Cuyana en el centro oeste de Argentina, Golfo San Jorge y Austral en el sur del país (que incluye yacimientos en el continente y en el mar). Las principales cuencas productoras de gas natural son la del Noroeste, Neuquina y Austral que contienen aproximadamente el 93,7% de las reservas de gas comprobadas del país y actualmente totalizan aproximadamente el 92,3% de la producción nacional de gas natural durante 2002. En ciertas cuencas la disponibilidad de gas natural se encuentra limitada por restricciones de producción, transporte y tratamiento. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Contratos Comerciales - Transporte de Gas”. TGS transporta gas natural desde las Cuencas Neuquina, Austral y Golfo San Jorge. El gas transportado por TGN se origina en la Cuenca Neuquina, en la Cuenca Noroeste y en las cuencas de gas en Bolivia. Ni TGS ni TGN están conectadas directamente a la cuenca Cuyana. Del gas natural adquirido por MetroGAS durante 2002, aproximadamente el 58,1% se originó en la Cuenca Neuquina y el 41,9% restante en la cuenca Austral y Golfo San Jorge.

El cuadro que figura a continuación expone la ubicación de las principales cuencas de producción de gas que abastecen el mercado de gas natural en la Argentina. Las reservas de gas comprobadas de la Argentina están estimadas al 31 de diciembre de 2001 y la información sobre producción corresponde al 2002.

Cuencas Productoras de Gas

Cuenca	Ubicación por Provincia	Reservas de Gas Comprobadas(a)		Producción		Duración estimada de la Reserva(b)
		(MMMC)	(BPC)	(MMMC)	(BPC)	(años)
Neuquina	Neuquén, Río Negro, La Pampa, Mendoza (centro oeste)	377.891	13.345	25.551	902	15
Noroeste	Salta, Jujuy, Formosa (noroeste)	161.748	5.712	7.877	278	21
Austral	Tierra del Fuego, Santa Cruz (sur)	175.988	6.215	8.826	312	20
Golfo San Jorge	Chubut, Santa Cruz (sur)	47.395	1.674	3.435	121	14
Otras áreas		504	18	81	3	6
Total		763.526	26.964	45.770	1.616	17

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Notas:

(a) Existen muchas dudas inherentes a la estimación de las cantidades en las reservas comprobadas y en las proyecciones de futuros índices de producción. La información en cuanto a la reserva consignada en el presente sólo refleja estimaciones. La estimación técnica de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones subterráneas de crudo y gas natural que no se pueden cuantificar exactamente, y la precisión de cualquier estimación de reservas esta en función de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de ingeniería y geología. Los resultados de la perforación, testeo y producción luego de la fecha de la estimación pueden requerir revisiones sustanciales en más o en menos. De la misma manera, las estimaciones de reservas podrían diferir esencialmente con la cantidad de gas natural que en definitiva será recuperado.

(b) Además de las incertidumbres inherentes a las cantidades estimadas de reservas comprobadas, las estimaciones de la duración de las reservas se basan en parte sobre ciertas proyecciones de producción y demanda, las que, debido a las incertidumbres inherentes a los mercados energéticos mundiales pueden no reflejar exactamente los niveles futuros.

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Producción Total Local. La producción total local de gas natural durante 2002 fue de 45.770 MMMC (1.616 BPC), una disminución del 0,3% respecto de 2001.

Cuenca Neuquina. Es la cuenca más grande de la Argentina con un área de superficie explotable de más de 100.000 km2, y la fuente principal de suministro para MetroGAS, la que, al 31 de diciembre de 2001, representaba aproximadamente el 49,5% de la reservas de gas natural comprobadas de la Argentina y está ubicada en la zona centro-oeste del país, estratégica posición con respecto al mercado principal de Buenos Aires. En 2002 la Cuenca Neuquina produjo un promedio total de 70 MMMC (2,5 BPC) de gas natural por día, o sea el 55,8% de la producción nacional total.

Cuenca Noroeste. En 2002, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 21,6 MMMC (0,8 BPC) de gas natural por día o el 17,2% de la producción total de gas natural del país y al 31 de diciembre de 2001 totalizaba aproximadamente el 17,1% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina.

Cuencas Austral y Golfo San Jorge. En 2002, las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina produjeron un promedio de aproximadamente 33,6 MMMC (1,2 BPC) de gas natural por día o el 26,8% de la producción total de gas natural del país. En la cuenca Austral, que al 31 de diciembre de 2001 totalizaba aproximadamente el 29,2% de las reservas de gas natural comprobadas, la exploración se concentró dentro y alrededor de los yacimientos gasíferos existentes en la cuenca y en otros yacimientos ubicados en el mar. La Cuenca Golfo San Jorge es principalmente productora de petróleo.

B. Panorama de Negocios

Consideraciones Generales

La Compañía es la empresa de distribución de gas natural más grande de Argentina en términos de cantidad de clientes y volumen de provisión de gas. La Compañía abastece aproximadamente el 24,1% del total de las entregas de gas de las compañías distribuidoras en la Argentina durante 2002 de acuerdo con el anuario 2002 del ENAGAS. MetroGAS cuenta con aproximadamente 1,9 millones de clientes dentro de su área de servicio que comprende la Ciudad de Buenos Aires, el área metropolitana sur y este del gran Buenos Aires, un área densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustible alternativo, y clientes industriales y comerciales de gas natural. La Compañía es una de las nueve principales empresas distribuidoras de gas constituidas luego de la privatización de Gas del Estado y comenzó sus operaciones comerciales en diciembre de 1992. MetroGAS es una de las mayores empresas distribuidoras de gas natural en términos de cobertura de clientes, en el Norte y Sur de América.

Durante 2002, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente un 60,7% de las ventas netas de MetroGAS, mientras que las ventas de gas y de los servicios de transporte y distribución prestados a clientes industriales, comerciales y entidades gubernamentales totalizaron aproximadamente el 19,8% de las ventas netas de MetroGAS. El remanente de las ventas de gas natural del servicio de transporte y distribución de MetroGAS fueron destinados a las centrales eléctricas, proveedores y comercializadores de gas natural comprimido (“GNC”) utilizado como combustible de vehículos. Para acceder a una descripción más amplia de los mercados principales en los que compite la Compañía, véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Antecedentes y Evolución – La Industria del Gas Natural en Argentina” y Capítulo 5: “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras – Resultados Operativos”.

El sistema de distribución de la Compañía está conformado por aproximadamente 15.774 Km. de cañerías de distribución principales y de servicio. La Compañía adquiere el gas natural principalmente a los productores ubicados en el sur y oeste de Argentina. El gas adquirido por la Compañía es transportado a través de dos sistemas de gasoductos troncales operados uno por TGS y el otro por TGN.

En 1992, con la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional otorgó a la Compañía una licencia por 35 años (la "Licencia"), prorrogable por un período adicional de diez años en la medida que se cumplan ciertos requisitos, la que le otorga el derecho exclusivo de distribuir gas natural dentro del área de servicio asignada. La Compañía se encuentra regulada por el ENARGAS, un organismo dependiente del Gobierno Nacional. El ENARGAS ejerce amplias facultades de control sobre la industria de distribución y transporte de gas, incluyendo el control de sus tarifas. La Ley del Gas establece que la tarifa para el gas natural cobrada a los consumidores finales por la Compañía se compone de la suma de los siguientes tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia establece un ajuste semestral de las tarifas como consecuencia de las variaciones del Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América (el "IPP") y, en algunas otras circunstancias y la Ley del Gas y la Licencia disponen que dichas tarifas serán ajustadas cada cinco años según el método de “precio tope con revisión periódica”, un tipo de incentivo que permite a las sociedades reguladas (i) retener una porción de los beneficios económicos provenientes de las ganancias por eficiencia y (ii) recuperar el costo de las inversiones efectuadas así como un retorno razonable sobre ellas. La Ley de Emergencia Pública ha reemplazado una cantidad importante de estas disposiciones. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio”.

Estrategia de Negocios

Después de la crisis de principios de 2002, la Compañía ha readaptado su estrategia a los riesgos de corto plazo y para enfrentar los desafíos que se presentan. Desde entonces, esta estrategia de corto plazo ha apuntado a trabajar con el Gobierno Nacional para acelerar las decisiones y obtener aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones, el mantenimiento de los parámetros de seguridad y calidad y la cobertura de la amortización de su deuda. Véase Capítulo 4: “Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas – Renegociación de las Tarifas”

La dirección de la Compañía también ha tomado y cuenta y continúa adoptando una serie de medidas para mitigar el impacto de la actual crisis económica, cuyos principales componentes incluyen las siguientes:

• Estricto manejo del flujo de fondos para adaptar las inversiones financieras a los fondos disponibles;
• Reducción de las inversiones en bienes de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar con ello la posibilidad en el corto plazo de la Compañía de atender a sus clientes en forma segura u operar su red de acuerdo con parámetros de calidad y medio ambiente;
• Estricto control de todos los pedidos de ajuste de tarifas por parte de proveedores y las prórrogas requeridas de plazos de pago;
• Suspensión de los pagos de capital e intereses a los acreedores financieros,
• Cancelación de los programas de capacitación de personal;

• Preparación de un listado detallado de las obligaciones contractuales a pagar y a cobrar de la Compañía con el objeto de valuar su nivel de exposición legal, económica y financiera y determinar el plan de acción para los contratos de renegociación y ajuste considerando las perspectivas de la Compañía;

• Obtención de cualquier asesoramiento impositivo necesario para atender de la mejor manera posible los déficit impositivos anteriores y futuros; y

• Contratación de asesores financieros internacionales para desarrollar un plan integral tendiente a reestructurar la deuda financiera de la Compañía.

Adicionalmente y a solicitud de los acreedores de la Compañía, se ha decidido el lanzamiento de un plan de reestructuración antes de que se complete la renegociación de las tarifas con el Gobierno Nacional. En consecuencia existe la intención de desarrollar y presentar un plan de reestructuración financiera global a los acreedores de la Compañía en relación con la totalidad de su deuda financiera. No obstante, no pueden darse garantías de que se podrá refinanciar la deuda de la Compañía en términos aceptables.

Forzada por la exposición a los riesgos y circunstancias descriptas en el Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo, la estrategia de largo plazo de la Compañía consiste en mantener y aumentar su posición dentro del mercado energético en Argentina. MetroGAS continúa siendo un participante activo dentro del mercado energético local, concentrándose en prestar un servicio eficiente y confiable de gas natural a sus clientes y continúa siendo la prestadora de los servicios de distribución de gas natural y productos relacionados más innovadora del país. Para alcanzar sus objetivos, antes del inicio de la crisis económica Argentina, la Compañía había implementado una estrategia que incluía inversiones en bienes de capital y otras medidas diseñadas para (i) continuar brindando un servicio de alta calidad a sus clientes; (ii) asegurar un continuo aumento de dividendos; (iii) lograr una reducción significativa de los costos operativos; (iv) implementar una estrategia de mercado basada estrictamente en el análisis del mercado; (v) mejorar el uso de la capacidad de transporte actual convirtiéndose en un participante clave en el mercado de capacidad de transporte; (vi) desarrollar aún más el mercado de GNC; (vii) continuar preservando el medio ambiente; (viii) desarrollar sus recursos humanos y (ix) generar una cultura organizacional de excelencia.

Desde que la Compañía comenzó sus operaciones, la administración se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorando la eficiencia operativa, reduciendo la cantidad de cuentas a cobrar vencidas y mejorando el sistema de recaudación. En febrero de 1993 se implementó un programa de retiro voluntario que resultó en el retiro en un total de 1.268 empleados para el 31 de diciembre de 1997. Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía tenía 1.005 empleados comparado con los 2.021 empleados existentes al 31 de diciembre de 1992. Asimismo, la Compañía alcanzó eficiencias operativas mediante la renegociación de contratos de servicio con proveedores independientes contratando ciertos servicios anteriormente prestados por la Compañía.

Como parte de su estrategia, la Compañía ha emprendido importantes inversiones en bienes de capital destinadas a la extensión y renovación de las tuberías, reguladores, válvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de su sistema de distribución, modernizar y centralizar su sistema de información y modernizar su red de sucursales de atención al cliente. La Compañía invirtió aproximadamente Ps. 1.168 millones en bienes de capital desde 1993 a 2002, Ps. 98,6 millones en 2000, Ps. 137,8 millones en 2001 y Ps 20,3 millones en 2002 (todos los montos en pesos constantes). Debido a la crisis financiera en Argentina y la pesificación y congelamiento de las tarifas, la Compañía ha reducido las inversiones en bienes de capital a los montos requeridos para cumplir con los términos de la Licencia y asegurar la operación segura de la red sin superar la depreciación de los activos. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con Argentina – La reciente inestabilidad política y económica originó una fuerte recesión en 2001 y 2002 y podrá resultar en una continua recesión económica”, “—La devaluación del peso, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía y las condiciones macroeconómicas prevalecientes en la actualidad han tenido y podrán continuar teniendo un efecto sustancial adverso sobre los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía” y “Factores de Riesgo relacionados con la Compañía”. “El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió sus pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera y la imposibilidad de la Compañía de refinanciar su deuda podrá originar su quiebra y la revocación de su Licencia.”

Ingresos

El cuadro siguiente incluye cierta información relativa a los servicios y clientes de la Compañía durante 2002.

Información sobre Servicios a Clientes en 2002

	Volumen	Volumen	Porcentaje de	Ventas netas en millones de	Porcentaje de	Cantidad de
Categoría de Cliente	(MMMC)	(MMPC)	Volumen(a)	Ps.constantes	Ventas Netas	Clientes(b)
Ventas de Gas
Residencial	1.730,6	61.115,3	30,1	436,6	60,7	1.864.911
Industriales, comerciales y entidades públicas	749,3	26.461,2	13,0	120,0	16,7	78.387
Gas natural comprimido	527,0	18.610,7	9,1	65,4	9,1	279
Gas natural procesado	190,0	6.709,8	3,3	19,1	2,7	1
Servicios de Transporte y Distribución
Centrales de energía eléctrica	2.095,4	73.998,0	36,4	55,5	7,7	6
Industriales, comerciales y entidades públicas	463,5	16.368,3	8,1	22,7	3,1	30
Total	5.755,8	203.263,2	100,0	719,3	100,0	1.943.614

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Notas:

(a) Porcentajes de todo el gas entregado.

(b) Algunos de los clientes de la Compañía cuentan con instalaciones múltiples. Como consecuencia de ello la cantidad de instalaciones a las cuales suministramos gas es mayor que la cantidad de los clientes.

La siguiente es una descripción breve sobre las categorías principales de consumidores de la Compañía y las clases de servicio más comunes que se prestan a los consumidores en cada categoría.

Clientes Residenciales

La Compañía suministra el servicio a más de 1,8 millones de clientes residenciales dentro de su área de servicio, de los cuales aproximadamente el 67% se encuentra en la Ciudad de Buenos Aires. Un censo parcial realizado en 1991 por el Gobierno Nacional indica que el 77% de los domicilios particulares dentro del área de servicio de la Compañía (y el 95% dentro del área de la Ciudad de Buenos Aires) se encontraban conectados al sistema de distribución. En 2002, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 30% del volumen de gas natural que la Compañía entregó a sus clientes y el 61% aproximadamente de las ventas netas, mientras que durante 2001, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 28% y 62% del volumen de gas natural entregado a los clientes de la Compañía y las ventas netas, respectivamente. El cuadro tarifario está estructurado de tal modo que los clientes residenciales pagan una tarifa superior por unidad de consumo, respecto de los demás grupos, debido al factor de carga más bajo y a los costos operativos más altos relacionados con estos usuarios. De acuerdo con la Licencia, se requiere que la Compañía suministre servicio continuo ininterrumpido a los clientes residenciales.

El volumen de ventas a clientes residenciales disminuyó de aproximadamente 1,8 BCM (64 BPC) en 2001 a aproximadamente 1,7 BMC (61 BPC) durante 2000. La Compañía agregó aproximadamente 8.387 y 29.866 clientes residenciales nuevos neto en 2002 y 2001, respectivamente. Los clientes residenciales reciben servicio residencial y pagan la tarifa para esa clase de servicio. No se requieren contratos para la obtención del servicio residencial. La tarifa para los clientes residenciales consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo.

Centrales Eléctricas

Durante 2002, el total de las ventas de la Compañía a centrales eléctricas constituyeron aproximadamente el 36% del volumen de gas natural entregado por Compañía a sus clientes y aproximadamente el 8% de las ventas netas comparado con el 42% del volumen de gas natural entregado por la Compañía a sus clientes y el 9% de las ventas netas durante 2001. Los volúmenes de gas natural entregado a las centrales eléctricas en el área de distribución de la Compañía disminuyó de 2,7 BMC (95 BPC) en 2001 a 2,1 BMC (74 BPC) en 2002. Dicha disminución de aproximadamente 21,8% se debió principalmente al aumento de las precipitaciones y nevadas en 2002 comparado con 2001 lo cual permitió el aumento de la generación de energía hidroeléctrica que suplantó la energía generada por las plantas a gas y a la profunda recesión económica argentina que originó una disminución en la demanda de electricidad durante 2002 comparado con el año anterior.

Los contratos de la Compañía con centrales eléctricas habitualmente contienen disposiciones conforme a las cuales se requiere que estas centrales paguen por la capacidad de transporte reservada, sea utilizada o no (conocidas con el nombre de disposiciones ship-or-pay), las cuales garantizan un ingreso mínimo para la Compañía.

Cabe destacar que si bien las principales empresas de generación, clientes de la Compañía, han instalado tecnología de ciclo combinado que requiere una menor cantidad de gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto para producir la misma cantidad de electricidad, la Compañía estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas de ciclo combinado incrementará su posibilidad de despacho de acuerdo con las reglas de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista del país. El ciclo combinado tiene como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo, y como consecuencia del menor costo del gas natural respecto del gas-oil, la Compañía considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha aumentado y continuará aumentando como consecuencia de la instalación de la tecnología de ciclo combinado. Se detallan a continuación las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS y las fechas desde las cuales son clientes de la Compañía: Central Térmica Buenos Aires, desde 1995; Central Costanera, desde 1998, Central Puerto desde 1999 y Central Dock Sud desde 2001. Desde 2001, la Compañía también ha prestado servicios de transporte al comercializador que provee gas natural a A.E.S. Paraná, una usina de ciclo combinado ubicada fuera del área de servicio de la Compañía.

Las centrales eléctricas de ciclo combinado contratan el servicio de transporte firme y distribución sobre una base interrumpible de baja prioridad, lo cual posibilita que la Compañía interrumpa el servicio en épocas de demanda pico e insuficiente capacidad de transporte o provisión de gas para asegurar el servicio ininterrumpido a los clientes residenciales. Las centrales eléctricas pagan generalmente tarifas inferiores a las permitidas en la Licencia, teniendo en cuenta la competencia proveniente de las fuentes alternativas de combustible y los riesgos de bypass. Véase Capítulo 3: Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con la Compañía – Los ingresos de la Compañía pueden verse afectados adversamente por el derechos de sus clientes a baypasear los servicios de la Compañía”.

Las disposiciones sobre márgenes inferiores del servicio de transporte y distribución de la Compañía a las centrales eléctricas durante la primavera y el verano, cuando desciende la demanda de servicio residencial, compensa una parte de los costos de transporte firme anuales de la Compañía. Véase Capítulo 4: Panorama de Negocios – Contratos Comerciales – Transporte de Gas”.

Todas las centrales eléctricas de la Compañía y algunos de sus clientes industriales compran el gas directamente a los proveedores del producto. Dicho gas se entrega utilizando la capacidad de transporte firme de la Compañía y sus servicios de distribución, permitiéndole por lo tanto: (i) evitar incurrir en costos de compra de gas (y probables cargas take-or-pay") y (ii) cobrar tarifas a estos clientes, cubriendo por lo tanto, total o parcialmente el costo de la capacidad de transporte en firme. Estos acuerdos también permiten a la Compañía realizar ciertos ahorros evitando (a) el costo de compra del gas que es usado como combustible de compresión, el cual, de conformidad con el marco regulatorio no puede ser trasladado a los clientes, y (b) ciertos impuestos a los ingresos brutos sobre las ventas de gas de la Compañía. Conforme a los términos de dichos acuerdos, todos estos clientes adquirieron los servicios de distribución y transporte suministrados por la Compañía. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios - Derechos de Bypass y Competencia”.

De conformidad con el marco regulatorio que rige la industria de la electricidad en la Argentina, la energía eléctrica se despacha en orden ascendente al costo marginal, para posibilitar que el sistema eléctrico nacional opere al menor costo posible. La energía hidroeléctrica tiene el costo marginal de generación más bajo del sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, las centrales eléctricas con costos marginales superiores, tales como las centrales termoeléctricas (incluyendo las centrales eléctricas clientes de la Compañía), no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, las precipitaciones y nevadas por encima del promedio que permiten un despacho relativamente superior a las centrales hidroeléctricas, tenderán a disminuir el despacho de las centrales eléctricas clientes de la Compañía y su consumo de gas, dando como resultado la menor entrega de gas a ellos. Por el contrario, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica tal como precipitaciones y nevadas por debajo del promedio que limitan la generación de energía hidroeléctrica aumentará el despacho de las centrales eléctricas clientes de la Compañía, lo cual beneficiará a MetroGAS. Las precipitaciones y nevadas por debajo del promedio, limitaron la generación de energía eléctrica durante la mayor parte de 2000, resultando en un relativo aumento en la generación de energía térmica y en la demanda de gas por parte de las centrales térmicas. No obstante ello, durante 2001 y 2002, se produjeron abundantes precipitaciones y nevadas que permitieron un incremento en la generación de energía hidroeléctrica y causaron una reducción sustancial en la generación de energía térmica y en la demanda de gas correspondiente en comparación con el año 2000. Asimismo, en 2002, la demanda de electricidad disminuyó en comparación con 2001 debido a la crisis económica argentina.

De acuerdo a lo informado por CAMMESA, del total de electricidad consumida en Argentina durante 2002, el 41% aproximadamente correspondió a la generación de las centrales térmicas, el 49% aproximadamente a las centrales hidroeléctricas, el 7% aproximadamente fue generado por las centrales nucleares, y aproximadamente el 3% fue importado.

La Compañía, como proveedor de los servicios de transporte y distribución, y como productor de gas, compite directamente con los vendedores de fuel-oil en las ventas a las centrales eléctricas que utilizan tanto gas como fuel-oil. Los precios del fuel-oil en Argentina han sido históricamente volátiles, pero generalmente han estado por encima del precio del gas por un monto equivalente de energía. Sin embargo, los precios del fuel-oil para energía equivalente han sido ocasionalmente inferiores al precio del gas en boca de pozo más las tarifas máximas de la Compañía para el transporte interrumpible de gas a las centrales eléctricas. Con el objeto de posibilitar que la Compañía logre un mayor factor de carga durante los meses de verano, cuando la demanda del consumo residencial es más baja, algunas centrales eléctricas clientes han acordado pagar un monto mínimo de los servicios de distribución y transporte de la Compañía con descuentos sobre las tarifas máximas. Por el contrario, durante los meses invernales, la Compañía y algunas centrales eléctricas de combustible alternativo dentro de su área de servicio acordaron una entrega de volumen mínimo sobre una base interrumpible. Si la Compañía no cumple con tales compromisos, deberá reembolsar la parte del costo del fuel-oil que excede el precio correspondiente al gas no entregado, sobre una base de energía equivalente. Dichos acuerdos fueron negociados a fin de obtener el compromiso de tales centrales eléctricas para volúmenes acordados de los servicios de transporte y distribución de la Compañía, independientemente del riesgo de que la Compañía pueda tener que interrumpir sus entregas a dichas centrales eléctricas a fin de servir sus clientes residenciales.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Durante 2002, las ventas y entregas totales a clientes industriales, comerciales y entidades públicas representaron aproximadamente el 21% del volumen de gas natural que la Compañía vendió y entrega a sus clientes y aproximadamente el 20% de sus ventas netas comparado con aproximadamente el 20% del volumen de gas natural que se vendió y se entregó a clientes y aproximadamente el 20% de las ventas netas en 2001. Los volúmenes vendidos y entregados a clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyó el 2,4% durante 2002 comparado con 2001 debido a un nivel inferior de actividad económica en Argentina desde 1999 y a la reciente crisis económica. Entre los clientes de la Compañía se encuentran importantes industrias, fundamentalmente en los segmentos del vidrio, alimentos, papel y química. Algunas de estos clientes emplean gas natural como materia prima o tienen procesos especializados continuos que dependen de un suministro constante de gas natural para llevarlos a cabo.

Los clientes industriales que consumen por lo menos 10.000 MC (353 MPC) por día pueden, sujetos a disponibilidad de capacidad firme, contratar un mayor volumen de servicio firme (bajo la categoría de Grandes Clientes Servicio Firme). La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por unidad consumida, un cargo fijo por factura y un cargo por la demanda. Los cargos por demanda permiten a la Compañía recuperar los cargos de demanda cobrados por empresas de transporte por montos específicos de capacidad de transporte firme reservada por la Compañía. El servicio a clientes industriales se factura por bimestre.

Los clientes industriales más pequeños que utilizan un mínimo de 1.000 MC (35MPC) por día pueden contratar la categoría de Servicio General "G". La tarifa de dicho servicio consta de un cargo de demanda y un cargo por unidad de consumo con dos escalas tarifarias así como también un cargo fijo por factura.

Los grandes clientes industriales, con un consumo mínimo de 3 MMMC/año, y cuyos procesos operativos pueden ser discontinuados o están en condiciones de reemplazar el gas natural por otra fuente energética, tienen el derecho de optar por el Servicio Grandes Clientes Interrumpible. La Compañía, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el suministro bajo estos contratos. Tales interrupciones generalmente están asociadas a insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas en períodos de demanda pico y se imponen a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles tales como los clientes residenciales. La Compañía actualmente opera un programa que combina servicio firme e interrumpible para ciertos grandes clientes industriales por el cual se reducen las tarifas a cambio de aumentos correspondientes en la cantidad de interrupciones de servicio aceptable durante los meses de demanda pico de invierno, expandiendo de esta forma las opciones de precios y disponibilidad de servicio de sus clientes, mejorando la capacidad de la Compañía de cubrir el requerimiento de gas en los períodos de demanda pico. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Derechos de Bypass y Competencia”.

La Compañía también abastece de gas a clientes comerciales (restaurantes, hoteles, shoppings, etc.). Ellos reciben el Servicio General “P” que está disponible para todo cliente no residencial. La tarifa de este servicio consta de un cargo fijo por unidad de consumo con tres escalas tarifarias basadas en el uso del cliente, así como un cargo fijo por factura.

Servicio de Gas Natural Comprimido

Las ventas a proveedores, intermediarios y usuarios de GNC como combustible para vehículos constituyó aproximadamente el 9% y 8% respectivamente del volumen de gas natural entregado por la Compañía y de sus ventas netas tanto en 2002 como en 2001. Los volúmenes de GNC entregados durante 2002 aumentaron un 3,7% comparado con el año anterior debido a un aumento en la cantidad de vehículos convertidos a GNC como resultado de reiterados aumentos en los precios de combustibles competitivos.

La tarifa para clientes de GNC consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo. La dirección de la Compañía estima que la infraestructura existente dentro del área de servicio de la Compañía presenta condiciones favorables para el desarrollo más amplio de las actividades con GNC de la Compañía. Aproximadamente 279 estaciones de servicio proveen GNC dentro del área de servicio de la Compañía, y la utilización en automóviles ya está relativamente bien aceptada. Sobre una base de energía equivalente, el precio del GNC es, aproximadamente, un tercio menor que el de la nafta y dos tercios del costo del gas-oil. La Compañía considera que están dadas las condiciones, en parte por cuestiones ambientales, para que se produzca una mayor conversión de vehículos de transporte público y flotas de empresas a GNC. Pese a que en Argentina los costos de convertir a GNC el transporte público automotor que utiliza gas-oil son actualmente demasiados altos como para permitir una reconversión masiva de dichos vehículos, la Compañía está estudiando la aplicación de nueva tecnología de conversión a GNC que podría reducir significativamente los costos de dicho proceso.

Con motivo de la situación política y económica en Argentina durante el primer trimestre de 2002, las ventas de GNC y las ventas del equipo de conversión se redujeron. No obstante, durante los últimos nueve meses de 2002, dichas ventas aumentaron en forma significativa. Los esfuerzos de marketing realizados por la Compañía durante 2002 se orientaron principalmente a las conversiones de vehículos a través de acuerdos comerciales con proveedores del equipo de GNC y en la instalación de talleres con el objeto de promover conversiones de excelencia y asegurar un rendimiento positivo y seguro del vehículo a un precio razonable.

Servicio de Procesamiento de Gas Natural

Desde 1996 la Compañía tiene un contrato con TGS bajo cuyos términos TGS produce y vende por cuenta de la Compañía líquidos extraídos del gas que le entrega a la planta procesadora de TGS ubicada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Durante 2001, los productores de gas natural comenzaron a operar una nueva planta procesadora en el sur de Argentina. Como consecuencia de la extracción realizada por la nueva planta de líquidos del gas natural, del gas que posteriormente se entrega a la Compañía, se comenzó a entregar gas a la planta procesadora de TGS en 2002 y 2001 con volúmenes inferiores de líquidos asociados en comparación con lo que contenía el gas que se entregaba en años anteriores, como consecuencia TGS extrae volúmenes inferiores de líquidos a lo que extraía anteriormente. Se ha negociado con TGS una reducción en su comisión para procesar el gas que la Compañía le entrega en su planta procesadora. Durante 2002, las entregas de gas natural para su procesamiento totalizaron aproximadamente el 3% del volumen de gas natural entregado y de las ventas netas de la Compañía comparado con aproximadamente el 2% del volumen de gas natural que se entregaba y el 1% de las ventas netas de la Compañía en 2001.

Experiencia de Despacho

En virtud de que se requiere que las empresas distribuidoras de gas paguen la totalidad de la capacidad de transporte en firme contratada independientemente de su utilización teniendo prohibido trasladar a sus tarifas el costo de la capacidad de transporte firme no utilizada que hayan contratado, la Compañía procura lograr el factor de carga más alto posible, o sea utilizar el mayor porcentaje posible de la capacidad de transporte firme que se ha contratado. La dirección considera que la Compañía posee actualmente una gran cantidad de clientes residenciales que constituyen la mayoría de las ventas durante los meses pico de invierno, así como un gran número de clientes industriales y centrales eléctricas que pueden ser abastecidos en una base interrumpible durante el invierno, con aumento en las ventas en las épocas más cálidas, lo que constituye un perfil de mercado favorable. Durante 1993, la Compañía utilizó aproximadamente el 92% de su capacidad de transporte en firme de 17,7 MMMC (625,1 MMPC) por día. Durante el período de invierno de 1993, MetroGAS atendió una demanda en exceso de su capacidad de transporte en firme utilizando una combinación de derechos de transporte adquiridos a otros distribuidores de gas, linepack (gas almacenado en el sistema de transmisión a través de presión) y el canje y reemplazo de gas (gas canjeado o comprado a otros poseedores de capacidad de transporte en firme). Durante ese período, las entregas estaban por encima de la capacidad de transporte en firme de la Compañía en un 70% del año y había 36 días de entregas en exceso de aproximadamente 20,0 MMMC (706,3 MMPC).

Principalmente como resultado del aumento de un 20% en el promedio de la capacidad de transporte en firme en 1994 comparado con 1993, el factor de carga de la Compañía disminuyó 80,3% en 1994. En 1998, 1999, 2000, 2001 y 2002, el factor de carga fue de 67,3%, 84,1%, 93,3%, 78,1% y 71,9% respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía contaba con una capacidad total de transporte en firme de 22,8 MMMC (805,2 MMPC) por día para la distribución y procesamiento de líquidos, lo que representa un aumento del 29% con respecto al 1º de enero de 1993. La decisión de la Compañía de asegurarse una capacidad de transporte en firme más significativa se basó en parte en su experiencia del invierno de 1993, cuando tuvo que hacer grandes esfuerzos para satisfacer la demanda de servicio residencial no interrumpible, lo que constituye una obligación legal de acuerdo con los términos de la Licencia, cuyo incumplimiento puede resultar en la imposición de multas importantes para la Compañía, incluyendo, en ciertas circunstancias, la revocación de la Licencia. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – La Ley del Gas y la Licencia – Vencimiento”. Teniendo en cuenta que la Compañía no posee depósitos disponibles para el almacenamiento de gas, la Compañía tomó la decisión estratégica de aumentar su acceso a capacidad de transporte en firme para satisfacer el crecimiento esperado en la demanda, aumentando su capacidad de transporte en firme con TGS y TGN.

Cobros Pendientes e Incumplimientos

Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizan Ps. 76,6 millones al 31 de diciembre de 2002, Ps. 171,9 millones al 31 de diciembre de 2001 (en pesos constantes) y Ps. 116,9 millones al 31 de diciembre de 2000 (en pesos constantes). Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía ha efectuado una previsión de Ps. 59,9 millones contra dichos montos.

De acuerdo con la Licencia, la Compañía puede cortar el servicio a los clientes morosos, siempre que notifique por anticipado a tales clientes. La Licencia no especifica y el ENARGAS no requiere un período de tiempo mínimo entre la notificación que intima a los clientes morosos y el corte del servicio. Actualmente, la Compañía otorga a los clientes al menos un plazo de 10 días hábiles desde la notificación, antes de efectuar el corte del servicio. La dirección de la Compañía espera, basada en la experiencia de la industria y ante la ausencia de alternativas económicas para clientes residenciales, que dicho programa reduzca significativamente el número de cuentas pendientes de cobro.

Inversiones en Bienes de Capital

Desde la Fecha de Toma de Posesión hasta el 31 de diciembre de 2002 las inversiones en bienes de capital de la Compañía han totalizado Ps. 1.168 (millones en pesos constantes).

Inversiones Obligatorias

La Compañía se encuentra obligada por la Licencia a mantener el sistema en buen estado. Las pautas de seguridad, diseño, mantenimiento y funcionamiento que debían ser cumplidas por los sistemas de distribución de gas estaban reguladas en las Normas Técnicas de Gas del Estado, las que se basaban principalmente en el "Code of Federal Regulations" de los Estados Unidos de América, Título 49, Artículos 190-192, del año 1976, con algunas modificaciones para las condiciones locales e inclusión de algunos estándares Europeos. Luego de la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional exigió que los sistemas de distribución de gas argentinos, incluyendo el de la Compañía, sea adaptado a los "Federal Standards Nº 49", del año 1991, vigentes en los Estados Unidos de América. De acuerdo con la Licencia, la Compañía, como las demás empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural privatizadas, debió efectuar ciertas inversiones en bienes de capital iniciales durante 1993 – 1997 (las "Inversiones Obligatorias") para satisfacer estos requerimientos durante sus primeros cinco años de operaciones. El ENARGAS ha determinado que la Compañía cumplió con el programa de Inversiones Obligatorias.

Sistema de Distribución

La Compañía adquirió de Gas del Estado aproximadamente 11.182 Km. de cañerías principales de distribución y cañerías de servicio, abasteciendo a aproximadamente 1,9 millones de clientes dentro de su área de servicio. También adquirió gasoductos operando bajo cuatro regímenes de presión: 286 Km. de sistema de alta presión con una presión barométrica 22 veces por encima de lo normal ("Bar"), 548 Km. de 10 Bar sistema de presión intermedia, 6.101 Km. de 1,5 Bar sistema de presión media y 4.246 Km. de 0,022 Bar sistema de baja presión. Los registros y mapas del sistema de distribución transferidos por Gas del Estado en general han resultado exactos. Al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, la Compañía llevó a cabo una revisión de los activos recibidos de Gas del Estado y comenzó una revisión de las redes de distribución, según se describe más adelante. La Compañía heredó los activos y el sistema de distribución en relativo buen estado y en forma adecuada para el cumplimiento de sus funciones.

Todos los sistemas de presión alta e intermedia de la Compañía son de acero soldado, de los cuales, aproximadamente el 80% tiene más de 40 años de antigüedad. Aproximadamente el 51% del sistema de presión media es de acero soldado, y aproximadamente el 49% es de polietileno. Alrededor del 85% del sistema de presión media de acero tiene menos de 25 años de antigüedad y más del 90% del sistema íntegro de presión intermedia tiene menos de 30 años de antigüedad. La antigüedad de estos sistemas resulta relativamente nueva para los parámetros de la industria. Casi la totalidad del sistema de baja presión es de hierro fundido y más de la mitad tiene menos de 50 años. La política actual de la Compañía incluye el reemplazo de las cañerías de hierro fundido con sistemas de cañería de polietileno de presión media o baja dependiendo de cual de ellas sea de costo más bajo. La cañería de polietileno tiene varias ventajas operativas, siendo la más importante su característica de anticorrosivo.

Desde la Fecha de Toma de Posesión, la Compañía ha aumentado los sistemas de distribución de aproximadamente 11.182 Km. a aproximadamente 15.774 Km. Este aumento principalmente se debe al sistema de expansión, llevándose a cabo la mayor parte de la expansión con cañería de polietileno de media presión. Además de la cañerías principales de distribución, la red de distribución incluye 342 estaciones de reducción de presión. No existen limitaciones significativas en la capacidad del sistema de distribución, en relación a los servicios prestados a la base actual de clientes.

El gas inyectado en el sistema en las puertas de entrada a la ciudad (o City Gates) se encuentra odorizado mediante un sistema de inyección proporcional conformado principalmente por controladores de flujo y bombas. El sistema tiene corrientes de respaldo que entran en operaciones en caso de un malfuncionamiento en la corriente principal. Se toman muestras de gas en alrededor de 60 puntos en el sistema para controlar la concentración de olor y para verificar el rendimiento del equipo.

Para asegurar que las demandas en el sistema se satisfacen de acuerdo con las normas, un sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos on line (“SCADA”) controla la presión y flujo en las puertas de entrada a la ciudad (o City Gates) y ciertos grandes clientes. El sistema SCADA también controla la presión en diferentes estaciones reguladoras en la red permitiendo el control de la red con el objeto de tomar decisiones para el manejo de flujos en el sistema y así garantizar el suministro a todos los clientes de la Compañía.

Sistema de Medición

El sistema de medición de la Compañía consiste en aproximadamente 1,9 millones de medidores. Se introdujeron sistemas de medición nuevos con correctores de temperatura y presión para grandes clientes a fin de permitir el control remoto y el control de la distribución, incluyendo la posibilidad de controlar la interrupción de suministro a clientes con contratos de suministro interrumpible durante los períodos de demanda pico de invierno.

Mantenimiento

Con posterioridad a la privatización de Gas del Estado, la dirección de la Compañía priorizó los proyectos tendientes a garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema de distribución. La Compañía finalizó la revisión de todos los reguladores y controladores localizados en las estaciones reguladoras de presión y han sido reemplazados o reparados según fuese necesario. Asimismo, se llevó a cabo un estudio global en la totalidad del sistema para detectar escapes de gas y se descubrió que el sistema tiene un promedio de pérdidas de gas comparable con los parámetros internacionales. La Compañía llevó a cabo un análisis del mantenimiento basado en el riesgo de las estaciones reguladoras de presión concebido para adaptarlas a parámetros operativos modernos. El resultado de este estudio fue la primer fase del proyecto que finalizó en diciembre de 2001, en la cual se completó el trabajo en un tercio de las estaciones reguladoras de presión.

A fin de asegurar la integridad del sistema de distribución en la forma más eficiente desde el punto de vista de los costos, se han separado las actividades de mantenimiento preventivas de las correctivas. Las medidas de mantenimiento correctivas se llevan a cabo a través del Centro de Servicios de la Compañía, el que reúne numerosas actividades relacionadas con el servicio al cliente. El Centro de Servicios es el canal más importante de comunicación con el cliente, particularmente en casos de emergencia. Los costos, la calidad y la velocidad del servicio constituyen aspectos sustanciales de esta función.

MetroGAS clasifica y prioriza las pérdidas de gas denunciadas por los consumidores de acuerdo con el riesgo que implica cada pérdida. Durante 2002, se resolvieron todas las pérdidas denunciadas que habían sido clasificadas como de alta prioridad dentro de las primeras dos horas de haber sido denunciadas y se resolvió el 97,1% de ellas dentro de la hora de haber sido denunciadas, comparado con el 96,6% en 2001

Se ha llevado a cabo y se continuará llevando a cabo un intenso entrenamiento multifuncional en seguridad y operaciones con el objetivo de contar con un equipo que mejorará el servicio al cliente a un bajo costo. El entrenamiento de mantenimiento se centra en la prevención más que en la corrección y en actividades tendientes a minimizar los riesgos.

Las actividades de mantenimiento preventivo procuran minimizar el riesgo de fallas en el sistema y comprenden actividades de mantenimiento programadas y no programadas en el sistema. La inversión en mantenimiento preventivo permitió que MetroGAS lograra reducir la cantidad de escapes denunciados como emergencias. Se ha introducido un programa de control de presión que consiste en la colocación de perfiles en la mayoría de los reguladores de distrito que alimentan el sistema de baja presión. Estos perfiles permiten a la Compañía mantener presiones estables en el sistema a pesar de la fluctuación de demanda, evitando una sobre presurización nocturna y asegurando un suministro adecuado durante los períodos de demanda pico.

MetroGAS ha reemplazado partes significativas de sus sistemas de cañerías más antiguos, concentrándose principalmente en cañerías de hierro y acero.

Debido a la situación económica actual en Argentina, la Compañía continuará con las actividades de mantenimiento mínimas necesarias para asegurar un sistema de distribución de gas confiable y seguro.

Contratos Comerciales

Contratos de Compra de Gas Natural

Contratos de Compra de Gas Iniciales

Anticipándose a la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional dispuso la firma de varios contratos de suministro de gas entre Gas del Estado e YPF. Estos contratos de suministro fueron cedidos a una o más compañías de distribución para proporcionarles acceso al producto al momento del inicio de sus operaciones en diciembre de 1992, de acuerdo con sus respectivos requerimientos anticipados de suministro de gas y para evitar la interrupción de la prestación del servicio a los clientes después de la privatización de Gas del Estado. Como parte de la transferencia de los activos de Gas del Estado a las compañías de distribución, se cedieron a la Compañía derechos bajo dos contratos de suministro de gas: (i) un contrato de compra de gas de fecha 18 de noviembre de 1991 entre Gas del Estado e YPF (que posteriormente realizó una cesión parcial de sus derechos y obligaciones en virtud de dicho instrumento a ciertos productores privados que habían adquirido una participación mayoritaria de trabajo en áreas operadas anteriormente por YPF) (el “Contrato Austral”), y (ii) un contrato celebrado entre Gas del Estado e YPF específicamente para su cesión a la Compañía.

Desregulación de los Precios del Gas

Los precios del gas natural en boca de pozo se desregularon de acuerdo con la Ley del Gas mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2731/93, a partir del 1º de enero de 1994. En consecuencia, el precio del gas, bajo los nuevos contratos de suministro de la Compañía y los contratos de suministro renegociados, aumentaron, con relación al precio regulado anterior de U$S 0,97 por MMBTU, a un promedio ponderado de aproximadamente U$S 1,3 por MMBTU a diciembre de 2001.

El costo del gas, antes y después de la desregulación, es trasladado a los clientes de la Compañía, sujeto a la aprobación del ENARGAS, el cual puede limitar dicho traslado de aumentos del precio del gas a los clientes de la Compañía si determina que el precio pagado por la Compañía excede el precio pagado por otras distribuidoras en iguales condiciones y para volúmenes equivalentes. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio -- Tarifas - Ajustes Semestrales". En la consideración de una solicitud para el incremento de tarifas, la Licencia establece que el ENARGAS puede determinar si el incremento del precio fue prudentemente incurrido. En agosto de 1994, el Gobierno dictó el Decreto Nº 1.411/94, que faculta al ENARGAS a limitar el traslado del aumento de los precios del gas a precios que no sean más altos que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado al mismo yacimiento en condiciones similares, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo.

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas sean ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo del gas comprado y de los servicios de transporte contratados. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Operaciones – Tarifas – Ajustes Semestrales”. Los ajustes de las tarifas basados en los cambios en el precio del gas se producen en mayo y octubre. La Compañía debe remitir sus contratos de compra de gas al ENARGAS para fundamentar un pedido de ajustes de tarifas basado en cantidades estimadas a ser compradas a precios establecidos bajo cada uno de dichos contratos durante el siguiente período tarifario. En varias ocasiones la Compañía y el ENARGAS han discrepado acerca del ajuste tarifario que refleje los aumentos en el precio del gas, debido a que el ENARGAS denegó parcialmente o demoró la aplicación de los aumentos en las tarifas basados en los incrementos en el precio del gas acordados contractualmente con los proveedores. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con la Compañía -- La Compañía ha estado y podrá continuar estando sujeta a ajustes de tarifas adversos".

Contratos Actuales de Compra de Gas

La Ley de Emergencia Pública (promulgada el 6 de enero de 2002) y el Decreto Nº 214/2002 que convirtió todas las obligaciones en dólares existentes al 6 de enero de 2002 en obligaciones en pesos a un tipo de cambio de $ 1 por dólar estadounidense han afectado la totalidad de los contratos de la Compañía en dólares regidos por la ley argentina, incluyendo los contratos de suministro de gas que resultan esenciales para prestar el servicio de la Compañía bajo la Licencia. Como consecuencia de ello y de la disminución de la demanda de gas natural, MetroGAS ha iniciado negociaciones con sus proveedores para modificar en forma adecuada los términos de los Contratos de Compra de Gas. A la fecha de este Prospecto, la Compañía no puede predecir el resultado de estas negociaciones. La Ley de Emergencia Pública también dispone que, si algunos de los contratos, según quedara modificado por la aplicación de dicha Ley de Emergencia Pública, resultara demasiado oneroso para una de las partes y en caso de que las partes no puedan alcanzar un acuerdo en relación con ello, la cuestión puede derivarse a los tribunales de manera que se llegue a una solución equitativa. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con la Compañía -- La Compañía se encuentra actualmente renegociando algunos de sus contratos, incluyendo acuerdos para la compra de gas natural, que han sido pesificados”.

Durante 2002 y principios de 2003 la Compañía continuó pagando a los productores de gas en Pesos, de acuerdo con el cuadro tarifario aprobado por el ENARGAS y los productores de gas continuaron reservando sus derechos a cobrar lo que les corresponde contractualmente en su totalidad.

Los contratos de la Compañía actualmente en vigencia le otorgan el derecho de comprar aproximadamente 12,5 MMMC (442 MMPC) de gas diarios durante los meses de invierno, de los cuales 16,0 MMMC (375 MMPC) o el 85% diarios, fueron contratados sobre una base "take-or-pay".

El cuadro siguiente indica la cantidad total de gas natural diario que la Compañía puede adquirir en los términos de contratos de largo plazo al 31 de diciembre de 2002, durante los años y estaciones que se indican, y los correspondientes compromisos take-or-pay de la Compañía diarios, estacionales, bajo dichos contratos:

Volúmenes Contratados Diarios y Obligaciones Take-or-Pay

	2002			2003		2004		2005		2006
Contratado diariamente	MMMC		MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
Volúmenes
Verano (oct – abril)	11,7		413	11,2	396	7,6	267	5,3	187	3,2	112
Invierno (mayo-set) (a)	12,5		442	11,8	418	6,4	226	5,3	187	0,6	21
Contrato “Take or Pay” Diario
Volúmenes
Verano (oct – abril)	7,9		277	7,4	263	4,3	153	3,3	115	1,9	68
Invierno (mayo-set) (a)	10,6		375	10,0	354	5,4	190	4,3	152	0,5	19

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(a) Si los volúmenes diarios contratados de la Compañía durante el invierno fueran por debajo de la demanda esperada, la Compañía espera comprar gas adicional en el mercado spot para la venta en los meses de invierno. Desde el 1° de mayo de 1999 (fecha de finalización de los contratos celebrados con YPF en 1994) las compras de gas por parte de la Compañía a YPF han disminuido de un 55% a un 24% del total de las cantidades compradas y se ha comprado a otros proveedores (al consorcio integrado por Total Austral S.A. ("Total Austral"), Pan American Energy LLC ("Pan American") y Wintershall Energía S.A. (40%) y a Pan American Energy LLC (5%)). Los contratos con Pérez Companc (6%), Petrolera Santa Fe (9%) y otros productores se mantienen vigentes.

Aún reconociendo el predominio de YPF como proveedor dentro del mercado gasífero argentino, la Compañía procura mantener una red de suministro diversificada, así como también una diversificación geográfica entre las distintas cuencas productoras.

El contrato con YPF estipula variaciones estacionales significativas en los volúmenes diarios programados de gas natural que permiten una correspondiente reducción en los compromisos take-or-pay durante los meses más cálidos. Los compromisos take-or-pay de la Compañía establecidos en los demás contratos de suministro, generalmente oscilan entre el 80% y 90% de las cantidades diarias contratadas dependiendo de la estación del año y la cuenca productora de gas. Durante los meses de invierno los compromisos take-or-pay son generalmente mayores. Los contratos de suministro de la Cuenca Neuquina contienen generalmente compromisos take-or-pay por volúmenes inferiores a los contratos de gas producido en otras cuencas como resultado del suministro abundante de gas de esa cuenca, los costos de transporte más bajos hasta el área de servicio de la Compañía y las instalaciones de transporte superiores.

El 8 de enero de 1999, la Compañía celebró un contrato con Total Austral S.A. (el "Contrato Total") para adquirir 4,7 MMMC (166 MMPC) de gas natural por día. El Contrato Total está vigente desde el 1º de mayo de 1999 y vencerá el 1° de mayo de 2006. La obligación de Total Austral de suministrar gas natural está conformada por dos compromisos, uno de suministrar 3,7 MMMC (131 MMPC) y otra de suministrar 1,0 MMCM (35,3 MMPC). Este contrato también incluye reducciones estacionales significativas en los compromisos take-or-pay durante los meses de verano. Los compromisos take-or-pay de la Compañía, bajo este Contrato Total, oscilan entre el 70% y el 85% de las cantidades contratadas mensualmente respecto de los compromisos de adquirir 3,7 MMMC (131 MMPC) de gas natural por día y entre el 10% y el 90% de las cantidades contratadas por mes respecto de los compromisos de comprar 1,0 MMCM (35,3 MMPC). Los compromisos deliver-or-pay de Total Austral S.A., bajo este contrato, son de 4,7 MMMC (166 MMPC) de gas natural por día.

También la Compañía celebró un contrato con Pan American Energy LLC (el "Contrato Pan American") por 0,7 MMMC (24,7 MMPC) de gas natural por día el 22 de enero de 1999. Este Contrato Pan American está vigente desde el 1º de mayo de 1999, su vencimiento es el 7 de mayo del 2004 e incluye reducciones estacionales significativas en los compromisos take-or-pay durante los meses de verano. Los compromisos take-or-pay de la Compañía, bajo este contrato, oscilan entre el 60% y el 85% de las cantidades contratadas por mes, dependiendo de la estación del año. Los compromisos deliver-or-pay de Pan American Energy LLC, bajo este contrato, son de 0,7 MMMC (24,7 MMPC) de gas natural por día

La Compañía ha celebrado dos contratos comerciales adicionales con YPF. El primer contrato otorga a MetroGAS 0,4 MMMC (14 MMPC) y 1,2 MMMC (42 MMPC) de gas natural por día durante el verano y el invierno, respectivamente, de la Cuenca Neuquina. El segundo contrato otorga a MetroGAS 2 MMMC (71 MMPC) de gas natural por día de la Cuenca Austral. Ambos contratos se encuentran vigentes desde el 1º de mayo de 1999 y vencen el 15 de febrero de 2004 y 30 de abril del 2004, respectivamente. Los contratos con YPF también disponen reducciones estacionales significativas en los compromisos take-or-pay durante los meses más cálidos. Los compromisos take-or-pay de la Compañía bajo estos contratos son 80% de la Cuenca Neuquina y 90% del contrato de la cuenca Austral. Los compromisos deliver-or-pay de YPF son de 0,4 MMMC (14 MMPC) y 1,2 MMMC (42 MMPC) de gas natural por día para el primer contrato y 2,0 MMMC (71 MMPC) para el segundo. Estos contratos en general prevén reducciones proporcionales en los compromisos take-or-pay de la Compañía si la demanda de la centrales eléctricas disminuye por debajo de 6 MMMC (211,9 MMPC) de gas diarios y a su vez permiten que la Compañía reduzca las cantidades diarias contratadas y las cantidades take-or-pay en un volumen equivalente a cualquier compra directa al proveedor de gas por parte de un cliente dentro del área de servicio de la Compañía. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Derechos de Bypass y Competencia”.

Algunos de los contratos de la Compañía requieren la renegociación de los precios, en caso que el precio del contrato varíe más que un monto especificado con respecto a los precios pagados por la Compañía por el gas adquirido a otros productores en la misma cuenca. La mayoría de esos contratos no especifican una salida en el caso que las partes no lleguen a un acuerdo con respecto al nuevo precio.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, la Compañía ejerció sus opciones bajo los contratos de compra de gas natural a fin de adecuar los volúmenes contratados a la demanda de gas natural, optimizando así el servicio ofrecido a los clientes y motivando el uso intensivo del gas en múltiples aplicaciones, incluyendo las conversiones a GNC de vehículos de mucho uso y vehículo de transporte público.

La Compañía acordó con sus proveedores la forma en que encararán un eventual rechazo del ENARGAS al traslado de un aumento de precios contratado. En general, los contratos de suministro de gas de la Compañía establecen procedimientos que le permiten diferir el pago de los precios de gas que legalmente no pueden ser trasladados a los clientes, disponiendo que la Compañía y el proveedor renegocien el precio en tal caso. No es posible predecir los resultados de estos procedimientos que aún no han sido testeados, si hubiera, de ser invocados por la Compañía. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios —Tarifas –Ajuste del Precio de Compra del Gas a las Tarifas y Cuestiones Relacionadas”.

Obligaciones Take-or-Pay

Los contratos de compra de gas le permiten a la Compañía recuperar todos los montos pagados como resultado de la responsabilidad asumida por los compromisos take-or-pay frente a los proveedores de gas, dentro de períodos de tres o doce meses, tomando cantidades adicionales de gas en exceso de los volúmenes mínimos diarios fijados contractualmente. La Compañía cree que es improbable que los compromisos take-or-pay en sus contratos de suministro de gas resulten en alguna responsabilidad significativa por gas no tomado. Desde 1993 a 2001, la Compañía no incurrió en obligaciones take-or-pay de acuerdo con los términos de sus contratos de compra de gas que no haya podido recuperar, tomando posteriormente, sin incurrir en costos adicionales, las cantidades de gas previamente pagadas pero no adquiridas.

La exposición de la Compañía por sus compromisos take-or-pay se ve afectada por una serie de factores que escapan a su control. Desde fines de 2001, la demanda de gas natural disminuyó levemente de sus niveles históricos debido a la reducción del nivel de actividad económica Argentina como consecuencia de la crisis actual y de un aumento en el suministro de energía hidroeléctrica. Debido a estas circunstancias, la Compañía no renovó ciertos contratos de compra de gas existentes y al mismo tiempo se iniciaron negociaciones con algunos productores para adaptar los volúmenes contratados y las obligaciones take-or pay reflejando los nuevos niveles de demanda. Estos productores actualmente están suministrando gas a la Compañía en volúmenes que reflejan el nuevo nivel de demanda, el que se espera sea reflejado en todo nuevo contrato de suministro que resulte de las negociaciones. Durante este período de negociación, no se le factura a la Compañía a cuenta de sus obligaciones take-or-pay conforme a los contratos de suministro existentes. Se espera que esas obligaciones y otras obligaciones de los productores y de la Compañía de acuerdo con los contratos de suministro existentes sean tomadas en cuenta en la determinación de los términos definitivos de cualquiera de los nuevos contratos. En tanto la Compañía no puede dar garantías de que dichos contratos se firmarán realmente y que no se le facturará a la Compañía ni se le requerirá pagar sus obligaciones take-or-pay emergentes de los contratos de suministro existentes, se anticipa que se podrán resolver estas cuestiones de forma tal de que ello no tenga un efecto sustancial adverso para la Compañía.

Limitaciones sobre los Contratos de Compra de Gas de Corto Plazo

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2.731/93 estableció un sistema por el cual todas las compras y ventas de gas efectuadas conforme a contratos que tengan una duración de más seis meses se considerarán realizados en el mercado de gas natural de largo plazo y todas las demás compras y ventas de gas se consideran realizadas en el mercado de corto plazo. Este Decreto requiere que los vendedores y compradores de gas natural se inscriban en un registro especial y determina varias obligaciones de información en cuanto a volúmenes, precios, puntos de envío y de entrega y la ausencia de cláusulas que restrinjan o desvirtúen la competencia. La Secretaría de Energía debe asignarle el carácter de confidencial a toda la información proporcionada de acuerdo con estos requisitos. En virtud de estas reglamentaciones, las compañías de distribución (incluyendo a la Compañía) están autorizadas a adquirir no más del 20% de su suministro de gas en el mercado de gas natural de corto plazo. La Secretaría de Energía puede dispensar el límite para las compras en el mercado de corto plazo en caso de fuerza mayor, pudiendo ser aumentado a un 40% si la libre competencia se incrementa en ese mismo mercado.

Desde principios de 1999, la Compañía está realizando compras en el mercado “spot”; desde mayo se ha adherido al Decreto N° 1020 por medio del cual, dependiendo de las diferencias entre el precio de compra del gas en el mercado “spot” y los precios de referencia fijados por el ENARGAS, la Compañía comparte con sus clientes el 50% de los beneficios o las pérdidas resultantes. El volumen comprado en el mercado “spot”, representa entre el 5% y el 15% de las compras de gas mensuales en 2002 y el entre el 4% y el 12% en 2001.

Contratos de Transporte de Gas

Aspectos Generales

Con motivo de la privatización de Gas del Estado, se formaron dos compañías de transporte de gas, TGS y TGN. Las compañías de transporte están reguladas por el ENARGAS y deben proporcionar el servicio de transporte a los clientes de acuerdo con los términos de sus respectivas licencias, la Ley del Gas y otras reglamentaciones. Véase “—Antecedentes y Evolución -- La Industria del Gas Natural en Argentina”. Las compañías transportadoras no están autorizadas a comprar el gas para su reventa. La Compañía y otras distribuidoras compran el gas directamente a los productores para la reventa a los clientes.

El sistema de TGS consta de tres gasoductos principales, el San Martín y los gasoductos Oeste-Neuba I y Neuba II. El sistema de TGN cuenta con dos gasoductos principales de transporte, la línea del Norte y la línea del Centro-Oeste. A su vez, el sistema TGN está conectado con el sistema de transporte de gas de Bolivia. El sistema de TGS incluye el anillo de Buenos Aires, que lo conecta al sistema TGN. Los contratos de la Compañía con TGS (véase "Derechos de Transporte con TGS") disponen el suministro del servicio a través de los gasoductos San Martín, Oeste-Neuba I y Neuba II. La Compañía también tiene contratos con TGN (véase "Derechos de Transporte con TGN") que establecen el transporte de gas mediante el uso de una conexión indirecta vía el anillo de Buenos Aires.

La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada pero el costo de la capacidad de transporte no utilizada no puede ser trasladado a los clientes. En consecuencia, es importante que las compañías de distribución logren un equilibrio entre sus compromisos de transporte firme y la demanda de gas dentro de sus respectivas áreas de servicio. Por el contrario, los servicios de transporte interrumpible se suministran sobre la base de que la compañía transportadora transportará el gas cuando y en caso de que se encuentre capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, la Compañía se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras el gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta el año 2002 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto es aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por la Compañía.

La capacidad de transporte de gas de las compañías transportadoras en la Argentina resulta en general adecuada como para permitir a la Compañía satisfacer las demandas en días pico de sus clientes con servicio ininterrumpible. No obstante, la Compañía, como otras distribuidoras, normalmente interrumpirá el suministro a algunas centrales eléctricas y a otros grandes clientes industriales en los períodos pico a fin de satisfacer las demandas del servicio ininterrumpible básico. La Compañía cumplió con la demanda de servicio ininterrumpible durante los inviernos desde 1995 a 2002. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios -- Balance Final de Transporte”.

Derechos de Transporte en General

Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía había contratado una capacidad de transporte en firme de 22,8 MMMC (805 MMPC) por día, un aumento del 29% desde el 1º de enero de 1993. Mientras que la Compañía transporta gas principalmente con TGS, comenzó a transportar gas con TGN en 1994. La Compañía ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme principalmente mediante la adquisición de una parte significativa de la capacidad de transporte recientemente construida por TGS y TGN, y mediante acuerdos complementarios con otros titulares de derechos de capacidad de transporte. Asimismo, la Compañía ha celebrado varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de transporte existente, y también ha adquirido el derecho de utilizar capacidad de transporte en firme de terceros sobre una base interrumpible, posibilitando, de este modo, ventas anuales totales superiores y la posibilidad de satisfacer mejor la demanda de clientes no interrumpibles durante los períodos pico.

Los contratos de transporte en firme de la Compañía con TGS y TGN contienen ciertos derechos que disminuyen parcialmente el riesgo de Bypass completo de la Compañía. Bajo dichos contratos, si un cliente de la Compañía celebra un contrato de transporte en firme con una compañía de transporte (sea directamente con una compañía de transporte o con un tercero, productor o vendedor de gas), la Compañía tendrá el derecho de reducir proporcionalmente su compromiso de transporte en firme con dicha compañía de transporte. Véase Capítulo 4 "—Panorama de Negocios – Operaciones -- Derechos de Bypass y Competencia".

Derechos de Transporte con TGS

Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía tenía disponible, de TGS, una capacidad en firme disponible de 21,3 MMMC (752 MMPC) de gas por día a través de seis contratos de transporte que incluyen términos similares. El principal contrato de transporte otorga a la Compañía la capacidad total de transporte firme de 17,1 MMMC (604 MMPC) de gas por día desde las siguientes áreas de producción: Tierra del Fuego: 3,4 MMMC (120 MMPC); Santa Cruz: 2,0 MMMC (71 MMPC) y Neuquén: 11,3 MMMC; (399 MMPC). Este contrato incluye 0,4 MMMC (14 MMPC) por día de capacidad de transporte en firme para el transporte de gas natural a la planta separadora de gas líquido de TGS cerca de Bahía Blanca, en la Provincia de Buenos Aires. Este contrato expira el 1º de mayo del 2014. Según los términos de este contrato, la Compañía tiene un derecho a disminución del 30% que podrá ejercerse el 1º de mayo de 2004. Véase Capítulo 4: “Panorama de Negocios – Ingresos – Procesamiento de Gas Natural”

El segundo contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 1,6 MMMC (56 MMPC) de gas por día proveniente de la Cuenca Neuquina. Este contrato vence en mayo del 2014.

El tercer contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,5 MMMC (18 MMPC) de gas por día de la Cuenca Neuquina. Este contrato vence en mayo del 2014.

El cuarto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 1,5 MMMC (53 MMPC) de gas por día de la cuenca de Tierra del Fuego. Este contrato vence en mayo del 2014.

El quinto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,1 MMMC (3 MMPC) de gas por día de la cuenca Neuquina. Este contrato vence en mayo del 2014.

El sexto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,5 MMMC (18 MMPC) de gas por día de la cuenca Neuquina. Este contrato vence en mayo del 2014.

Asimismo, MetroGAS tiene seis contratos de capacidad de transporte interrumpible con TGS por un total aproximado de 14,1 MMMC (498 MPC) de gas por día, El primer contrato proporciona una capacidad de transporte interrumpible de hasta 6,5 MMMC de gas por día en la tubería Neuba II. El contrato venció el 31 de agosto de 1997 pero actualmente se encuentra vigente por una cláusula de prórroga del mismo. El segundo contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de 3,0 MMMC de gas por día. Este contrato esta vigente desde mayo de 1997 y vence en mayo del 2014. El tercer contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de 1,0 MMMC de gas por día. Este contrato se encontraba vigente desde junio de 1996 y venció en junio de 1997, pero actualmente se encuentra vigente por una cláusula automática de prórroga del mismo. El cuarto contrato proporciona una capacidad de transporte interrumpible de 0,6 MMMC de gas por día. Este contrato está vigente desde el 10 de junio de 1999 y venció el 10 de junio de 2000, pero actualmente se encuentra vigente por una cláusula automática de prórroga del mismo. El quinto contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de 2,0 MMMC de gas por día. El contrato está vigente desde el 1º de junio de 1999 y venció el 1º de junio de 2000, pero actualmente se encuentra vigente por una cláusula automática de prórroga del mismo. El sexto contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de 1,0 MMMC de gas por día. Este contrato se encuentra vigente desde el 2 de mayo de 2000 y venció el 2 de mayo del 2001, también actualmente se encuentra vigente por una cláusula automática de prórroga.

Derechos de Transporte con TGN

El 9 de septiembre de 1993 MetroGAS celebró un contrato con TGN (el "Contrato TGN") por capacidad de transporte en firme futura de 1,5 MMMC (53 MMPC) por día a ser construido por TGN. El Contrato TGN entró en vigencia el 1º de junio de 1994 y vence el 31 de mayo de 2014 y es renovable a opción de la Compañía por períodos de tres años consecutivos hasta un máximo de 9 años. MetroGAS no puede liberar, después de 1997, nada de la capacidad de transporte, salvo en la medida que se la traspase a un cliente quien, directa o indirectamente, contrate capacidad de transporte en firme con TGN.

El 1° de junio de 1996 la Compañía contrató con TGN por 0,5 MMMC (18 MMPC) de capacidad de transporte en firme por día. El acuerdo con TGN prevé dos contratos, uno por una capacidad de transporte en firme de 0,4 MMMC (14 MMPC) por día con vencimiento en mayo del 2006 y el otro por 0,1 MMMC (4 MMPC) por día con vencimiento en mayo de 2006.

En junio de 1997, la Compañía celebró acuerdos con ciertas compañías industriales, por los cuales cedió 1,0 MMMC (35 MMPC) de su capacidad de transporte firme contratada con TGN, Este contrato se encuentra vigente desde julio de 1997 y vence en mayo de 2006.

Durante 2001 se firmo un contrato con TGN por 0,5 MMMC (18 MMPC) por día de la capacidad de transporte firme de la Compañía. El contrato tiene vigencia desde mayo de 2001 y vence en mayo de 2016.

Otros Derechos de Transporte

La Compañía también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad interrumpible desde la Cuenca Neuquina por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le asegura a la Compañía un mínimo de 2,5 MMMC (88,3 MMPC) de gas por día. Este contrato se prorrogó en mayo de 2001 por un período de quince años y 3 MMMC (106 MMPC) de gas por día, conforme a sus términos, la Compañía ha acordado determinadas obligaciones “ship-or-pay” a una tarifa reducida.

Balance Final de Transporte

Con el objeto de enfrentar una demanda pico estimada de aproximadamente 21,3 MMMC (752 MMPC) diarios de servicio firme durante los meses de mayo a septiembre de 2002 la Compañía aumentó su capacidad de transporte en firme total a 22,8 MMMC (805 MMPC) de gas natural diarios la que resultó apropiada para satisfacer la demanda en invierno de ese año. Durante los meses de invierno de 2002 las entregas en días pico no excedieron la capacidad de transporte en firme. Los factores de carga de la Compañía fueron de 71,9%, 78,1% y 93,3% para 2002, 2001 y 2000, respectivamente.

Contratos con BG Group

La Compañía tiene una serie de contratos con BG International Limited, una subsidiaria de BG Group, con respecto a las funciones de BG Group como Operador Técnico de la Compañía.

Contrato de Asistencia Técnica

BG Group presta asistencia técnica a MetroGAS de conformidad con el contrato de asistencia técnica por el plazo de ocho años firmado originalmente el 28 de diciembre de 1992 (el "Contrato de Asistencia Técnica"), renovable con el consentimiento de ambas partes, cuyo plazo se ha prorrogado según se describe a continuación. Los servicios que presta BG Group conforme a este contrato incluyen asesoramiento para: (i) el reemplazo, reparación y renovación de las instalaciones y equipamiento para asegurar que el rendimiento del sistema se encuentre de acuerdo con los parámetros de empresas de prestigio en la industria; (ii) preparación de evaluaciones de rendimiento, análisis de costos operativos, valuaciones de construcción y asesoramiento relacionado con el control presupuestario; (iii) asesoramiento con respecto a seguridad, confiabilidad y eficiencia del sistema operativo y servicios a la industria gasífera; (iv) asesoramiento relacionado con el cumplimiento de la legislación y reglamentaciones en vigencia relacionadas con la seguridad y salubridad, contaminación y protección ambiental del sistema; (v) mantenimiento del sistema, tanto de rutina como preventivo; (vi) entrenamiento del personal; (vii) diseño e implementación de los procedimientos necesarios para la prestación de los servicios antes mencionados; y (viii) diseño e implementación de un sistema de información e inspección administrativa para los aspectos más importantes de la distribución del gas natural.

El Contrato de Asistencia Técnica original estipula el pago a BG Group de un honorario de asistencia técnica anual, neta de cualquier impuesto al valor agregado argentino o impuesto sobre ingresos brutos local, equivalente a (i) U$S 3 millones, o (ii) el 7% del monto que resulte luego de deducir U$S 3 millones de las ganancias netas antes de impuestos, antes de egresos financieros, ingresos (gastos) financieros, ganancias (pérdidas) por tenencias e impuesto a las ganancias, lo que resulte superior. Las partes acordaron la renovación del Contrato de Asistencia Técnica el 28 de diciembre de 2000. En tanto se respetaron los términos y condiciones del Contrato de Asistencia Técnica original, se modificó para disponer (a) que el honorario fijo anual se pague por anticipado y en 12 cuotas mensuales en lugar de los tres anticipos, (b) cualquiera de las partes podrá rescindir el Contrato de Asistencia Técnica con 180 días de anticipación y (c) este contrato vencerá el 28 de diciembre de 2008. Con fecha 4 de enero de 2001, el ENARGAS informó a las partes que no tenía objeciones que formular respecto de la renovación.

El Contrato de Asistencia Técnica también dispone que BG Group deberá poner sus empleados a disposición de MetroGAS, ya sea por un contrato de trabajo a largo plazo de acuerdo con el Contrato de Suministro de Mano de Obra detallado más adelante, o con el objeto de proporcionar asesoramiento o implementar dicho asesoramiento. El asesoramiento deberá prestarse sin costo alguno para MetroGAS, sujeto a reembolso por parte de MetroGAS de todos los gastos directos incurridos por BG Group, incluyendo los gastos de transporte y vivienda de los empleados de BG Group incurridos en la prestación de dicho asesoramiento. Las comisiones de BG Group de acuerdo con los términos del Contrato de Asistencia Técnica y otros pagos en virtud de dicho contrato serán pagados de los ingresos de MetroGAS con anterioridad a la declaración y pago de dividendos.

Los accionistas de Gas Argentino han acordado proporcionar recursos para la Compañía y enviar empleados a fin de asistir al Operador Técnico en el cumplimiento de sus funciones conforme el Contrato de Asistencia Técnica. BG Group ha acordado compensar a YPF S.A. por el respaldo proporcionado con los fondos que reciba en virtud del Contrato de Asistencia Técnica. La Compañía se ha visto beneficiada con la experiencia de BG Group como operador en la industria de gas natural.

Conforme a la Ley de Emergencia Pública y el Decreto Nº 214/2002, las obligaciones de pago en dólares de la Compañía de acuerdo con el Contrato de Asistencia Técnica fueron convertidas a Pesos a un tipo de cambio de Ps. 1 por dólar estadounidense más el CER. En consecuencia y debido a la situación financiera de la Compañía, las partes efectuaron una modificación al Contrato de Asistencia Técnica (la “Modificación”) que tuvo vigencia a partir del 1º de marzo de 2002. La modificación exigió que MetroGAS pague un honorario anual equivalente a (i) Ps. 360.000, ajustado por el CER (el “Honorario de Gerenciamiento Fijo”) y (ii) el 7% de las Ganancias Netas de la Compañía (la “Comisión de Ganancias”) si se lograba una reestructuración de la deuda financiera. La modificación también dispone que a partir del ejercicio en que la Comisión de Ganancias resulte superior a Ps. 3 millones ajustada por el CER correspondiente al 31 de marzo de 2002 y siempre que la Compañía haya logrado la reestructuración de su deuda financiera, la Modificación dejará de tener vigencia y efecto y la Compañía deberá pagar, además del honorario común, un monto equivalente al Honorario de Gerenciamiento Fijo de Ps. 3 millones ajustado por el CER al 1º de marzo de 2002 anualmente, menos los pagos efectuados de acuerdo con la Modificación.

Contrato de Gerenciamiento

Contrato de Suministro de Mano de Obra

A fin de proveer a MetroGAS empleados altamente capacitados y con suficiente experiencia para cumplir con las posiciones de cargos directivos, MetroGAS y BG Group celebraron con fecha 13 de noviembre de 1993 un Contrato de Suministro de Mano de Obra. Los empleados contratados en los términos de este Contrato de Suministro de Mano de Obra a largo plazo están registrados en la planilla de pago de sueldos de la Compañía. MetroGAS reembolsa a BG Group los sueldos, gastos y otros costos asociados con la contratación de corto plazo de los directivos de BG Group en MetroGAS. Si bien se han contratado directores ejecutivos en los términos de dicho contrato, esto se ha suspendido desde marzo de 2002.

Derechos de “Bypass” y Competencia

Si bien la Licencia otorga a la Compañía el derecho exclusivo de distribuir gas natural dentro de su área de servicio, el sistema de entrega de gas en Argentina es un sistema de acceso abierto. Un aspecto básico de los sistemas de acceso abierto es que los grandes clientes dentro del área de servicio de la Compañía pueden celebrar contratos de compra de gas natural con los vendedores o productores y contratar con las empresas de transporte y distribución la entrega de gas a estos clientes. Dichos clientes celebran acuerdos para su propio suministro de gas y asimismo continúan utilizando el sistema de distribución y la capacidad de transporte de la Compañía para la entrega del gas. En este caso, los clientes pagarían a la Compañía una tarifa por el uso del sistema de distribución y de capacidad de transporte. En forma alternativa, los clientes pueden construir una conexión directa hasta un sistema de transporte y comprar el gas a la Compañía, pagándole una tarifa que cubra el costo del gas comprado. Los clientes en el área de servicio de la Compañía que contratan tanto la compra directa como el transporte de gas sin utilizar el sistema de distribución de la Compañía no le abonan ninguna tarifa.

El cliente que desea hacer el bypass completo al sistema y evitar el pago de tarifas a la Compañía debe hacer frente a una cantidad de costos así como un número de limitaciones prácticas que, en algunos casos, hacen que el bypass resulte económicamente poco ventajoso y práctico. Por ejemplo, los clientes bypass que no utilizan el sistema de distribución de la Compañía deben asumir el costo de construir y mantener las conexiones (lo cual aumenta con la distancia desde la línea de transmisión y según la densidad de población del área del gasoducto propuesto) como también los gastos de medición asociada y otras instalaciones. El acceso limitado a una capacidad de transporte en firme también constituirá un problema para los clientes que requieren un suministro de gas ininterrumpido. Además, los clientes que desean adquirir gas de terceros deberán informarlo con tres meses de anticipación a la Compañía y al ENARGAS.

La totalidad de las centrales eléctricas clientes de la Compañía y otros usuarios industriales adquieren el gas directamente de los proveedores. Dicho gas se entrega utilizando la capacidad de transporte firme y el sistema de distribución de la Compañía, lo cual permite a la Compañía (i) evitar incurrir en costos de compra de gas (así como cargos "take-or-pay") y (ii) cobrar una tarifa a estos clientes, cubriendo de ese modo en forma total o parcial el costo de la capacidad de transporte en firme a dicho cliente. Estos acuerdos también significan ciertos ahorros para la Compañía ya que (a) se evitan costos de compra del gas que se usa como combustible para la compresión del gas, que conforme al Marco Regulatorio no pueden ser trasladados a los clientes, y (b) algunos impuestos sobre ingresos brutos que se deben tributar sobre las ventas de gas de la Compañía. Bajo dichos acuerdos, todos estos clientes adquieren los servicios de distribución y transporte que les brinda la Compañía.

La Compañía mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes más importantes y se encuentra implementando las políticas contractuales y de precios adecuadas a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa entre sus clientes más importantes y los sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Compañía y evitaría el uso de la capacidad de transporte firme de la Compañía. Es posible que ciertos clientes de la Compañía hagan completo Bypass a los servicios de la Compañía o requieran que la Compañía deje de prestar ciertos servicios de manera que podría afectar adversamente sus márgenes. También es posible que el ENARGAS reduzca los volúmenes mínimos de gas requeridos por los grandes clientes para poder adquirir capacidad de transporte directamente del transportador. No obstante, el Directorio de la Compañía considera que el efecto de cualquiera de estas situaciones podría ser parcialmente mitigado por ciertas cláusulas incluidas en los contratos de transporte en firme firmados con TGS que prevén que si un cliente de la Compañía contrata con TGS un servicio de transporte firme (ya sea directamente con TGS o con terceros, como ser productores o intermediarios) la Compañía tendría derecho a reducir sus propios compromisos de transporte en firme con TGS. Los contratos de transporte en firme de la Compañía con TGN contienen cláusulas similares.

Con fecha 1° de junio de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución N° 1748 que introdujo modificaciones a las Condiciones Especiales del Reglamento de Servicio para Pequeños y Grandes Clientes las cuales permiten a los usuarios de 5.000 MC (176,6 MPC) por día en lugar de los 10.000 MC (353,1 MPC) de gas anteriores contratar capacidad de transporte sobre una base de compromiso firme y permiten que los usuarios de 1,5 MMMC por año (52,9 MMPC) por año de gas, en lugar de 3 MMMC (105,9 MMPC) de gas por año contraten capacidad de transporte firme sobre una base interrumpible. Adicionalmente el período para notificar al ENARGAS y las compañías de distribución todo bypass propuesto se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo oponiéndose a estas modificaciones que no ha sido resuelto todavía.

En la actualidad se utilizan fuentes alternativas de energía como sustitutos del gas natural, principalmente el fuel-oil para centrales eléctricas y el gas licuado ("LPG") para clientes residenciales y pequeños clientes comerciales. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas una gran ventaja de costo con respecto al fuel-oil, si bien dicha ventaja ha disminuido en algunos momentos influenciada por las bajas en el precio internacional del petróleo y la disponibilidad de fuel-oil proveniente de Brasil a bajo costo. La Compañía pretende continuar sus políticas de descuento para las centrales eléctricas a fin de mantener la competencia con el precio del fuel-oil. A fin de que la Compañía pueda lograr un mayor factor de carga durante los meses de verano, cuando la demanda residencial es más baja, algunas centrales eléctricas clientes han aceptado tomar al menos una cantidad mínima de gas con descuentos de tarifas máximas. Por el contrario, durante los meses de invierno, la Compañía y algunas centrales eléctricas de combustible alternativo en su área de servicio han acordado que la Compañía les entregue a dichas centrales un volumen mínimo de gas sobre una base interrumpible. Si la Compañía no cumple con sus compromisos, deberá reintegrar una parte del costo excedente del fuel-oil sobre el precio del gas no entregado sobre una base de energía equivalente. Con respecto al LPG, el gas natural es significativamente más barato y ofrece a los clientes residenciales y comerciales pequeños una reducción considerable de los costos de combustible.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

La Compañía considera que actualmente lleva a cabo sus operaciones de conformidad con las leyes, normas y reglamentaciones de seguridad y protección del medio ambiente aplicables.

Previendo el aumento de requisitos legales locales respecto de salud, seguridad y medio ambiente (“HSE”) la Compañía ha adoptado las estrategias HSE de BG Group y está comprometida en cumplir estos parámetros (mejor práctica internacional). También se están resolviendo las cuestiones de reducción de emisión de gases green house para mitigar su impacto respecto de cambios climáticos, cumplir las expectativas de la comunidad, organizaciones no gubernamentales y entidades financieras.

Para asegurar el cumplimiento de los requisitos legales, regulatorios y societarios, se está implementado un Sistema de Gestión HSE a ser certificado hacia fines de 2003 bajo ISO 14001 (Gestión Ambiental) y normas OHSAS 18001 (Occupational Health and Safety Assessment Series).

Seguros

Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía mantenía un seguro por daños y accidentes contra terceros por un monto de hasta U$S 75 millones, y sus activos físicos estaban asegurados por un monto de hasta U$S 94 millones por cualquier incidente. Durante marzo de 2003, se renovó la cobertura de seguro por daños y accidentes contra terceros hasta U$S 50 millones. Se estima que la cobertura de seguros de la Compañía es proporcional a los parámetros internacionales de la industria de distribución de gas. La Compañía no ha contratado seguro por lucro cesante. No existe garantía alguna de que la cobertura del seguro estará disponible o será adecuada en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular.

Marco Regulatorio

A continuación se incluye una descripción del marco regulatorio aplicable a las empresas de transporte y distribución de gas, incluyendo la Compañía. No obstante, y según se menciona más adelante y en otros capítulos de este Prospecto, la Ley de Emergencia Pública ha modificado dicho marco regulatorio sustancialmente y en forma perjudicial para la Compañía. Estos cambios también crean inseguridades en cuanto a las actividades futuras de la Compañía.

MetroGAS ha tomado todas las medidas necesarias para reservar sus derechos legales conforme a la Licencia y el marco regulatorio aplicable.

La Constitución Argentina

En 1994 se reformó la Constitución Argentina con respecto a empresas de servicios públicos. Las modificaciones incluyen el otorgamiento de determinados derechos a los clientes de empresas públicas, disposiciones anti-discriminatorias y otras disposiciones que requieren la regulación de los monopolios legales y naturales y la representación de los clientes ante las autoridades de control de las empresas públicas, incluyendo el ENARGAS. A pesar de que en la actualidad no es posible predecir el efecto de estas modificaciones sobre el régimen regulatorio del gas natural, el presente marco regulatorio, en general, coincide con el contenido de la Constitución Argentina reformada.

La Ley del Gas y la Licencia

La Ley del Gas junto con el Decreto Nº 1738/92 del Poder Ejecutivo, con sus modificaciones (el "Decreto Reglamentario"), otros decretos reglamentarios, el Pliego, los respectivos contratos de transferencia y las licencias de cada una de las empresas de gas privatizadas establecen el marco legal para el transporte, distribución, almacenamiento y comercialización del gas en Argentina bajo un sistema competitivo y parcialmente desregulado. La Ley del Gas y las respectivas licencias designan al ENARGAS como la entidad reguladora encargada de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas, el Decreto Reglamentario y las regulaciones vinculadas, sujeto a revisión judicial.

Las compañías transportadoras y distribuidoras de gas operan en un sistema no discriminatorio de libre acceso en virtud del cual los productores y clientes, como así también los distribuidores, tienen derecho a un acceso libre e igualitario a los gasoductos de transporte y redes de distribución de acuerdo con la Ley del Gas, las normas reglamentarias aplicables y las licencias de las compañías privatizadas.

La Ley del Gas establece que un distribuidor no podrá efectuar discriminaciones indebidas entre los clientes, ni podrá otorgar a un cliente una preferencia indebida. El distribuidor deberá ofrecer un acceso libre a todas las partes en una condición igualitaria para cualquier capacidad disponible del sistema de distribución.

La Ley del Gas prohíbe que las compañías transportadoras se involucren en la comercialización del gas natural. Asimismo:

• los productores de gas, los distribuidores y los clientes que contraten directamente con los productores no pueden ser titulares de una participación mayoritaria (según se define en la Ley del Gas y decretos reglamentarios) en una compañía transportadora;
• los productores y los transportistas no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una compañía distribuidora;
• los clientes que adquieren el gas directamente de los productores no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una compañía distribuidora en su misma región geográfica; y
• los contratos entre sociedades vinculadas que participan en diferentes etapas de la industria del gas natural deben ser aprobados por el ENARGAS. El ENARGAS puede desaprobar estos contratos en caso de determinar que no fueron celebrados entre empresas independientes.

Plazo de la Licencia

La Licencia autoriza a MetroGAS a suministrar el servicio público de distribución de gas por un plazo original de 35 años. La Ley del Gas establece que MetroGAS puede solicitar al ENARGAS una renovación de la Licencia por un período adicional de diez años al vencimiento del período original de 35 años. El ENARGAS deberá evaluar en ese momento el desempeño de la Compañía y formular una recomendación al Poder Ejecutivo. MetroGAS tendrá derecho a la renovación de diez años de su Licencia, a menos que el ENARGAS demuestre que no ha cumplido en forma sustancial con todas sus obligaciones emergentes de la Ley del Gas, el Pliego, las regulaciones y decretos respectivos y la Licencia. Finalizado el período de 35 o 45 años, según fuera el caso, la Ley del Gas exige que se realice una nueva licitación competitiva para el otorgamiento de una nueva licencia, en la cual MetroGAS, si ha cumplido sus obligaciones descriptas más adelante, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al Gobierno Nacional por un tercero. El ENARGAS aún no ha dictado reglamentaciones con respecto a los procedimientos a seguirse en el otorgamiento de una nueva licencia en una licitación competitiva o con relación a la compensación a recibir por la Compañía al momento de la extinción del plazo de la misma. Véase Capítulo 4 “—Panorama de Negocios – Operaciones – Marco Regulatorio – La ley del Gas y la Licencia – Vencimiento.”

La Licencia no puede ser modificada sin el consentimiento de MetroGAS salvo en dos situaciones. Primero, el ENARGAS puede modificar las condiciones del servicio especificadas en la Licencia, siempre que se lleve a cabo un ajuste apropiado de las tarifas que MetroGAS puede cobrar por sus servicios para compensar el impacto financiero de la modificación de las condiciones del servicio. Segundo, el ENARGAS puede modificar las tarifas establecidas inicialmente en relación con el otorgamiento de la Licencia, de acuerdo con las disposiciones sobre fijación de tarifas de la Ley del Gas. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas”.

Acceso

La Ley del Gas dispone que sólo las compañías privadas licenciatarias pueden intervenir en la distribución de gas. Cada licencia otorga el derecho exclusivo de distribución de gas dentro de un área geográfica específica, sin perjuicio de que los subdistribuidores ya existentes o aquéllos que puedan crearse con la aprobación del ENARGAS puedan también distribuir el producto. El derecho exclusivo de distribución de gas en un área geográfica no comprende el derecho exclusivo de vender gas dentro de esa área; en ciertas circunstancias los clientes pueden comprar gas directamente a los productores o comercializadores. No obstante, si el gas comprado a terceros es entregado utilizando el sistema de distribución de MetroGAS, se aplica el mismo margen ya sea que la compañía distribuidora entregue su propio suministro a un cliente o que el cliente compre el suministro a terceros.

El cliente que desee el suministro de gas de un tercero deberá notificar su intención al ENARGAS con una anticipación mínima de tres meses. Sujeto a las condiciones del mercado, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. Dadas las condiciones actuales del mercado, el período de notificación ha sido reducido a tres meses. En caso de que un cliente comprase gas directamente a terceros y posteriormente deseara adquirirlo de MetroGAS, MetroGAS no está obligado a reinstalar este servicio. No obstante, en caso de que el cliente objetara el rechazo de MetroGAS de reinstalarle el servicio, la cuestión será resuelta por el ENARGAS. Véase “Operaciones - Derechos de Bypass y Competencia”.

Obligaciones de MetroGAS

MetroGAS tiene varias obligaciones de acuerdo con la Ley del Gas, incluyendo la obligación de cumplir con todas las solicitudes de servicios razonables dentro de su área de servicio. No se considerará razonable la solicitud de servicio si resultara anti-económico para la compañía distribuidora el hecho de asumir la ampliación del servicio solicitado. MetroGAS también tiene la obligación de operar y mantener sus instalaciones en forma segura, lo que puede requerir ciertas inversiones para el reemplazo o mejora de las instalaciones según se establece en la Licencia.

La Licencia detalla otras obligaciones de MetroGAS, las que incluyen la obligación de (a) proporcionar un servicio de distribución, (b) mantener un servicio continuo, (c) operar en una forma prudente, (d) mantener la red de distribución, (e) llevar a cabo las inversiones obligatorias, (f) mantener ciertos registros, y (g) proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS.

La Licencia prohíbe que MetroGAS, sin la aprobación previa del ENARGAS, asuma deudas de Gas Argentino, otorgue un derecho real de garantía sobre sus activos en favor de los acreedores de Gas Argentino, reduzca su capital o distribuya sus bienes salvo a través de dividendos de acuerdo con la ley argentina.

Ampliaciones

Las ampliaciones de gran envergadura en el servicio público de distribución de gas requieren la aprobación previa del ENARGAS. La Ley del Gas establece que el distribuidor tendrá todos los derechos necesarios para realizar las ampliaciones aprobadas y prestar el servicio según la Licencia. En caso que un cliente requiera la ampliación del servicio de distribución, pero el distribuidor lo considera anti-económico, podrá requerirse que el cliente pague un aporte con respecto al costo de la ampliación. Las cuestiones respecto a la viabilidad económica de las ampliaciones serán resueltas por el ENARGAS. El 22 de julio de 1993, el ENARGAS emitió una resolución regulando cuales son las ampliaciones que requieren la aprobación del ENARGAS, ya sea por su magnitud o porque los clientes o terceros deben realizar contribuciones a requerimiento de los distribuidores. Esta resolución requiere que, en casos en los cuales el distribuidor sostenga que la ampliación resulta anti económica y consecuentemente requiera aportes de los clientes o terceros, éste deberá demostrar la exactitud de sus afirmaciones. Los clientes pueden tomar a su cargo la construcción de instalaciones consideradas anti-económicas por el distribuidor, sujeto a la aprobación del ENARGAS.

De conformidad con la Resolución Nº 283/96 del ENARGAS emitida en marzo de 1996, se exigió que la Compañía pague las ampliaciones de su red de distribución que hayan sido parcial o totalmente financiadas por sus clientes y hayan quedado incorporadas a su patrimonio desde la fecha de la Toma de Posesión, mediante la entrega de gas a dichos clientes sin cargo alguno y en volúmenes determinados en base a una fórmula establecida en dicho resolución, la cual tiene la intención de ser equitativa tanto para los clientes como para MetroGAS. No existen obligaciones sustanciales para la Compañía de entregar gas después del 31 de diciembre de 2002.

Servidumbres

La Licencia autoriza a MetroGAS a ocupar sin cargo bienes del dominio público con el objeto de prestar el servicio adjudicado en la Licencia o, en caso que una autoridad provincial o municipal le imponga alguna carga, MetroGAS puede hacer un recargo en las tarifas correspondientes para recuperar ese costo adicional. La Licencia también le otorga a MetroGAS el derecho a obtener servidumbres sobre bienes de propiedad privada necesarios para prestar el servicio correspondiente, sujeto al pago de indemnización a los propietarios particulares. El Gobierno Nacional está obligado a transferir a MetroGAS el título correspondiente a las servidumbres existentes en el área de servicio adjudicada. El Gobierno Nacional deberá perfeccionar la titularidad correspondiente a dichas servidumbres a su propio costo o, a opción de MetroGAS, ella misma puede asumir esta responsabilidad, recargando sus tarifas para recuperar este costo.

Sistema de Sanciones y Revocación de la Licencia

La Licencia establece un sistema de sanciones en caso de incumplimiento de las obligaciones por parte de MetroGAS, incluyendo apercibimientos, multas y revocación de la Licencia. Véase Capítulo 4 “—Panorama de Negocios –Marco Regulatorio – La ley del Gas y la Licencia – Vencimiento.” Estas sanciones pueden ser fijadas por el ENARGAS basándose, entre otras consideraciones, en la magnitud del incumplimiento o en su efecto sobre el interés público. Se podrán imponer multas de hasta U$S 500.000 en caso de reincidencia en los incumplimientos de los términos de la Licencia.

La revocación de la Licencia puede ser declarada únicamente por el Poder Ejecutivo a instancias del ENARGAS. La Licencia especifica varios motivos de revocación, incluyendo (a) el incumplimiento en el suministro del 35% o más del servicio durante quince días consecutivos o treinta días no consecutivos en un año, o (b) el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio durante treinta días consecutivos o sesenta días no consecutivos durante un año, siempre que dicho incumplimiento sea por causas imputables a MetroGAS. La Licencia también puede ser cancelada por el Gobierno Nacional si (a) se violan las restricciones establecidas en el Pliego y en el Contrato de Transferencia con respecto a la transferencia de acciones de MetroGAS o de Gas Argentino (véase Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”), (b) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (c) si MetroGAS, sin la aprobación del ENARGAS, intentase una transferencia de la Licencia o, transfiriera o gravara una parte de los activos que le fueron transferidos por Gas del Estado designados como activos esenciales (los “Activos Esenciales”) o los utilizara para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la cancelación de la Licencia incluyen el incumplimiento grave por parte de MetroGAS de llevar a cabo las inversiones obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia, así como la quiebra o liquidación de MetroGAS; sin embargo, salvo en el caso de quiebra, liquidación o disolución de MetroGAS, la Licencia establece que MetroGAS debe ser notificada y debe tener la oportunidad de subsanar los vicios o defectos antes de la cancelación. El Gobierno Nacional ha emitido el Decreto 1834/02, el cual dispone que ni el concurso de acreedores de la Compañía ni el pedido de quiebra en su contra al 10 de diciembre de 2003 o antes de esa fecha originará la cancelación de su Licencia. No puede asegurarse que esta suspensión permanecerá vigente después de esa fecha.

En caso de que el Gobierno Nacional revoque la Licencia antes del vencimiento de su período completo como resultado del incumplimiento por parte de MetroGAS, el Gobierno Nacional puede compensar del valor libro neto de MetroGAS contra cualquier monto adeudado por daños y perjuicios al Estado Argentino originados por los hechos que resultaron en la cancelación de la Licencia. Dichos daños y perjuicios no podrán ser inferiores al 20% del valor libro neto de la Compañía. Además, el Gobierno Nacional en tales circunstancias, puede requerir que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario para su licitación posterior.

Al momento de la pérdida de la Licencia por parte de la Compañía, el Gobierno Nacional tiene el derecho de designar un operador interino para que continúe suministrando los servicios adjudicados hasta que se designe un nuevo licenciatario. Los honorarios y gastos del operador interino correrán por cuenta de MetroGAS. MetroGAS no tendrá derecho (sujeto a revisión judicial) a ningún pago en concepto de lucro cesante o en contraprestación por el uso de sus bienes por parte del operador interino.

Al momento de la revocación de la Licencia, MetroGAS debe transferir al Gobierno Nacional (o a un tercero que designe el Gobierno Nacional), todos los Activos Esenciales, libres de cargas y gravámenes, a menos que el Gobierno Nacional exija que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS para una posterior licitación.

Vencimiento de la Licencia

Como regla general, al producirse el vencimiento de la Licencia por completarse todo su período, le corresponderá a MetroGAS el más bajo de los siguiente montos: (i) el valor libro neto de los bienes de uso de la Compañía determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores efectuadas en dólares estadounidenses y ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada y (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia, neto de costos e impuestos pagados por el participante que resultara ganador. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – La Ley del Gas y la Licencia -- Plazo de la Licencia”. Al término de la Licencia, en caso que MetroGAS haya cumplido en forma adecuada con sus obligaciones durante la vigencia de dicha Licencia (incluyendo cualquier prórroga, si correspondiera), podrá participar del nuevo proceso licitatorio. En tal caso, tendrá el derecho de igualar la mejor oferta realizada (mediante el pago de la diferencia entre la mejor oferta y el precio de tasación de los Activos Esenciales) o, si se rehúsa a igualar la mejor oferta, tendrá derecho a recibir el valor de tasación de los Activos Esenciales, en ambos casos calculado de acuerdo con la Licencia.

La totalidad de las deudas de MetroGAS deberán cancelarse a la finalización de la Licencia, a menos que (a) se le adjudicara MetroGAS una nueva Licencia mediante el ejercicio del derecho a igualar la mejor oferta en un nuevo llamado a licitación al momento del vencimiento de la Licencia, o (b) el Gobierno Nacional cancelara la Licencia y el ENARGAS, en consecuencia, le exigiera a Gas Argentino transferir todas sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario para su posterior licitación.

La Licencia también podrá ser cancelada antes del vencimiento de su plazo si MetroGAS notificara que renuncia a ella debido a incumplimientos graves y reiterados por parte del Gobierno Nacional, en cuyo caso MetroGAS tendrá derecho a recibir del Gobierno Nacional el que resultara inferior de estos montos: (a) el valor libro neto de los Activos Esenciales de la Compañía (incluyendo bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores realizadas en dólares estadounidenses, ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada; o (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia de la Compañía, neto de costos e impuestos pagados por el licenciatario que resultara ganador.

ENARGAS

La Ley del Gas estableció el ENARGAS, el cual debe administrar y hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones aplicables. Es competencia del ENARGAS el transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de gas natural. Dentro de sus obligaciones, según lo estipulado por la Ley del Gas, se incluye la protección de los derechos de los consumidores, la promoción de la competencia en el suministro y demanda del gas y el estímulo de la inversión a largo plazo en la industria del gas.

Obligaciones y Estructura

La Ley del Gas dispone que el ENARGAS estará dirigido por un directorio integrado por cinco miembros, con dedicación exclusiva, quienes son nombrados por el Poder Ejecutivo, con la aprobación de una Comisión del Congreso. Los miembros del Directorio desempeñan funciones por períodos alternados. Los miembros designados inicialmente permanecerán en el cargo por un período de entre uno y cinco años. Los directores designados posteriormente permanecerán en el cargo por períodos de cinco años, pudiendo ser reelectos. Los miembros del Directorio pueden ser removidos por el Poder Ejecutivo, con la aprobación de la Comisión del Congreso, debiendo expresar las causas que motivaron dicha decisión.

El ENARGAS tiene, entre otras, las siguientes funciones y atribuciones:

• hacer cumplir las disposiciones de la Ley del Gas, reglamentaciones en vigencia y las licencias de las compañías privatizadas;
• asesorar al Poder Ejecutivo respecto de la cesión, renovación y revocación de las licencias;
• otorgar reglamentaciones, decretos o publicaciones sobre los resultados de sus investigaciones en relación a determinados hechos presentados ante dicho ente;
• otorgar y controlar el cumplimiento de reglamentaciones relacionadas con aspectos técnicos y de seguridad, contabilidad uniforme, medición y facturación y procedimientos de desconexión;
• impedir el comportamiento discriminatorio o anticompetitivo por parte de empresas sujetas a la Ley del Gas;
• aprobar tarifas y sus ajustes;
• otorgar pautas a ser cumplidas por las compañías licenciatarias en relación con el libre acceso al sistema, garantizando una distribución igual y justa de la capacidad de transporte disponible, teniendo en cuenta la prioridad del servicio no interrumpible;
• otorgar aprobaciones para la transferencia de participaciones mayoritarias en las compañías de distribución y transporte;
• aprobar la construcción de nuevas instalaciones significativas, y la ampliación o abandono de las instalaciones existentes;
• inspeccionar y aprobar las instalaciones, y ordenar la suspensión del servicio y la reparación o reemplazo de las instalaciones y del equipamiento;
• emitir reglamentaciones en relación con el mantenimiento de las instalaciones e informar sobre los requisitos a ser cumplidos por las compañías licenciatarias al respecto;
• encargarse de la protección del medio ambiente y del servicio público;
• solicitar a las entidades reguladas el suministro de información y documentación para verificar el cumplimiento de las respectivas normas e inspeccionar a las empresas transportistas;
• aplicar las sanciones, incluyendo los apercibimientos y multas contemplados en la Ley del Gas y en las licencias; y
• comparecer ante tribunales civiles y penales para hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones en virtud de dicha ley.

Los recursos del ENARGAS se integrarán con los siguientes ingresos: los derechos de control y fiscalización anuales a ser pagados, entre otras, por las compañías transportadoras y distribuidoras, comercializadoras, almacenadoras de gas, así como, por las multas y decomisos provenientes de hacer cumplir las reglamentaciones. La comisión a ser pagada por cada una de las empresas mencionadas es determinada anualmente por el ENARGAS en función de los ingresos brutos de la industria regulada y la respectiva participación de la Compañía.

Las acciones del ENARGAS conforme la Ley del Gas están sujetas a revisión judicial. Los conflictos entre dos entidades reguladas o entre una entidad regulada y un tercero que surjan de la distribución, almacenamiento, transporte o comercialización del gas natural deben ser presentados en primera instancia ante el ENARGAS para su resolución. Las decisiones del ENARGAS pueden ser apeladas mediante procedimientos administrativos de interposición de recursos ante el Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos o directamente ante los tribunales federales de la Argentina.

Restricciones con respecto a Activos Esenciales

Una porción sustancial de los activos transferidos por Gas del Estado están definidos en la Licencia como "Activos Esenciales" para la prestación del correspondiente servicio concedido en la Licencia. Conforme a la Licencia, la Compañía debe identificar y conservar los Activos Esenciales, junto con cualquier mejora futura, de conformidad con ciertas normas que se definen en la Licencia.

La Compañía no puede, en ninguna circunstancia, disponer, gravar, alquilar, subalquilar, o dar en préstamo los Activos Esenciales para otros fines que no sean los de la prestación del servicio concedido en la Licencia, sin la previa autorización del ENARGAS. Toda extensión o mejora que la Compañía pueda realizar al sistema de gasoductos puede ser gravada solamente con el fin de garantizar los créditos con vencimiento a más de un año, tomados para financiar dichas ampliaciones o mejoras.

Conforme al Contrato de Transferencia, la Compañía debe mantener indemne al Gobierno Nacional por todo reclamo presentado en su contra por daños y perjuicios causados por los Activos Esenciales o que surjan de la operación de los Activos Esenciales desde la Fecha de Toma de Posesión.

Tarifas

El marco regulatorio establece varias clases de servicios y la tarifa correspondiente para cada clase de servicio. El mecanismo para la determinación de las tarifas para cada clase de servicio se establece en la Ley del Gas y en la Licencia de la Compañía. La Ley del Gas determina que la tarifa del gas natural que la Compañía puede cobrar a los usuarios está conformada por la suma de tres componentes: (i) el precio del gas adquirido; (ii) la tarifa de transporte para el transporte del gas desde el área de producción hasta el sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS.

La empresa distribuidora puede ofrecer descuentos sobre sus tarifas fijadas y aprobadas que reflejen una reducción en su margen de ganancia, siempre que dichos descuentos no sean efectuados de una manera discriminatoria y que la tarifa resultante del descuento no quede por debajo de los costos de la distribuidora. La inexistencia de ganancias como resultado del descuento no podrá recuperarse de otros clientes. Véase Capítulo 4: “—Panorama Negocios – Derechos de Bypass y Competencia”.

Tarifas Actuales

A partir del 1º de enero de 2002, todas las tarifas de los servicios públicos, incluyendo las tarifas de la Compañía fueron pesificadas y congeladas conforme a lo dispuesto por la Ley de Emergencia Pública. Es decir, las tarifas ya no están expresadas en dólares sino que han sido convertidas a pesos a la tasa de conversión de pesos 1,00 por cada dólar y ya no se realizan los ajustes tarifarios para reflejar los índices de precios de países extranjeros. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo Relacionados con la Compañía – La Compañía ha estado y podrá continuar estando sujeta a ajustes de tarifas adversos.”

La Compañía actualmente tiene dos cuadros tarifarios, uno que corresponde a la Capital Federal y otro para la Provincia de Buenos Aires. Ello se debe a que, a partir de julio de 1998, el ENARGAS autorizó la emisión de las tarifas de gas sin el impuesto a los ingresos brutos fijado por las provincias. El pago de este impuesto corresponde a las distribuidoras de gas y estaba contemplado dentro de las tarifas originales al 1º de enero de 1993. Posteriormente, algunas jurisdicciones provinciales modificaron la alícuota del impuesto a los ingresos brutos y, en algunos casos la base imponible sobre la que era pagadero. Así, de acuerdo con la Ley del Gas que establece el traslado a los clientes de cualquier cambio en los impuestos aplicados a las tarifas, el ENARGAS autorizó a facturar el impuesto a los ingresos brutos en forma discriminada dentro de la factura. El resultado neto total de las distribuidoras de gas no resulta afectado por el cambio planteado anteriormente.

En mayo, julio y agosto de 2002, el ENARGAS dictó resoluciones autorizando los aumentos de las tarifas a partir del 1º de mayo de 2002 de acuerdo con los valores de las tarifas en Pesos para los meses de invierno de 2001. Sin embargo, dichos aumentos no reflejaron el costo incremental adicional del gas en boca de pozo.

El siguiente cuadro describe las tarifas máximas de la Compañía vigentes a partir del 1º de mayo de 2002 para cada categoría de clientes:

Tarifas Máximas al 1º de mayo de 2002

		Ciudad de Buenos Aires		Provincia de Buenos Aires
		($)		($)
Residencial (a)
Cargo al consumidor (b)	$/factura	7,744752		7,784675
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,153469		0,157269
Cargo mínimo	$/factura	13,075555		13,207094
Servicio General Pequeños Clientes
Cargo al consumidor (b)	$/factura	10,958166		11,014653
0-1.000 MC (c)	$/MC	0,143780		0,146949
1.000-9.000 MC (c)	$/MC	0,134812		0,137936
>9.000 MC (c)	$/MC	0,125847		0,128924
Cargo mínimo	$/factura	12,950560		13,032459
Servicio General Grandes Clientes
Cargo al consumidor (b)	$/factura	10,679295		10,734343
Cargo por demanda (d)	$/MC/día	1,006691		1,028992
0-5.000 MC (c)	$/MC	0,091581		0,093161
> 5.000 MC (c)	$/MC	0,085755		0,087305
Grandes Clientes Servicio Firme
Distribución
Cargo al consumidor (b)	$/factura	11,200801		11,258537
Cargo por demanda (d)	$/MC por día	0,618001		0,638298
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,087398		0,088958
Transporte
Cargo al consumidor (b)	$/factura	11,200801		11,258537
Cargo por demanda (d)	$/MC por día	0,567090		0,587124
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,080271		0,081794
Grandes Clientes Servicio Interrumpible
Cargo al consumidor (b)	$/factura	11,200801		11,258537
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,086820		0,088978
Transporte:
Cargo al consumidor (b)	$/factura	11,200801		11,258537
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,079692		0,081814
Gas Natural Comprimido
Cargo al consumidor (b)	$/factura	11,012049		11,068813
Estaciones de GNC (c)	$/MC	0,101353		0,103667
Subdistribuidores
Carga al consumidor (b)	$/factura	10,679295		10,734343
Totalidad consumo (c)	$/MC	0,098518		0,100972

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Notas:

1. A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente. Al resto de los clientes se les factura mensualmente.
2. Cargo fijo por factura.
3. Cargo por unidad de consumo.
4. Cargo mensual por MC por día de capacidad reservada.

Renegociación de las Tarifas

En enero de 2002, de conformidad con la Ley de Emergencia Pública, las tarifas que la Compañía factura a sus clientes fueron convertidas de sus valores originales en dólares a pesos a una tasa de Ps. 1,00 por U$S 1,00. Las tarifas de la Compañía fueron también congeladas, ya que la Ley de Emergencia Pública no permite ningún tipo de indexación. La Ley de Emergencia Pública también establece que el Gobierno Nacional debe renegociar los contratos de servicios públicos afectados por la pesificación, para lo cual se creó una Comisión de Renegociación dentro del Ministerio de Economía. La pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía son contrarias a las disposiciones expresas de la Licencia.

La Resolución Nº 20/2002 del Ministerio de Economía dispone que las empresas de servicios públicos deben presentar ante la Comisión de Renegociación información respecto del impacto sobre la situación financiera y económica de la Compañía de la emergencia, un resumen de su situación financiera y económica, los detalles del endeudamiento, los desarrollos de sus contratos (incluyendo sus respectivas modificaciones) y el nivel de cumplimiento. El Ministerio de Economía ha declarado que la presentación de dicha información por una empresa no se consideraría una renuncia de los derechos de dicha empresa. Asimismo, la Compañía ha realizado todas las reservas de sus derechos legales expresas que resultan necesarias bajo su Licencia y el marco regulatorio aplicable.

De conformidad con la Ley de Emergencia Pública, el gobierno debe considerar los siguientes factores al renegociar el nuevo régimen tarifario:

• el efecto de estas tarifas sobre la competitividad de la economía en general y en la distribución de ingresos,
• los parámetros del servicio,
• las inversiones que se ha autorizado realizar a las licenciatarias y aquéllas llevadas a cabo,
• la protección del consumidor y posibilidad de acceder a los servicios,
• la garantía de los sistemas, y
• la rentabilidad de la Compañía.

El resultado de la renegociación con el Gobierno Nacional es incierto. Las principales preocupaciones de la Compañía se refieren a (1) si los aumentos tarifarios reales que se otorguen serán suficientes para que la Compañía cubra sus costos operativos y obligaciones financieras y le proporcionen un retorno sobre el patrimonio neto razonable, y (2) la incertidumbre acerca de la fecha de conclusión de las renegociaciones.

Con el objeto de asistir a las empresas de servicios públicos en el proceso de renegociación, el Ministro de Economía dictó normas de procedimientos que establecen un cronograma conformado por cuatro fases (las “Normas de Procedimientos”):

• fase I: reuniones informales con las partes pertinentes para conversar sobre el proceso de renegociación;
• fase II: presentaciones por las empresas de servicios públicos explicando la forma en que resultaron afectadas por la crisis económica argentina y presentando propuestas de posibles soluciones;
• fase III: revisión y análisis de las propuestas; y
• fase IV: presentación de acuerdos propuestos al Ministro de Economía para su consideración.

De conformidad con las Normas de Procedimientos, la Compañía presentó una solicitud provisoria para un aumento de tarifas y una propuesta general respecto del cuadro tarifario de la Compañía dentro de los períodos establecidos. No es posible determinar cuando concluirán las renegociaciones y si lo harán sin afectar en forma sustancialmente adversa a la Compañía.

El 24 de enero de 2003, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 120/03 que establece que el Gobierno Nacional puede disponer ajustes o aumentos provisorios en las tarifas hasta que concluya el proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos y licencias requeridos por la Ley de Emergencia Pública. El 30 de enero de 2003, el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del ENARGAS establecieron un aumento provisorio de cerca del 10% para los sectores de electricidad y gas. El 30 de enero de 2003, la Compañía comenzó a emitir facturas para sus usuarios según el aumento de tarifas. Sin embargo, el Defensor del Pueblo de la Ciudad de Buenos Aires y ciertas organizaciones de defensa al consumidor presentaron objeciones contra ambos decretos en diferentes juzgados, como resultado de lo cual un juez dictó una orden judicial prohibiendo el aumento de las tarifas. Como resultado de esta medida judicial, el 27 de febrero de 2003, la Compañía interrumpió la facturación a los clientes según el aumento anterior y retomó los anteriores niveles de facturación. No es posible determinar si la Compañía soportará futuros aumentos, ni si se verá impedida de aumentar sus tarifas en virtud de cualquier aumento.

Ajustes Semestrales de las Tarifas Contempladas en la Licencia de la Compañía

Salvo respecto del aumento de la tarifa estacional para reflejar los costos de compra de gas de la Compañía, la Ley de Emergencia Pública ha suspendido todos los aumentos de las tarifas. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas – Tarifas Actuales”.

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de los distribuidores serán ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo de la compra y transporte de gas y la tasa de inflación reflejada por el Indice de Precios del Productor de los Estados Unidos (el “IPP de los Estados Unidos”). El objeto de dichos ajustes es asegurar que el distribuidor recupere ni más ni menos que el costo real de la compra y transporte de gas, recompensándolo por los aumentos asumidos en otros costos operativos. La Licencia de la Compañía contiene los mecanismos previstos para estos ajustes periódicos.

Las tarifas son ajustadas semestralmente en mayo (para el período invernal de cinco meses) y en octubre (para el período de siete meses de verano) para reflejar las modificaciones proyectadas en el costo de la compra del gas. La Ley del Gas y la Licencia autorizan a la Compañía a trasladar a sus consumidores el costo de la compra del gas mediante el ajuste del precio al consumidor final para reflejar cualquier modificación en los costos reales del gas comprado durante cada período de tarifas, sujeto a que el ENARGAS puede limitar el traslado de dichos costos en la medida que determinara que dicho costo excede los costos negociados por otras empresas distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Poder Ejecutivo promulgó el Decreto Nº 1.411/1994, que autoriza al ENARGAS a limitar el traslado de los aumentos de las tarifas sobre el precio más bajo del mercado para operaciones que comprenden volúmenes comprados en condiciones similares de la misma cuenca si hallara que los contratos que se propone revisar no se realizaron en condiciones competitivas y transparentes. La Compañía debe reflejar las diferencias entre el costo de gas proyectado y el costo de gas real incurrido prudentemente, con cualquier diferencia ocurrida durante dicho período, más intereses, recargados o facturados a clientes, según corresponda, a través de un ajuste tarifario.

De conformidad con la Licencia de la Compañía, las tarifas también deben ser ajustadas semestralmente en enero y julio para reflejar los cambios según el IPP de los Estados Unidos.

Las tarifas de la Compañía también pueden ser ajustadas en enero y en julio, mediante notificación al ENARGAS y, de no mediar objeción del ENARGAS al respecto, para reflejar los cambios en las tarifas de las compañías transportadoras de acuerdo con las licencias de transporte y el Factor de Inversión K. La reducción en las tarifas de transporte daría como resultado la reducción de las tarifas de la Compañía.

La Compañía puede solicitar un ajuste en las tarifas para reflejar hechos imprevistos o causas de fuerza mayor o para reflejar cambios en los impuestos sobre las tarifas. La Ley del Gas establece que los clientes pueden solicitar una reducción de tarifas, si ésta se justificara por circunstancias objetivas y justificadas.

Ajustes del Precio de Compra del Gas a las Tarifas y Cuestiones Relacionadas

La Compañía opera en una industria regulada, por lo que el resultado de sus operaciones depende del marco regulatorio vigente y de su interpretación y aplicación por parte del ENARGAS. MetroGAS en varias oportunidades no ha estado de acuerdo con la interpretación y aplicación del marco regulatorio efectuada por el ENARGAS. De acuerdo al marco regulatorio que rige el servicio público de distribución de gas en la Argentina, las tarifas de la Compañía deben ser ajustadas periódicamente para reflejar el costo de compra del gas. No obstante ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo del gas comprado, con lo cual la Compañía se vio imposibilitada de recuperar aproximadamente Ps. 25 millones correspondientes a sus compras de gas en los años 1995 a 2001. Si bien algunos de los recursos presentados por la Compañía fueron desestimados, la apelación por Ps. 18,3 millones de los costos de compra de gas aún está pendiente de resolución.

La promulgación de la Ley de Emergencia Pública y el Decreto Ejecutivo 214/2002 tuvieron, entre otros, el efecto de establecer el precio que la Compañía paga por el gas bajo los Contratos de Compra de Gas. Véase Capítulo 3: “Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con la Compañía –La Compañía se encuentra actualmente renegociando algunos de sus contratos, incluyendo acuerdos para la compra de gas natural, que han sido pesificados”. Sin embargo, la Ley de Emergencia Pública y el citado Decreto Ejecutivo no afectan los precios a los que la Compañía compra el gas en el mercado spot, que según la Compañía son sustancialmente mayores que los precios que paga bajo los Contratos de Compra de Gas. La Compañía no puede predecir el nivel de compras de gas en el mercado spot ya que ello está sujeto a una serie de variables impredecibles, incluyendo las temperaturas promedio y niveles de lluvias en invierno. El ENARGAS podría por otra parte no autorizar el traslado a las tarifas de la Compañía del monto íntegro de los costos de la compra de gas en el mercado spot según los términos del Decreto Ejecutivo Nº 1020/95. Véase Capítulo 4: “—Panorama de Negocios– Contratos Comerciales – Suministro de Gas Natural -- Limitaciones sobre los Contratos de Suministro de Corto Plazo”.

Las futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por el ENARGAS, incluyendo las futuras limitaciones sobre el traslado de los costos de compra de gas significativos, podría afectar en forma sustancial y adversa a la Compañía.

Ajustes de Tarifas según el IPP de los Estados Unidos y Cuestiones Relacionadas

El 10 de enero de 2000, el ENARGAS promulgó la Resolución Nº 1.477, por la que las tarifas de la Compañía se ajustaron al 1º de enero de 2000, sin incluir el ajuste para reflejar el aumento en el IPP de los Estados Unidos según se contempla en la Licencia de la Compañía antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste habría dado como resultado un aumento del 3,78% en los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía a dicha fecha. Ello obedece al hecho de que, en las negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno Nacional, las empresas de transporte y distribución acordaron diferir la facturación de los montos relacionados con el ajuste según el IPP de los Estados Unidos para el primer período de seis meses de cada ejercicio. Por otra parte, el ENARGAS estableció, a través de la misma resolución, la metodología para recuperar durante el período de diez meses siguiente al 1º de julio de 2000, los montos no cobrados imputables a la aplicación del IPP de los Estados Unidos en el primer semestre de 2000.

El 17 de julio de 2000, las empresas de servicios de transporte y distribución, el ENARGAS y el Gobierno Nacional acordaron un aumento de las tarifas desde el 1º de julio de 2000 (a) para reflejar el ajuste según el IPP de los Estados Unidos que, en virtud de lo dispuesto en el párrafo precedente, no fue incorporado a las tarifas al 1º de enero de 2000, y (b) por el monto que se habría facturado durante el primer semestre de 2000 en concepto de ajuste según el IPP de los Estados Unidos si se hubiera incorporado a las tarifas el 1º de enero de 2000 y para recuperar dicho incremento, con más los intereses devengados, según lo siguiente: (x) 30% desde el 1º de julio de 2000 hasta el 30 de abril de 2001, e (y) el 70% restante desde el 1º de octubre de 2000 hasta el 30 de abril de 2001. A su vez, se acordó diferir la facturación de los montos resultantes de los ajustes según el IPP de los Estados Unidos que se produjesen entre el 1° de julio de 2000 y el 30 de junio de 2002 y crear un “Fondo de Estabilización del IPP”. El Fondo de Estabilización del IPP entró en vigencia el 1º de julio de 2000 y estaba conformado por los montos resultantes de la diferencia entre las tarifas efectivamente cobradas y las que se habrían cobrado al 30 de junio de 2002 si el ajuste según el IPP de los Estados Unidos se hubiera incorporado a las tarifas según se contempla en el marco regulatorio. El Poder Ejecutivo ratificó el citado Decreto N° 669 de fecha 4 de agosto de 2000. Según lo expresado anteriormente, la Compañía devengó el monto diferido durante el período de diferimiento, junto con los intereses a una tasa anual del 8,2%.

El 29 de agosto de 2000, MetroGAS fue notificada de una acción judicial, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, que ordena suspender la aplicación del Decreto N° 669, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, el Ministerio de Economía y las licenciatarias de gas, incluida la Compañía, apelaron la mencionada medida cautelar y se opusieron a la competencia del Defensor del Pueblo de la Nación, pero la petición fue rechazada. Por esa razón, el ENARGAS comunicó a MetroGAS que debería retrotraer las tarifas a la situación previa a la promulgación del Decreto N° 669, es decir sin el IPP de los Estados Unidos. Dado que la Ley de Emergencia Pública eliminó los ajustes de tarifas según el IPP de los Estados Unidos, la Compañía no procura apelar el fallo ante la Corte Suprema. Sin embargo, la Compañía continuará oponiéndose al fallo del juez que determina la inconstitucionalidad del ajuste según el IPP de los Estados Unidos, y procurará recuperar dicho ajuste hasta la fecha de vigencia de la Ley de Emergencia Pública.

En vistas del escenario existente y los recientes acontecimientos ocurridos en el contexto de la crisis financiera argentina explicada anteriormente, la Compañía registró como “Pérdida Extraordinaria” en 2001 la diferencia entre los ingresos devengados durante 2000 y 2001 imputables a ajustes según el IPP de los Estados Unidos no facturados menos los gastos devengados en ese período en concepto de aumentos en las tarifas de transporte atribuibles a ajustes según el IPP de los Estados Unidos a dichas tarifas que la Compañía habría pagado a TGS y TGN.

Revisión Quinquenal de las Tarifas Contemplada en la Licencia de la Compañía

De acuerdo con los términos de la Ley del Gas, sus regulaciones y las disposiciones pertinentes y fórmulas contenidas en la Licencia de MetroGAS, el ENARGAS es responsable de determinar las tarifas de distribución que tendrán vigencia durante cada período quinquenal subsiguiente al período quinquenal inicial finalizado el 31 de diciembre de 1997. Esta determinación debe realizarse sobre la base de la normativa promulgada por el ENARGAS el 12 de marzo de 1996. La Ley del Gas requiere que, al determinar dicha normativa, el ENARGAS debe otorgar a las compañías (1) la oportunidad para obtener ingresos suficientes para recuperar todos los costos operativos propios que resulten razonablemente aplicables al servicio, impuestos y depreciación y (2) una tasa de retorno razonable, determinada en relación a la tasa de retorno de negocios con riesgos, eficiencia y calidad de servicios comparables.

La metodología de fijación de tarifas contemplada por la Ley del Gas y la Licencia de MetroGAS es el modelo de “precio tope con revisión periódica”. Esta metodología ha sido adoptada por algunos otros países y comúnmente se hace referencia a ella por su expresión matemática “IPR-X+K”. Dado que el indicador de mercado internacional seleccionado por Argentina fue el IPP de los Estados Unidos publicado por el Bureau of Labor Statistics y el Departament of Labor de los Estados Unidos, la fórmula de ajuste de tarifa argentina está más correctamente expresada así: “IPP de los Estados Unidos-X+K”. La metodología de fijación de tarifas difiere de la forma utilizada en los Estados Unidos básicamente con respecto a la duración del período entre revisiones regulatorias y al hecho de que su tendencia es basarse en proyecciones futuras más que en costos históricos.

Bajo el modelo argentino, las tarifas de distribución pueden ser ajustadas por el Factor de Eficiencia X y el Factor de Inversión K (ambos estaban en cero en el período de cinco años inicial). Basados en la teoría regulatoria de que las tarifas de distribución deben proveer un retorno razonable y que el beneficio de aumentar la eficiencia debe ser compartido entre el consumidor y la compañía distribuidora, la inclusión del factor de eficiencia resulta en una disminución obligatoria en las tarifas de distribución, asumiendo que las eficiencias operativas disminuirán los costos anuales de las compañías distribuidoras. La inclusión del Factor de Eficiencia X en el sistema de determinación de precios proporciona a las compañías un incentivo para bajar los costos. Si la compañía distribuidora puede disminuir sus costos de forma más rápida que la tasa incluida en el Factor de Eficiencia X, estas reducciones pueden incrementar sus ganancias; si las compañías distribuidoras no alcanzan o no superan dicha tasa, el déficit reduce sus ganancias. El ajuste por eficiencias es propuesto por el ENARGAS utilizando planes específicos para mejoramiento de la eficiencia presentados por MetroGAS, siempre teniendo en cuenta que tanto la reducción en los costos y las inversiones requieren de la implementación de dichos planes. El ENARGAS debe proponer el Factor de Eficiencia X para MetroGAS con una anterioridad no menor a 12 meses del comienzo del período quinquenal al cual se le debe aplicar dicho factor, luego de dicha propuesta MetroGAS tiene un plazo de cuatro meses para responder al ENARGAS. El Factor de Eficiencia "X" definitivo es establecido por el ENARGAS con una anterioridad no menor a 6 meses del comienzo del período quinquenal correspondiente.

La inclusión del Factor de Inversión K en la fórmula establecida en la Licencia de MetroGAS proporciona un incremento en la distribución de las tarifas al momento de su ajuste para compensar a la Compañía por ciertas inversiones aprobadas por el ENARGAS. Las inversiones contempladas por el Factor de Inversión K son aquéllas asignadas para mejorar la eficiencia, seguridad y confiabilidad del sistema, que puedan ser pedidas por el ENARGAS o inicialmente propuestas por la Compañía. En ambos casos, sin embargo, el compromiso para efectuar dichas inversiones durante el período de cinco años será obligatorio para la Compañía. MetroGAS también, en cualquier momento, puede solicitar al ENARGAS un ajuste en la tarifa de distribución en relación con las inversiones propuestas para expandir la capacidad del sistema. El ENARGAS, basándose en el plan de inversiones presentado por MetroGAS con 18 meses de anterioridad al correspondiente período quinquenal, debe proponer un Factor de Inversión K con una anterioridad no menor a 12 meses del comienzo del período quinquenal correspondiente, luego de dicha propuesta MetroGAS tiene un plazo de cuatro meses para responder al ENARGAS. El Factor de Eficiencia K definitivo y el respectivo programa de inversiones debe ser establecido por el ENARGAS con una anterioridad no menor a 6 meses del comienzo del período quinquenal correspondiente.

Si MetroGAS no estuviera de acuerdo con el Factor de Eficiencia X o el Factor de Inversión K establecidos por el ENARGAS, o con los términos del programa de inversión obligatoria establecido por el ENARGAS, la tarifa de distribución establecida por el ENARGAS resultará de aplicación, pudiendo MetroGAS solicitar la revisión de las acciones del ENARGAS por vía administrativa o judicial.

Revisión Quinquenal de las Tarifas y Cuestiones Relacionadas

El ENARGAS, mediante la Resolución Nº 557, de fecha 5 de enero de 1998, ajustó las tarifas de MetroGAS a partir del 1º de enero de 1998 de la siguiente forma: (i) aplicó el aumento del 0,9456% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía para reflejar la variación respecto del IPP de los Estados Unidos; (ii) estableció el Factor de Eficiencia X en 4,7% sobre el componente de distribución de las tarifas de servicio residencial, servicio general pequeños clientes, estaciones de GNC y subdistribuidores sobre la base de una sola vez; y (iii) reconoció la necesidad de la Compañía de contratar un volumen adicional de transporte para atender la demanda ininterrumpible durante los meses de invierno.

Mediante la Resolución Nº 667, de fecha 6 de julio de 1998, el ENARGAS modificó las tarifas de MetroGAS a partir del 1º de julio de 1998 tal como se indica: (i) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas para reflejar los cambios según el IPP de los Estados Unidos, de lo que surgió una rebaja del 2,42% en los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía para los clientes mencionados en el punto (ii) del párrafo anterior; y (ii) aplicó el Factor de Inversión K en el segundo trimestre de 1998 resultante de las inversiones, lo que significó un aumento en los márgenes de distribución de 0,61% aplicable a clientes residenciales, 0,44% aplicable a servicio general pequeños clientes y 0,53% aplicable a usuarios de GNC.

Mediante la Resolución Nº 901 del ENARGAS, de fecha 6 de enero de 1999, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 1999, tal como se indica a continuación: (i) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas según la variación del IPP de los Estados Unidos, lo que significó una disminución de los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía del 0,64%; (ii) aplicó el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución del 0,58% aplicable a clientes residenciales, 0,42% aplicable a servicio general pequeños clientes y 0,50% aplicable a usuarios de GNC; y (iii) completó el ajuste en el componente de transporte de la tarifa aplicable a demanda ininterrumpible.

Mediante la Resolución Nº 1.160, de fecha 5 de julio de 1999, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de julio de 1999, tal como se indica a continuación: (i) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía para reflejar los cambios según el IPP de los Estados Unidos, lo que significó un aumento del 0,24% en los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía; y (ii) aplicó el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución de 0,54% aplicable a clientes residenciales, 0,39% aplicable a servicio general pequeños clientes y 0,47% aplicable a usuarios de GNC.

Mediante la Resolución Nº 1.477, de fecha 10 de enero de 2000, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2000, aplicó el Factor de Inversión resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución de 0,51% aplicable a clientes residenciales, 0,37% aplicable a servicio general pequeños clientes y 0,44% aplicable a usuarios de GNC. Adicionalmente, el ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar los ingresos devengados correspondientes a la aplicación del IPP de los Estados Unidos durante el primer semestre de 2000.

Mediante la Resolución Nº 1.804, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de julio de 2000, tal como se indica a continuación: (a) ajustó los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía en el segundo semestre de 2000 para reflejar los cambios según el IPP de los Estados Unidos, lo que significó un aumento del 3,7751%, además de la recuperación de la deuda devengada por las restantes tarifas no facturadas entre enero y julio de 2000, y (b) aplicó el ajuste conforme al Factor de Inversión K a dicho período de seis meses resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución tal como se indica a continuación: Residencial –0,48%, servicio general pequeños clientes –0,35%, y GNC –0,41%. El ENARGAS aplicó dicha recuperación del IPP de los Estados Unidos conforme a un escrito que establecía el mecanismo de financiación del ajuste de tarifas en el primer semestre del ejercicio 2000. El Poder Ejecutivo aprobó dicho escrito y el mecanismo de financiación por medio del Decreto Nº 669 de fecha 4 de agosto de 2000. Sin embargo, el 29 de agosto de 2000, la Compañía fue notificada del fallo judicial que suspendía la implementación del citado Decreto Nº 699, y en consecuencia, el ENARGAS informó a la Compañía que las tarifas debían retrotraerse de manera de no incluir el ajuste según el IPP de los Estados Unidos. Véase Capítulo 4: “- Panorama de Negocios – Tarifas - Ajustes de Tarifas según el IPP de los Estados Unidos y Cuestiones Relacionadas”.

Mediante la Resolución Nº 1.941, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía de la siguiente forma: (a) reemplazó el precio del gas de invierno por el precio del gas de verano, y (b) aplicó el ajuste del Factor de Inversión K.

Mediante la Resolución Nº 2.070, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2001, aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución según lo siguiente: Residencial – 0,45% y servicio general pequeños clientes –0,33%.

Mediante la Resolución Nº 2.347, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de julio de 2001, aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución según lo siguiente: Residencial – 0,36%, servicio general pequeños clientes –0,27%, y usuarios de GNC –0,32%. El ENARGAS aprobó un valor del factor de Inversión K menor al requerido por la Compañía, a pesar de haberse concluido las obras emprendidas durante el primer semestre de 2001. Ello obedece a la interpretación particular por parte del ENARGAS del compromiso asumido por la Compañía en ese momento, asumiendo un excedente de hasta el 5% de la extensión del proyecto total. La Compañía apeló este último punto.

Mediante la Resolución Nº 2.487, el ENARGAS aprobó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2002 manteniendo los valores existentes expresados en pesos desde octubre de 2001 de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública.

Mediante la Resolución Nº 2.611, de fecha 31 de mayo de 2002, el ENARGAS aprobó provisoriamente el cuadro tarifario vigente entre el 1º de mayo y el 30 de junio de 2002 con un valor componente idéntico a aquél que fuera aprobado para el período invernal anterior. En julio y agosto, el ENARGAS, a través de las Resoluciones Nº 2.653 y 2.691, estableció que se mantengan los cuadros tarifarios aprobados por la Resolución Nº 2.611 por un período determinado de tiempo.

En diciembre de 2000, el ENARGAS presentó a las empresas licenciatarias de los servicios de distribución y transporte de gas natural una serie de documentos preparados por consultoras nacionales y extranjeras con la asistencia de la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL) que serviría de base para la preparación de la metodología para la revisión (la “Metodología”) de la Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT II), que determinaría la estructura tarifaria aplicable entre el 1º de enero de 2003 y el 31 de diciembre de 2007.

Para poder realizar las tareas requeridas por un complejo proceso, tal como la revisión de tarifas quinquenales, la Compañía creó un grupo de trabajo integrado por representantes de los diversos departamentos, con amplia interacción entre la Comisión Técnica y Comisión de Coordinación que supervisan constantemente el desarrollo del proceso.

El complejo ambiente político y económico y los sucesivos cambios en la Secretaría de Energía fueron demorando la emisión de la Metodología por parte del ENARGAS.

El 6 de abril de 2001, el ENARGAS dio a conocer a las empresas licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas la Metodología, con respecto a la que indicó era aconsejable realizar los siguientes ajustes regulatorios durante la Revisión Quinquenal II:

• Revisión global de los niveles tarifarios (“revisión integral de las tarifas”) para corregir posibles distorsiones acumuladas desde la privatización.
• Reformas de la estructura regulatoria para optimizar la operación y ampliación del sistema.
• Asegurar la calidad y confiabilidad del servicio y definir el grado de rigurosidad del invierno para que las distribuidoras puedan garantizar el suministro de gas y la confiabilidad del sistema troncal para satisfacer la demanda.
• Contabilización separada de los negocios de las licenciatarias del servicio de distribución en el las actividades de comercialización (suministro y transporte del gas) y distribución, desde enero de 2003.
• Redefinición de los usuarios del servicio general pequeños y grandes clientes, con posibilidad de un by-pass comercial.

En mayo de 2001, el ENARGAS publicó un documento sobre la metodología para la determinación del costo de capital que se utilizaría para descontar el flujo de fondos de los ingresos y egresos relacionado con el nuevo período quinquenal. Esta metodología se emplearía para determinar la “ganancia razonable” de las licenciatarias del servicio de distribución y transporte del gas para el período 2003 a 2007.

La Compañía presentó comentarios sobre esta metodología y solicitó la aclaración de los lineamientos establecidos en ese momento. Asimismo, la Compañía presentó información sobre la base tarifaria, que incluye las inversiones realizadas desde el comienzo de las operaciones hasta el año 2000, así como información detallada sobre demanda, ventas y gastos durante el año 2000.

El 13 de noviembre de 2001, el ENARGAS informó a las licenciatarias de los servicios de distribución y transporte la tasa de costo de capital que aplicaría a las actividades de distribución y transporte (12,1% y 10,4%, respectivamente). La Compañía presentó un recurso al respecto, fundado en una metodología cuestionada por la Compañía.

A fines de noviembre de 2001, la Compañía presentó al ENARGAS el programa de inversión sugerido para el período 2003/2007, que sería financiado con la base tarifaria a ser fijada para el 1º de enero de 2003 y los Factores de Inversión K. La Compañía también se reserva el derecho a presentar otras inversiones adicionales acogiéndose a los beneficios anunciados públicamente por el ENARGAS. En vistas del deterioro de la economía argentina en esa fecha, la Compañía implementó inversiones contingentes sobre la posibilidad de obtener fondos en los mercados de capitales a tasas razonables compatibles con la tasa de costo de capital que el ENARGAS reconocería en el proceso de TQII.

Hacia fines de 2001, el ENARGAS requirió a la Compañía que presente las proyecciones de gastos para el período 2003/2007. La Compañía pidió una prórroga respecto de la presentación requerida por el ENARGAS, ya que no podía evaluar el alcance de los cambios en la economía argentina, la devaluación del peso y la promulgación de la Ley de Emergencia Pública y los decretos que la implementan sobre los precios de los bienes y servicios nacionales y extranjeros.

Finalmente, en una nota de fecha 8 de febrero de 2002, el ENARGAS declaró la suspensión de los términos fijados para el proceso de TQII hasta que se lleve a cabo el proceso de renegociación establecido por la Ley de Emergencia Pública.

Recargo sobre el Consumo de Gas Natural

La Ley Nº 25.565 y el Decreto Nº 786/2002 establecen un recargo, aplicable desde la fecha de promulgación de dicho Decreto (8 de mayo de 2002), de Ps. 0,004 por metro cúbico de gas aplicable sobre la totalidad del consumo de gas (el “Recargo”). El Recargo se fija para financiar un subsidio especial destinado a reducir las tarifas de consumos residenciales en ciertas regiones de la Argentina.

La ley dispone que los productores de gas deben actuar como agentes de percepción del Recargo y deben incluir el monto del Recargo en sus facturas de ventas de gas a distribuidoras, que pueden trasladar dicho Recargo a sus clientes. El Decreto Nº 786/2002 establece ciertos mecanismos para asegurar que las empresas distribuidoras de gas puedan trasladar el costo del Recargo sin soportar pérdidas ni obtener ganancias.

C. Estructura Organizativa

La Compañía no es parte de un grupo. La Compañía no tiene subsidiarias. Véase Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”.

D. Bienes de Uso

Los principales bienes de la Compañía están conformados por la cañerías principales de distribución, redes de servicios, estaciones de reducción de presión, reguladores, válvulas, medidores e inmuebles para las oficinas centrales, oficinas operativas y sucursales. Estos bienes están situados en todas las áreas de servicio y se describen en otro capítulo del presente.

CAPÍTULO 5: ANÁLISIS Y PERSPECTIVAS OPERATIVAS Y FINANCIERAS

Para mayor información sobre la Compañía, además del análisis de la dirección que se consigna más adelante, se recomienda leer cuidadosamente los Estados Contables Anuales de la Compañía y la información contable y operativa seleccionada incluida en otro capítulo de este Prospecto.

El siguiente análisis contiene declaraciones sobre hechos futuros que comprenden ciertos riesgos, incertidumbres y suposiciones. Estas declaraciones sobre hechos futuros comprenden, entre otras, expresiones como “prevé”, “considera”, “podría”, “estima”, “espera”, “anticipa”, “tiene intención”, “puede”, “debe” o “continuará” y otras palabras similares. Los resultados verdaderos podrían diferir sustancialmente de aquéllos previstos en estas declaraciones sobre hechos futuros por muchos factores, incluyendo aquéllos establecidos en otra parte del presente Prospecto. Véase “ Declaraciones sobre Hechos Futuros y Riesgos Asociados”. Para analizar los factores importantes, incluyendo, sin carácter taxativo, la calificación de empresa operativa emitida en el dictamen de los auditores de la Compañía, la suspensión de pagos sobre toda la deuda financiera de la Compañía, la pesificación de sus tarifas y otros factores que podrían hacer que los resultados actuales difieran sustancialmente de aquéllos a los que se hace referencia en las declaraciones sobre hechos futuros, véase Capítulo 3: “Información Clave - Factores de Riesgo”.

La Compañía mantiene libros contables y registros y publica sus estados contables en Pesos constantes y prepara los estados contables de MetroGAS de conformidad con los PCGA Argentinos.

Los Estados Contables Anuales de MetroGAS fueron preparados sobre la presunción de que la Compañía continuará como empresa operativa. Los auditores independientes de la Compañía, PricewaterhouseCoopers, emitieron un informe sobre los estados contables de MetroGAS para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, indicando que la Compañía resultó adversamente afectada por el deterioro de la economía argentina, la implementación por parte del Gobierno Nacional de diferentes medidas económicas, incluyendo la violación de los términos de la Licencia pactados contractualmente y la devaluación del peso, circunstancias que derivaron en el anuncio, el 25 de marzo de 2002, de la suspensión de los pagos de la deuda financiera de la Compañía. A criterio de los auditores externos, estas circunstancias plantean dudas sustanciales acerca de la capacidad de la Compañía de continuar operando en forma activa. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 no incluyen ningún ajuste que podría originarse del resultado de esta incertidumbre. Los planes de la dirección respecto de las cuestiones mencionadas se describen en las notas de los Estados Contables Anuales de la Compañía – Nota 2 “El escenario económico argentino y su impacto sobre la situación económica y financiera de la Compañía”. Se recomienda a los inversores revisar cuidadosamente el informe de PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina.

La economía argentina atraviesa una severa recesión económica que comenzó en el segundo semestre de 1998. El PBI argentino ha caído cada año a partir de esa fecha, registrando un pico del 10,9% en 2002. Asimismo, la Argentina sufrió un aumento del índice de precios mayoristas de 119% durante 2002 y el peso se devaluó en 237% entre fines de 2001 y el 31 de diciembre de 2002.

El siguiente cuadro muestra los cambios en el porcentaje anual del producto bruto interno en Argentina para los ejercicios indicados.

Producto Bruto Interno Argentino

	31 de diciembre de
	2002	2001	2000	1999	1998
Producto bruto interno (cambio % anual)	(10,9)	(4,4)	(0,8)	(3,4)	3,9

__________________

Fuente: INDEC, Banco de la Nación.

El siguiente cuadro muestra los cambios en el porcentaje anual del índice de precios mayoristas e índice de precios al consumidor de Argentina para los ejercicios indicados.

Índices de Precios Argentinos

	31 de diciembre de
	2002	2001	2000	1999	1998
Índice de precios mayoristas (cambio % anual)	119	(5,3)	2,4	1,2	(6,3)
Índice de precios al consumidor (cambios % anual)	41	(1,5)	(0,7)	(1,8)	0,7

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Fuente: INDEC

Los resultados financieros de la Compañía han resultado afectados en forma negativa debido a los drásticos cambios políticos y económicos ocurridos en la Argentina en 2002. Dado que el entorno político y económico actualmente se encuentran en constante cambio, el siguiente análisis podría no ser indicativo de los actuales o futuros resultados de las operaciones, la situación financiera, liquidez o recursos de capital de la Compañía y podría no incluir información necesaria para comprender cabalmente la información incluida en este análisis. En particular, podría resultar difícil de entender las tendencias de los estados contables históricos debido a los siguientes factores:

• la volatilidad del tipo de cambio; y
• la reintroducción de normas contables sobre inflación.

Por lo tanto, el siguiente análisis debe leerse junto con los Factores de Riesgo incluidos en este Prospecto, y queda calificado en su totalidad por lo dispuesto en los Factores de Riesgo del presente. A continuación se incluyen los factores más importantes que afectan los resultados de las operaciones:

• Pesificación de las tarifas de MetroGAS

Hasta 2002, las tarifas de la Compañía estaban denominadas en dólares estadounidenses y se facturaban en pesos a los clientes. La Ley de Emergencia Pública derogó las tarifas en dólares y convirtió los valores en dólares de todas las tarifas de servicios públicos (incluyendo las tarifas de la Compañía) a pesos a una relación de uno a uno. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo – Factores de Riesgo relacionados con Argentina - La devaluación del peso, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía y las condiciones macroeconómicas prevalecientes en la actualidad han tenido y podrán continuar teniendo un efecto sustancial adverso sobre los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía” y “Factores de Riesgo relacionados con la Compañía - En enero de 2002, el Gobierno Nacional pesificó y congeló las tarifas de la Compañía y la actual renegociación de sus tarifas podrá resultar en nuevas tarifas que podrán tener un impacto negativo sustancial en su posición financiera futura; la Compañía podrá continuar sufriendo pérdidas operativas como resultado de tal circunstancia.”

• Congelamiento de las tarifas de MetroGAS

Las tarifas en dólares de la Compañía fueron ajustadas semestralmente según el IPP de los Estados Unidos. La Ley de Emergencia Pública derogó dichos ajustes y decretó el congelamiento de las tarifas de MetroGAS, el cual aún está vigente.

• Devaluación

La Ley de Emergencia Pública derogó la paridad peso-dólar. Tras derogar la Ley de Emergencia Pública, el Gobierno Nacional permitió la libre flotación del peso respecto del dólar, lo que dio como resultado la disminución del valor del peso respecto del dólar estadounidense. Básicamente todo el endeudamiento de la Compañía está denominado en dólares estadounidenses o euros y una parte importante de los bienes de capital de la Compañía son importados y pagados en dólares estadounidenses. Por lo tanto, el monto del endeudamiento e inversiones en bienes de capital de la Compañía ha aumentado significativamente en términos de pesos.

• Inflación y contabilización según la inflación

Durante 2002, la Argentina registró un índice de inflación del 41% y 119% en términos del índice de precios al consumidor y del índice de precios mayoristas, respectivamente. Como resultado de la inflación, los PCGA Argentinos introdujeron nuevamente la normas contables según la inflación. El impacto más importante de la inflación en los resultados operativos de la Compañía fue la incorporación en los estados contables del efecto de la exposición de los activos y pasivos monetarios a la inflación y la actualización en moneda constante de los resultados operativos. El principal efecto sobre el balance y patrimonio neto de la Compañía fue la actualización de los activos netos no monetarios a pesos constantes. Véase Capítulo 3: “Información Clave – Información Contable Seleccionada”.

La pesificación y congelamiento de las tarifas, la devaluación del peso y la inflación y contabilización según la inflación son las razones principales para las diferencias entre los resultados de las operaciones y situación financiera en 2002 y 2001. A continuación se describe otro factor que ha afectado adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía:

• Imposibilidad de obtener financiamientos

La Compañía no tiene acceso a fuentes de financiamiento nacionales o extranjeras. La Compañía no tiene certeza respecto de su capacidad de renovar créditos o refinanciar sus deudas al vencimiento. Véase “-Liquidez y Recursos de Capital” en el presente.

Después de la crisis de principios de 2002, la Compañía concentró nuevamente su estrategia en los riesgos de corto plazo y los desafíos a los que debe enfrentarse. Desde esa fecha, la estrategia de corto plazo de la Compañía ha estado orientada a trabajar junto con el Gobierno Nacional para acelerar la toma de decisiones y obtener los aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones de la Compañía, el mantenimiento de normas de seguridad y calidad y la cobertura para el reembolso de la deuda. Véase Capítulo 4: “- Panorama de Negocios – Marco Regulatorio – Tarifas – Renegociación de las Tarifas de la Compañía”.

La dirección de MetroGAS ha adoptado y continúa adoptando una serie de medidas para paliar el impacto de la actual crisis económica sobre la Compañía. A continuación se incluyen las acciones más significativas adoptadas por la dirección de MetroGAS:

• Estricta administración del flujo de fondos en efectivo para adecuar los egresos financieros a los fondos disponibles;
• Reducción de las inversiones en bienes de capital y programas de prevención sin que ello afecte la capacidad de la Compañía en el futuro inmediato de atender a sus clientes en forma segura u operar la red de acuerdo con las normas de calidad y medio ambiente;
• Estricto control de todos los pedidos de ajustes de precios de los proveedores y extensión de los plazos de pago correspondientes;
• Suspensión de los pagos de capital e intereses a los acreedores financieros;
• Suspensión de los programas de capacitación para el personal;
• Confección de un listado detallado de las obligaciones contractuales, a pagar y a cobrar por la Compañía, con el objeto de determinar el nivel de exposición legal, económica y financiera de la Compañía y establecer un plan de acción para renegociar y ajustar los contratos en función de las perspectivas de la Compañía;
• Obtención de asesoramiento impositivo necesario para la aplicación óptima de las pérdidas impositivas pasadas y futuras; y
• Contratación de asesores financieros internacionales para desarrollar un plan global para reestructurar todo el endeudamiento financiero de la Compañía.

Si bien la Compañía encaró las medidas precedentes con el objeto de mitigar el efecto de la actual crisis sobre sus negocios, el futuro de MetroGAS en incierto en la Argentina.

Efectos sobre el Resultado de las Operaciones y Liquidez en Períodos Futuros

La situación en la Argentina es de extrema volatilidad. A pesar de las mejoras macroeconómicas del último trimestre de 2002, incluyendo la leve deflación del índice de precios mayoristas y el aumento del valor del peso respecto del dólar, la Compañía continúa operando en un entorno difícil y volátil. La Compañía considera que las siguientes circunstancias podrían tener un efecto sustancial sobre los resultados de las operaciones y liquidez de la Compañía en el futuro:

• el resultado de la renegociación de tarifas con el Gobierno Nacional;
• la incertidumbre proveniente de la necesidad de refinanciar la deuda existente a su vencimiento; y
• la situación macroeconómica en la Argentina, incluyendo inflación, devaluación y desempleo.

Según lo expresado, los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía pueden sufrir cambios en el tipo de cambio del peso respecto del dólar y el euro debido a que los principales activos e ingresos de la Compañía están en pesos, mientras que casi todas las deudas financieras están en dólares o euros.

Además de estas circunstancias, los cambios en la Argentina podrían tener otras consecuencias no previstas que podrían afectar en forma negativa los resultados de las operaciones y la situación financiera. La Compañía no puede asegurar que no vayan a promulgarse otras leyes que afecten adversamente a la Compañía.

Políticas Contables Críticas y Estimaciones

En relación con la preparación de los estados contables al 31 de diciembre de 2002, la Compañía se basa en las estimaciones y presunciones provenientes de la experiencia histórica y otros factores que son razonables y pertinentes. Si bien la Compañía revisa estas estimaciones y asunciones en el curso habitual de sus negocios, la presentación de la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía a menudo requiere la formulación de juicios por parte de la dirección respecto de los efectos de cuestiones inherentemente inciertas sobre el valor contable de los activos y pasivos de la Compañía. Los resultados reales pueden diferir de aquéllos estimados bajo diferentes estimaciones, presunciones o condiciones.

A continuación se incluyen las principales asunciones sobre juicios de los flujos de fondos en efectivo previstos de la Compañía:

1. Aumentos en las tarifas: las proyecciones asumen aumentos en las tarifas que alcanzarán niveles inferiores al 50% de las tarifas en dólares a diciembre de 2001.
2. Reestructuración del endeudamiento: la deuda financiera será reestructurada de forma tal que permitirá a la Compañía recuperar indicadores financieros adecuados.
3. Tipo de cambio e índice de inflación: se han tomado niveles estables consistentes con aquéllos vigentes a la fecha de este Prospecto.

A fin de facilitar la comprensión sobre la forma en que la dirección forma su juicio sobre hechos futuros, incluyendo las variables y asunciones subyacentes a las estimaciones, y la sensibilidad de dichos juicios respecto de las diferentes variables y condiciones, la Compañía ha incluido comentarios relacionados con cada política contable crítica descripta en el presente (véase Nota 3 de los estados contables al 31 de diciembre de 2002):

• Reconocimiento de ingresos y créditos a cobrar;
• Deterioro de activos de larga vida útil;
• Previsión para reservas e imprevistos;
• Impuesto a las ganancias diferido; y
• Pérdidas por diferencias cambiarias.

Reconocimiento de ingresos y cuentas a pagar

El reconocimiento de ingresos se realiza sobre una base de devengamiento contra entrega a los clientes, que incluye los montos de gas estimados entregados y no facturados al cierre de cada ejercicio. Los montos de gas efectivamente entregados han sido estimados en base a los volúmenes de compra de gas y demás información histórica.

La Compañía realiza previsiones para pérdidas por créditos a cobrar. La reserva para deudores incobrables se realiza en base a las estimaciones de las recaudaciones de la Compañía. A pesar de la dirección utiliza la información disponible para realizar las evaluaciones, es posible que en el futuro se deban realizar ajustes a la reserva en caso de que las futuras condiciones económicas difieran sustancialmente de las asunciones utilizadas al realizar las evaluaciones. El cargo correspondiente se incluye en gastos de comercialización; no se realizan ajustes sobre los ingresos provenientes de ventas netas. Para establecer la reserva para deudores incobrables la dirección de la Compañía evalúa constantemente el monto y las características de los créditos a cobrar.

Deterioro de activos de larga duración

La Compañía periódicamente evalúa el valor contable de los activos de larga duración en función de su deterioro. La Compañía considera el valor contable de los activos de larga duración en función del deterioro cuando el flujo de fondos en efectivo previsto, sin descuentos y sin intereses, de dichos activos es menor que su valor contable. En tal circunstancia, se debe reconocer una pérdida dentro de la ganancia operativa en base al monto por el que el valor contable excede el valor justo de mercado de los bienes de larga duración. El valor justo de mercado se determina principalmente utilizando el flujo de fondos en efectivo previsto descontado a una tasa conmensurada con el riesgo inherente. La Compañía no ha contabilizado previsiones para deterioro en sus estados contables al 31 de diciembre de 2002.

Dado que el valor justo estimado de los activos fijos de la Compañía supera el valor libro registrado, tendrían que producirse cambios significativos en estas estimaciones para originar un cargo por deterioro.

Previsiones para reservas y contingencias

La Compañía tiene ciertas deudas contingentes con respecto a reclamos, juicios y otros procedimientos, reales o potenciales. La Compañía devenga deudas cuando es posible que se incurran costos futuros y dichos costos puedan ser estimados en forma razonable. Dichos devengamientos se basan en acontecimientos a la fecha, estimaciones de la Compañía de los resultados de estas cuestiones y la experiencia de los abogados para contestar, accionar y conciliar otras cuestiones. En la medida que el alcance de las deudas se defina mejor, podría haber cambios en las estimaciones de los futuros costos, lo que podría tener un efecto sustancial sobre los resultados de las operaciones y la situación financiera o liquidez.

Impuesto a las ganancias diferido

La realización del activo por impuesto diferido depende de la generación de ganancias imponibles futuras si las diferencias temporarias fueran deducibles. En consecuencia, la Compañía, basándose en sus mejores estimaciones, ha considerado la reversión del pasivo por impuesto a las ganancias, planeamiento fiscal, y proyecciones de ganancias imponibles. La Compañía periódicamente realiza proyecciones económicas y financieras en base a escenarios alternativos que tienen en cuenta las estimaciones macroeconómicas, financieras, de mercado y regulatorias. Al realizar estas proyecciones, la dirección ha considerado los cambios de tarifas y ajustes a los costos en sus proyecciones, con el objeto de reestablecer su ecuación económico-financiera. Los resultados reales podrían diferir de dichas estimaciones. En base a las citadas proyecciones, al 31 de diciembre de 2002, se ha registrado una reserva para valuación contra el activo por impuesto diferido considerada irrecuperable.

Pérdidas por diferencias cambiarias

Conforme a los PCGA Argentinos, las pérdidas por diferencias cambiarias emergentes de la devaluación del peso desde el 6 de enero de 2002 y otros efectos derivados de dicha devaluación, en la medida que se relacionen con obligaciones en moneda extranjera existentes a dicha fecha, deben agregarse a la base de costos de activos adquiridos o construidos con financiación directa de dichas obligaciones en moneda extranjera. Las pérdidas por diferencias cambiarias emergentes de financiación indirecta pueden recibir un tratamiento alternativo similar, sin estar obligado a ello.

La Compañía solamente tiene financiación indirecta y, por lo tanto ha optado por no capitalizar las mencionadas pérdidas por diferencias cambiarias. Debido a que la capitalización de las pérdidas por diferencias cambiarias conforme a los PCGA Argentinos debe considerarse como aumento del costo de activos no monetarios a cuenta del ajuste por inflación, la pérdida neta conforme a los PCGA Argentinos para 2002 no habría cambiado, si la Compañía hubiera aplicado el criterio alternativo mencionado anteriormente.

A. Resultados Operativos

El siguiente análisis de los resultados de las operaciones y situación financiera debe leerse junto los Estados Contables Anuales de la Compañía y la Información Financiera y Operativa Seleccionada incluida en el Capítulo 3: “Información Clave”. Los Estados Contables Anuales de la Compañía fueron preparados de conformidad con los PCGA Argentinos. Por lo tanto, los Estados Contables Anuales reflejan los efectos de la inflación hasta el 31 de agosto de 1995. A partir de esa fecha y de conformidad con los PCGA Argentinos y los requisitos de la CNV, la actualización según la inflación se interrumpió hasta el 31 de diciembre de 2001. De acuerdo con la Resolución General de la CNV Nº 415, de fecha 25 de julio de 2002, los estados contables deben estar expresados en pesos constantes y actualizarse según la inflación desde el 1º de enero de 2002. En este sentido, se ha adoptado la Resolución Nº 6 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Argentina para disponer que las mediciones contables actualizadas al 31 de agosto de 1995, así como aquéllas correspondientes al período comprendido entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2001, se considerarán actualizadas a la última fecha. Los balances al 31 de diciembre de 2001 y 2000, informados con fines comparativos, han sido actualizados según la inflación al 31 de diciembre de 2002 en base a los factores de conversión derivados del IPIM (índice de precios internos mayoristas), emitido por el INDEC. La tasa de inflación para 2002 fue del 119% de acuerdo con el índice mencionado. Véase Capítulo 8: “Información Contable”.

El activo y pasivo en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2002 ha sido valuado a valor nominal convertido al tipo de cambio al cierre del ejercicio, salvo por las deudas financieras en moneda extranjera adeudadas a las entidades del sistema financiero argentino que hubieran sido convertidas a pesos a una relación de Ps 1 por U$S 1, más el ajuste del CER, incluyendo intereses devengados, si fuera aplicable; y las cuentas a pagar en moneda extranjera que están en proceso de renegociación y que hubieran sido convertidas a Pesos a una relación de Ps. 1 por cada U$S 1. Véase la Nota 3 (i) de los Estados Contables Anuales de la Compañía.

Resultados de las Operaciones para los Ejercicios Finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001

Los resultados de las operaciones de la Compañía varían significativamente de un período estacional a otro, siendo las ventas y ganancias operativas de MetroGAS significativamente mayores durante los meses de invierno (marzo a setiembre). El siguiente cuadro muestra las ventas netas, ganancia bruta, ingresos operativos, ingresos (pérdida) antes de impuestos e ingresos netos (pérdida) para cada trimestre de 2002 (las cifras se han ajustado según inflación al 31 de diciembre de 2002):

	Período de Tres Meses
	31 de marzo de 2002	30 de junio de 2002	30 de septiembre de 2002	31 de diciembre de 2002		Total
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002) (no auditado)
Ventas netas	219,7	168,8	214,3	116,5	719,3
Ganancia bruta	31,5	53,5	55,0	8,2	148,2
Ingresos operativos	(17,3)	20,3	17,3	(24,0)	(3,7)
Ingresos (pérdida) antes de impuestos	(1.652,3)	736,5	184,3	46,0	(685,5)
Ingreso neto (pérdida)	(1.074,4)	361,2	177,5	46,3	(489,4)

Ventas Netas

Ventas netas en el ejercicio 2001 incluye Ps. 93,6 millones respecto del ajuste de tarifas diferido en base al IPP de los Estados Unidos. El 1º de enero de 2002, el ajuste de tarifas según el IPP de los Estados Unidos fue eliminado de manera que las ventas netas del 2002 no reflejan el efecto de dicho ajuste. Además, los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001 han sido actualizados según la inflación al 31 de diciembre de 2002.Si bien las razones adicionales dadas en el presente con respecto a las disminuciones en las ventas a las diferentes categorías de clientes son importantes, estas dos circunstancias son las razones principales para la disminución en las ventas netas durante 2002 en comparación con 2001. Si bien la realización del ajuste según el IPP de los Estados Unidos a las tarifas afectó solamente las ventas netas a clientes residenciales, [algunos clientes comerciales] y estaciones de GNC, la actualización de ventas netas de 2001 para reflejar la inflación al 31 de diciembre de 202 afectó las ventas netas a todos los clientes.

Ventas netas disminuyó un 50% en 2002, de Ps. 1.438,3 millones durante 2001 a Ps. 719,3 millones. Esta caída obedeció principalmente a la reducción en las ventas netas de gas a clientes residenciales, ventas netas a clientes industriales, comerciales y entidades públicas, y ventas netas a centrales eléctricas, que fue de Ps. 446,6 millones, Ps. 139,8 millones y Ps. 78,3 millones, respectivamente. Asimismo, las ventas netas de gas natural comprimido (“GNC”) y de procesamiento de gas líquido también disminuyeron Ps. 52,6 millones y Ps. 1,6 millones, respectivamente.

Ventas netas a clientes residenciales disminuyó un 50%, de Ps. 883,2 millones en 2001 a Ps. 436,6 millones en 2002. El volumen de gas entregado a clientes residenciales disminuyó un 2,5 % durante 2002, en comparación con el ejercicio anterior, a pesar de haberse registrado temperaturas inferiores en 2002 en comparación con 2001. Si bien el número de clientes residenciales al 31 de diciembre de 2002 fue de 0,5% por sobre el número de clientes residenciales al 31 de diciembre de 2001, el consumo residencial per cápita reflejó una reducción anual del 0,5%.

Ventas netas de gas y servicios de transporte y distribución a las centrales eléctricas disminuyó un 58,5% en 2002 respecto del ejercicio anterior. Los volúmenes de gas entregados a esta categoría de clientes disminuyeron un 21,8% en 2002 en comparación con 2001. Esta disminución en los volúmenes de gas entregados obedeció en parte al aumento año a año en la generación de energía hidroeléctrica en la mayoría de las cuencas, que desplazó la generación por parte de los clientes de centrales eléctricas de la Compañía, y a la recesión económica en la Argentina que originó una reducción en la demanda de electricidad durante 2002 respecto del ejercicio anterior. Esta reducción obedeció también en parte al hecho de que, si bien los clientes de centrales eléctricas de la Compañía compraron gas a la Compañía en 2001, no lo hicieron en 2002, parcialmente compensado por el aumento en 2002 de sus compras de la Compañía de servicios de transporte y distribución en comparación con 2001, cuyos servicios son facturados a tarifas menores que las tarifas de ventas de gas.

Debido al menor nivel de actividad económica de la Argentina desde 1999, agudizado por la actual crisis económica, los volúmenes de gas entregados a clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron un 2,4% en 2002 en comparación con el ejercicio anterior. Las ventas netas de gas y servicios de transporte y distribución a estos clientes disminuyó un 49,5% durante 2002 en comparación con 2002. Esta disminución obedece en parte a las disminuciones en los volúmenes de ventas de gas a ciertos clientes y al aumento en los volúmenes entregados bajo los servicios de transporte y distribución que se facturan a tarifas menores que las tarifas de ventas de gas.

Ventas netas a estaciones de GNC disminuyó un 44,6 % durante 2002 en comparación con el ejercicio anterior. Los volúmenes de GNC entregados durante 2002 aumentaron un 3,7% en comparación con el ejercicio anterior debido al incremento en el número de vehículos convertidos a GNC como resultado de los sucesivos aumentos en los precios de combustibles correspondientes.

Los volúmenes de gas disponibles para procesamiento durante 2002 aumentaron un 81,8% y las ventas netas disminuyeron un 7,9% en comparación con 2001.

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Compañía por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001, y los porcentajes de ventas netas representado por las ventas netas a cada clase de clientes:

	Ventas Netas
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002	% de Ventas Netas	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% de Ventas Netas
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo porcentajes) (no auditado)
Gas y servicios
Residenciales	436,6	60,7	883,2	61,5
Centrales eléctricas	--	--	40,8	2,8
Industriales, comercios y entidades públicas	120,0	16,7	243,5	16,9
Gas natural comprimido (GNC)	65,4	9,1	118,0	8,2
Subtotal	622,0	86,5	1.285,5	89,4
Servicio de transporte y distribución Únicamente
Centrales eléctricas	55,5	7,7	93,0	6,5
Industriales	22,7	3,1	39,0	2,7
Subtotal	78,2	10,8	132,0	9,2
Gas natural procesado	19,1	2,7	20,7	1,4
Total	719,3	100,0	1.438,3	100,0

El siguiente cuadro muestra el volumen de gas natural entregado por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001, y el porcentaje del total del volumen de gas natural entregado representado por el volumen entregado a cada categoría:

	Volumen Entregado
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002		% de Volumen de Gas Entregado	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001		% de Volumen de Gas Entregado
	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
Gas y servicios
Residenciales	1.730,6	61.115	30.1	1.774.8	62.676	28.1
Centrales eléctricas	--	--	--	274.4	9.690	4.3
Industriales, comercios y entidades públicas	749,3	26.461	13.0	826.2	29.177	13.1
Gas natural comprimido (GNC)	527,0	18.611	9.1	508.4	17.953	8.1
Subtotal	3.006,9	106.187	52.2	3.383.8	119.496	53.6
Servicio de transporte y distribución únicamente
Centrales eléctricas	2.095,4	73.998	36.4	2.406.3	84.977	38.1
Industriales	463,5	16.368	8.1	417.0	14.726	6.6
Subtotal	2.558,9	90.366	44.5	2.823.3	99.703	44.7
Gas natural procesado	190,0	6.710	3.3	104.5	3.690	1.7
Total	5.755,8	203.263	100.0	6.311.6	222.889	100.0

Costos Operativos

Los costos operativos de la Compañía ascendieron a Ps. 571,1 millones durante 2002, representando una disminución del 44,8% respecto de los costos operativos de Ps. 1.034,8 millones registrado en el año anterior. Esta variación obedeció fundamentalmente a la reducción en la compra de gas y costos de transporte. Cada categoría de costos operativos del ejercicio 2001 mencionada a continuación ha sido actualizada según la inflación al 31 de diciembre de 2002 y las disminuciones año a año en cada uno de dichos costos se atribuye básicamente a dicha actualización. Asimismo, las tarifas de transporte fueron pesificadas y congeladas por la Ley de Emergencia Pública mientras que los costos de gas comprados se mantuvieron estables debido a que están en proceso de renegociación. Las empresas de transporte y el Gobierno Nacional actualmente están renegociando las tarifas de transporte, y la Compañía está renegociando los contratos de compra de gas con sus proveedores. No es posible prever el resultado final de dichas renegociaciones y su posible impacto sobre la Compañía.

Los costos de compra de gas de la Compañía disminuyeron un 51,1% en 2002 en comparación con 2001. En 2002, la Compañía compró 3.586,2 MMMC de gas, que representó una disminución del 5,7% respecto de los volúmenes de gas comprados en el año 2001. Esta disminución en los volúmenes comprados obedece a la disminución en los volúmenes entregados a las centrales eléctricas, clientes industriales, comercios y entidades públicas.

Los costos de transporte de gas disminuyeron un 48,5%, de Ps. 493,7 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001 a Ps. 254,3 millones durante 2002.

Durante 2002 y 2001, la Compañía capitalizó costos operativos por Ps. 5,1 millones y Ps. 12,8 millones, respectivamente, correspondiente a la porción de costos operativos imputable a planeamiento, ejecución y supervisión de inversiones en bienes de uso. La disminución obedeció fundamentalmente a la reducción en las inversiones de la Compañía durante 2002 a fin de mantener el efectivo.

El siguiente cuadro muestra los costos operativos de la Compañía por tipo de costo para 2002 y 2001 y el porcentaje del total de costos operativos representado por cada clase de costo operativo:

	Costos Operativos
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002	% del Total de Gastos Operativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% del Total de Gastos Operativos
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo porcentajes)
(no auditado)
Suministro de gas	205,3	35,9	419,5	40,5
Servicio de transporte de gas	254,3	44,5	493,7	47,7
Amortización de bienes de uso	64,0	11,2	59,8	5,8
Sueldos y contribuciones sociales	20,5	3,6	35,8	3,5
Operaciones y mantenimiento	7,3	1,3	12,4	1,2
Honorario del operador técnico	5,3	0,9	11,3	1,1
Materiales varios	2,2	0,4	3,7	0,3
Honorarios por servicios diversos	2,0	0,4	2,7	0,3
Otros costos operativos	15,3	2,7	8,7	0,8
Capitalización de costos operativos	(5,1)	(0,9)	(12,8)	(1,2)
Total	571,1	100,0	1.034,8	100,0

Gastos Administrativos

Los gastos administrativos de la Compañía disminuyeron un 20,6%, de Ps. 108,2 millones durante 2001 a Ps. 85,9 millones en 2002. Esta disminución obedece principalmente a la actualización según la inflación de los gastos administrativos para el ejercicio 2001 y fue parcialmente compensada por [el aumento en ciertas disposiciones].

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para 2002 y 2001 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:

	Gastos Administrativos
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% del Total de Gastos Administrativos
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo los porcentajes)
(no auditado)
Sueldos y contribuciones sociales	21,6	25,2	36,1	33,3
Impuestos, tasas y aportes	3,6	4,2	11,1	10,3
Honorarios por servicios diversos	4,2	4,9	5,5	5,1
Seguros	2,7	3,1	3,3	3,0
Amortización de bienes de uso	13,7	16,0	15,8	14,6
Amortización de activos intangibles	5,1	5,9	11,0	10,1
Otros gastos administrativos	35,0	40,7	25,4	23,6
Total	85,9	100,0	108,2	100,0

Gastos de Comercialización

Los gastos de comercialización de la Compañía disminuyeron un 3,5%, de Ps. 68,5 millones durante 2001 a Ps. 66,1 millones en 2002. Esta disminución obedeció principalmente a la actualización según la inflación de los gastos de comercialización para el ejercicio 2001, parcialmente contrarrestado por un incremento en reserva para deudores incobrables.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para 2002 y 2001 y el porcentaje de gastos de comercialización representado por cada clase de gasto de comercialización:

	Gastos de Comercialización
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002	% del Total de Gastos de Comercialización	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001		% del Total de Gastos de Comercialización
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo los porcentajes)
(no auditado)
Sueldos y contribuciones sociales	16,0	24,2	27,6	40,3
Deudores incobrables	34,2	51,8	12,1	17,9
Honorarios por servicios diversos	5,3	8,0	7,5	10,9
Publicidad y propaganda	0,6	0,9	3,8	5,7
Gastos bancarios y comisiones	5,5	8,4	10,5	15,3
Otros gastos de comercialización	4,5	6,7	7,0	9,9
Total	66,1	100,0	68,5	100,0

Resultados Financieros y por Tenencia

Los resultados financieros y por tenencia netos de la Compañía totalizaron una pérdida de Ps. 683,1 millones durante 2002 respecto de la pérdida de Ps. 56,3 millones registrada durante el ejercicio anterior.

Este aumento obedece fundamentalmente a un aumento en 2001 de pérdidas por resultados financieros y por tenencia generado por pasivos que ascendían de Ps. 389,4 millones, fundamentalmente como resultado de las pérdidas por tipo de cambio generadas por el efecto de la devaluación del Peso sobre la deuda financiera en moneda extranjera con entidades fuera del sistema financiero argentino que fueron parcialmente contrarrestadas por los resultados de la exposición a la inflación de las deudas líquidas de la Compañía. Adicionalmente, los resultados financieros y por tenencia generados por activos generaron una pérdida de Ps. 220,8 millones en 2002 en comparación con la ganancia de Ps. 16,6 millones registrada en 2001, básicamente debido al resultado de la exposición a la inflación de los activos líquidos de la Compañía.

Otros Ingresos y Egresos

El rubro otros ingresos y egresos registró una ganancia de Ps. 1,3 millones en 2002 en comparación con la pérdida de Ps. 1,5 millones registrada en 2001 básicamente por reducción en el pago de multas y aumento en la venta de bienes de uso.

Cargo por Impuesto a las Ganancias

Hasta el 31 de diciembre de 2001, la Compañía contabilizó el impuesto a las ganancias sobre la base de la responsabilidad tributaria estimada para cada ejercicio, calculada de conformidad con los procedimientos establecidos por las disposiciones impositivas aplicables. A partir de 2002, la Compañía contabilizó el impuesto a las ganancias bajo la metodología del impuesto a las ganancias diferido. Véase Capítulo 5: “Políticas Contables Críticas y Estimaciones”.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, la Compañía devengó Ps. 196,1 millones en concepto de impuesto a las ganancias, en comparación con la pérdida de Ps. 61,6 millones registrada en el ejercicio anterior. Este cambio obedece a los quebrantos impositivos del ejercicio y al impuesto sobre los bienes personales diferido proveniente de las pérdidas por tipo de cambio, ambos deducibles a los fines del impuesto a las ganancias de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. Los activos diferidos se contabilizan netos de previsión por valuación en contra. De acuerdo con la ley de impuesto a las ganancias, las pérdidas impositivas pueden acreditarse contra el impuesto a las ganancias exigible respecto de los cinco ejercicios siguientes.

Fondos Netos Originados en las Actividades Operativas

Los fondos netos originados en las actividades operativas fueron de Ps. 40,3 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002 y de Ps. 63,9 millones en el ejercicio anterior. La reducción de fondos netos originados en las actividades operativas se debe principalmente a la actualización según inflación de los fondos netos originados en las actividades operativas en 2001, parcialmente compensado por la suspensión de los pagos de intereses en relación con la deuda financiera, la disminución de impuestos pagaderos y la disminución de cuentas a cobrar durante 2002.

Fondos Netos Aplicados a las Actividades de Inversión

Los fondos netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 20,1 millones en 2002, comparado con Ps. 137,5 millones aplicados en el ejercicio anterior, representando una disminución en los niveles de inversión en bienes de uso de acuerdo a los planes definidos por la Compañía para contrarrestar el impacto negativo de la crisis actual.

Fondos Netos Originados (Aplicados) en las Actividades Financieras

Durante 2002, los únicos fondos netos originados en las actividades financieras fueron generados por la rescisión anticipada de un swap en euros, por el que la Compañía recibió Ps. 51,3 millones. La Compañía generó fondos en efectivo por Ps. 75,2 millones de actividades financieras durante el ejercicio anterior.

Resultados de las Operaciones para los Ejercicios Finalizados el 31 de diciembre de 2001 y 2000:

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Compañía, ganancia bruta, ingresos operativos, ingresos (pérdida) antes de impuestos, ingresos (pérdida) ordinaria, ingreso neto (pérdida) de cada trimestre de 2001:

	Período de Tres Meses Finalizado el
	31 de marzo de 2001	30 de junio de 2001	30 de septiembre de 2001	31 de diciembre de 2001	Total
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002) (no auditado)
Ventas netas	259,0	416,7	473,2	289,4	1.438,3
Ganancia bruta	47,3	134,7	152,9	68,6	403,5
Ingresos operativos	7,6	89,8	105,8	23,7	226,9
Ingresos (pérdida) antes de impuestos	(7,1)	77,2	91,7	7,3	169,1
Ingresos (pérdida) ordinaria	(5,1)	49,7	59,2	4,2	108,0
Ingreso neto (pérdida)	(5,1)	49,7	59,2	(43,1)	60,7

Ventas Netas

Las ventas netas en el ejercicio 2001 disminuyeron un 8,5% en 2001, de Ps. 1.571,2 millones en 2000 a Ps. 1.438,3 millones en 2000. Esta reducción básicamente obedeció a la reducción en las ventas netas de gas a clientes centrales eléctricas, ventas netas a clientes industriales, comerciales y entidades públicas, y ventas de procesamiento de gas líquido, que fue de Ps. 86,9 millones, Ps. 3,8 millones y Ps. 62,9 millones, respectivamente. Estas disminuciones fueron parcialmente compensadas por un aumento en las ventas netas a clientes residenciales y ventas netas de gas natural comprimido (“GNC”), que fueron de Ps. 11 millones y Ps. 9,7 millones, respectivamente.

Las ventas netas a clientes residenciales aumentó un 1,3%, de Ps. 872,2 millones en 2000 a Ps. 883,2 millones en 2001. El volumen de ventas gas entregado a clientes residenciales disminuyó un 5,9 % durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001, en comparación con el ejercicio anterior. Esta reducción obedeció en parte al menor consumo per cápita resultante de las mayores temperaturas registradas durante el invierno 2001, en comparación con el invierno 2000. El aumento en las ventas netas a clientes residenciales obedeció al incremento de la tarifa debido al ajuste del Factor de Inversión K aplicado a estos clientes y al aumento en el IPP de los Estados Unidos reflejado en las tarifas de la Compañía el 1º de enero y el 1º de julio de 2001.

Las ventas netas de gas y servicios de transporte y distribución a las centrales eléctricas disminuyó un 39,4% en 2001 respecto del ejercicio anterior. Los volúmenes entregados a esta categoría de clientes disminuyeron un 10,8% en 2001 en comparación con 2000. Esta reducción en los volúmenes obedeció en parte al aumento en la generación de energía hidroeléctrica en 2001 en comparación con 2000 debido a la abundancia de recursos hídricos en la mayoría de las cuencas en 2001 en comparación con 2000, con el consecuente desplazamiento de la generación por los clientes de centrales eléctricas de la Compañía. Esta reducción también obedeció en parte a la disminución año a año de los volúmenes de gas natural vendidos a estos clientes y el incremento en los volúmenes de gas natural entregados a esta categoría de clientes bajo los servicios de transporte y distribución que son facturados a tarifas menores que las tarifas de ventas de gas.

Dado el menor nivel de actividad económica registrada en la Argentina desde principios de 1999, los volúmenes entregados a clientes industriales, comercios y entidades públicas disminuyeron un 15,1% durante 2001 en comparación con el ejercicio anterior.

Las ventas netas y servicios de transporte y distribución a estos clientes disminuyeron un 1,3% en 2001, en comparación con el ejercicio anterior, debido al aumento del IPP de los Estados Unidos reflejado en las tarifas de la Compañía el 1º de enero y el 1º de julio de 2001.

Las ventas netas de gas natural comprimido aumentó un 9% durante el 2001 respecto del ejercicio anterior, como consecuencia del Factor de Inversión K antes mencionado y los ajustes según el IPP de los Estados Unidos a las respectivas tarifas. Los volúmenes de GNC entregados durante el 2001 se incrementaron un 2,9% respecto del ejercicio anterior debido al mayor número de vehículos convertidos a GNC producto de los reiterados incrementos en los precios de los combustibles alternativos.

La Compañía es parte de un contrato suscripto con TGS desde 1996 conforme al que TGS produce y comercializa en beneficio de la Compañía líquidos extraídos del gas que la Compañía entrega a la planta de procesamiento de TGS situada en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. En el año 2001, los productores de gas natural comenzaron a operar una nueva planta de procesamiento de gas situada en el sur de la Argentina. Como resultado de la extracción, en la nueva planta, de los líquidos del gas natural del gas posteriormente entregado a la Compañía, la Compañía entregó en 2001 gas a la planta de procesamiento de TGS con menores volúmenes de líquidos asociados que los entregados en 2000, lo originó que TGS extrajera menores volúmenes de líquidos de dicho gas respecto del ejercicio anterior. Durante 2001, las ventas netas de gas procesado disminuyeron de Ps. 83,7 millones (que representa el 5,3% de las ventas netas de la Compañía) a Ps. 20,8 millones (que representa el 1,4% de las ventas netas de la Compañía ) como resultado de los hechos mencionados y de la disminución año a año de los precios de los líquidos de gas natural a nivel mundial.

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Compañía por categoría de clientes para 2001 y 2000, y los porcentajes de ventas netas representados en función de las ventas netas a cada clase de clientes:

	Ventas Netas
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% de Ventas Netas	Ejercicio finalizado el31 de diciembre de 2000	% de Ventas Netas
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo porcentajes) (no auditado)
Gas y servicios
Residenciales	883,2	61,5	872,2	55,5
Centrales eléctricas	40,8	2,8	146,5	9,3
Industriales, comercios y entidades públicas	243,5	16,9	249,5	15,9
Gas natural comprimido (GNC)	118,0	8,2	108,2	6,9
Subtotal	1.285,5	89,4	1.376,4	87,6
Servicio de transporte y distribución Únicamente
Centrales eléctricas	93,0	6,5	74,2	4,7
Industriales	39,0	2,7	36,9	2,4
Subtotal	132,0	9,2	111,1	7,1
Gas natural procesado	20,7	1,4	83,7	5,3
Total	1.438,2	100,0	1.571,2	100,0

El siguiente cuadro muestra el volumen de gas natural entregado por categoría de clientes 2001 y 2000, y el porcentaje del total del volumen de gas natural entregado en función del volumen entregado a cada categoría:

	Volumen Entregado
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001		% de Volumen de Gas Entregado	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000		% de Volumen de Gas Entregado
	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
Gas y servicios
Residenciales	1.774,8	62.676	28,1	1.886,1	66.607	26,4
Centrales eléctricas	274,4	9.690	4,3	1.077,5	38.051	15,1
Industriales, comercios y entidades públicas	826,2	29.177	13,1	943,6	33.323	13,2
Gas natural comprimido (GNC)	508,4	17.953	8,1	494,1	17.449	6,9
Subtotal	3.383,8	119,496	53,6	4.401,3	155.430	61,6
Servicio de transporte y distribución Únicamente
Centrales eléctricas	2.406,3	84.977	38,1	1.928,3	68.097	26,9
Industriales	417,0	14.726	6,6	519,9	18.360	7,3
Subtotal	2.823,3	99.703	44,7	2.448,2	86.457	34,2
Gas natural procesado	104,5	3.690	1,7	299,5	10.577	4,2
Total	6.311,6	222.889	100,0	7.149,0	252.464	100,0

Costos Operativos

Los costos operativos de la Compañía ascendieron a Ps. 1.034,8 millones durante 2001, que representa una disminución del 9,7% respecto de los costos operativos de Ps. 1.146,4 millones registrados en el año anterior. Esta variación obedeció fundamentalmente a la reducción año a año de los volúmenes de las compras de gas y costos procesamiento gas, parcialmente compensado por el aumento en los costos de transporte.

Durante 2001, la Compañía compró 3.803 MMMC de gas natural, que representa un disminución del 27,4% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio 2000. Esta disminución en los volúmenes comprados es producto del cambio en la mezcla de ventas realizadas a centrales eléctricas descripto anteriormente. Asimismo, la disminución en los volúmenes comprados obedece a la disminución en los volúmenes de gas entregados a clientes residenciales debido a las temperaturas más altas registradas durante el segundo y tercer trimestre de 2001 en comparación con 2000. En consecuencia, los costos de gas año a año de la Compañía disminuyeron un 21,3%, de Ps. 532,9 millones en 2002 a Ps. 419,5 millones en 2001.

Los costos de transporte de gas aumentaron un 9,4%, de Ps. 451,4 millones durante 2000 a Ps. 493,7 millones en 2001. Este incremento obedeció principalmente al aumento de los volúmenes de transporte en firme contratados y mayores costos de transporte debido al aumento en el IPP de los Estados Unidos trasladado a través de las tarifas de transporte el 1º de enero de 2001 y el 1º de julio de 2001.

Durante 2001 y 2000, la Compañía capitalizó costos operativos por Ps. 12,8 millones y Ps. 16,8 millones, respectivamente, correspondiente a la porción de costos operativos imputables a planeamiento, ejecución y supervisión de proyectos de inversión para aumentar la confiabilidad y seguridad del sistema de la Compañía y su expansión.

El siguiente cuadro muestra los costos operativos de la Compañía por tipo de costo al 31 de diciembre de 2001 y 2000 y el porcentaje del total de costos operativos representado por cada clase de costo operativo:

	Costos Operativos
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% del Total de Gastos Operativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% del Total de Gastos Operativos
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo porcentajes)
(no auditado)
Compra de gas	419,5	40,5	532,9	46,5
Servicio de transporte de gas	493,7	47,7	451,4	39,4
Amortización de bienes de uso	59,8	5,8	58,0	5,1
Sueldos y contribuciones sociales	35,8	3,5	34,3	3,0
Mantenimiento de bienes de uso	12,4	1,2	13,3	1,1
Operaciones y mantenimiento	2,7	0,3	1,8	0,2
Honorario del operador técnico	11,3	1,1	18,0	1,6
Materiales varios	3,7	0,3	5,9	0,5
Honorarios por servicios diversos	--	--	23,4	2,0
Otros costos operativos	8,7	0,8	24,3	2,1
Capitalización de costos operativos	(12,8)	(1,2)	(16,8)	(1,5)
Total	1.034,8	100,0	1.146,54	100,0

Gastos Administrativos

Los gastos administrativos de la Compañía disminuyeron un 16,7%, de Ps. 129,9 millones durante 2000 a Ps. 108,2 millones en 2001. Esta disminución obedece principalmente a la reducción en las amortizaciones de bienes de uso, (principalmente por la amortización completa en diciembre de 2000 de los pagos de indemnizaciones por retiros voluntarios), la reducción de impuestos, tasas y contribuciones y la disminución de honorarios por servicios diversos.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para 2001 y 2000 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:

	Gastos Administrativos
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% del Total de Gastos Administrativos
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo los porcentajes)
(no auditado)
Sueldos y contribuciones sociales	36,1	33,3	36,7	28,3
Impuestos, tasas y aportes	11,1	10,3	14,9	11,5
Honorarios por servicios diversos	5,5	5,1	7,2	5,6
Seguros	3,3	3,0	3,3	2,5
Amortización de bienes de uso	15,8	14,6	14,9	11,4
Amortización de activos intangibles	11,0	10,1	17,3	13,3
Otros gastos administrativos	25,4	23,6	35,6	27,4
Total	108,2	100,0	129,9	100,0

Gastos de Comercialización

Los gastos de comercialización de la Compañía se mantuvieron estables, totalizando Ps. 68,5 millones y Ps. 68,4 millones durante 2001 y 2000, respectivamente. Durante 2001, el aumento en sueldos y contribuciones sociales fue parcialmente contrarrestado por una disminución en honorarios por servicios profesionales y publicidad y propaganda.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001 y 2000 y el porcentaje de gastos de comercialización representado por cada clase de gasto de comercialización:

	Gastos de Comercialización
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001	% del Total de Gastos de Comercialización	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000		% del Total de Gastos de Comercialización
	(en millones de pesos constantes, al 31 de diciembre de 2002, salvo los porcentajes)
(no auditado)
Sueldos y contribuciones sociales	27,6	40,3	22,5	32,9
Deudores incobrables	12,1	17,9	13,8	120,2
Honorarios por servicios diversos	7,5	10,9	9,0	13,1
Publicidad y propaganda	3,8	5,7	4,3	6,3
Gastos bancarios y comisiones	10,5	15,3	11,2	16,4
Otros gastos de comercialización	7,0	9,9	7,6	11,1
Total	68,5	100,0	68,4	100,0

Resultados Financieros y por Tenencia

Los resultados financieros y por tenencia netos de la Compañía totalizaron una pérdida de Ps. 56,35 millones durante 2001 respecto de la pérdida de Ps. 53,7 millones registrada durante el ejercicio anterior.

Esta pérdida obedece fundamentalmente a un aumento de pérdidas por resultados financieros y por tenencia generados por pasivos que ascendían de Ps. 1,9 millones, respecto del ejercicio de 2000, fundamentalmente como resultado del mayor índice de endeudamiento durante 2001 y de las mayores tasas de interés para financiaciones de corto plazo comparado con el ejercicio anterior.

Otros Ingresos y Egresos

El rubro otros ingresos y egresos registró una pérdida de Ps. 1,5 millones en 2001 en comparación con la ganancia de Ps. 1 millón registrada en 2000, básicamente debido al aumento en las multas y menores resultados provenientes de la venta de bienes de uso.

Cargo por Impuesto a las Ganancias

La Compañía ajustó retroactivamente los estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2001 y 2000 para reflejar el cambio en la metodología contable para los impuestos a las ganancias descriptos anteriormente.

Durante 2001 y 2000, la Compañía registró Ps. 6,1 millones y Ps. 62,7 millones, respectivamente, en concepto de impuesto a las ganancias, lo que dio como resultado una alícuota efectiva del 36,1% para ambos ejercicios en comparación con la alícuota del 35% establecida por ley. La tasa efectiva más elevada para ambos años se debió al hecho de que la Compañía no podía deducir de este impuesto ciertos rubros que se dedujeron a los fines de la presentación de la información contable.

Ingreso Extraordinario

Este rubro incluye la reversión en 2001 del efecto neto del devengamiento durante 2001 y 2000 de los ajustes según el IPP de los Estados Unidos no facturado a las tarifas de la Compañía. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Tarifas – Ajuste del IPP de los Estados Unidos a las Tarifas y Cuestiones Relacionadas”.

Fondos Netos Originados en las Actividades Operativas

Los fondos netos originados en las actividades operativas ascendieron a Ps. 63,9 millones durante 2001 y Ps. 187,2 millones en el ejercicio anterior. La reducción de fondos netos originados en las actividades operativas se debe principalmente a la disminución de ingresos netos de la Compañía en 2001 resultante de la reversión del devengamiento durante 2001 y 2000 de los ajustes según el IPP de los Estados Unidos no facturado a las tarifas de la Compañía aludido anteriormente, y el aumento en otras créditos, resultante principalmente de pagos efectuados en 2001 respecto de las obligaciones take-or-pay de los contratos de compra de gas. Estos créditos se cobraron en 2002 mediante la recepción de gas sin costo adicional para la Compañía.

Fondos Netos Aplicados a las Actividades de Inversión

Los fondos netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 137,5 millones en 2001, comparado con Ps. 98,6 millones aplicados en el ejercicio anterior, que representa un aumento de los niveles de inversión en bienes de uso de acuerdo con los planes definidos por la Compañía.

Fondos Netos Originados (Aplicados) en las Actividades Financieras

Los fondos netos originados en las actividades financieras ascendieron a Ps. 75,2 millones en 2001, comparado con Ps. 117,7 millones aplicado en las actividades financieras durante el ejercicio anterior. Esta variación obedeció principalmente al menor pago de capital durante 2001, parcialmente compensado por la menor emisión de deuda en 2001 comparado con 2000.

Modificación de los PCGA Argentinos

Desde el 8 de diciembre de 2001, el Directorio de la FACPCE aprobó las Resoluciones Técnicas Nº 16, 17, 18 y 19 que introducen cambios en los PCGA Argentinos con respecto a la valuación y presentación de información. El 21 de diciembre de 2001, estas resoluciones fueron adoptadas, con ciertas modificaciones, por el CPCECABA como obligatorias para la preparación de los estados contables respecto de los ejercicios económicos comenzados el 1º de julio de 2002 o con posterioridad a dicha fecha. Asimismo, el 5 de abril de 2002, el Directorio de la FACPCE dictó la Resolución Técnica Nº 20 “Derivados financieros y operaciones de cobertura”, que fuera adoptada por el CPCECABA el 30 de octubre de 2002, con algunas nuevas modificaciones. Las disposiciones contenidas en esta resolución son aplicables a partir del 1º de enero de 2003.

Estos cambios, en la medida que fueran aplicables a la Compañía, requieren fundamentalmente:

• que ciertas cuentas a cobrar y cuentas a pagar sean contabilizadas a un valor descontado;
• (a) la presentación de información por segmento, (b) la presentación de información de ganancias por acción y (c) la presentación de información contable comparativa para períodos intermedios.

La Nota 17 de los Estados Contables Anuales describe ciertos cambios de los PCGA Argentinos que tendrán vigencia a partir del siguiente ejercicio económico. La implementación de nuevas normas implicará la adopción, a los fines de los PCGA Argentinos, de ciertos principios que guarden conformidad con los PCGA Estadounidenses y actualmente implican la conciliación de cuentas o la presentación de información adicional. La dirección está revisando el efecto que podría tener la adopción de nuevas normas de acuerdo con los PCGA Argentinos el próximo ejercicio económico, considerando las modificaciones introducidas por la CNV al aprobar dichas normas el 14 de enero de 2003.

Posteriormente, con vigencia al 5 de febrero de 2003, la FACPCE aprobó la Resolución Técnica Nº 21, que reemplazó las Resoluciones Técnicas Nº 4 y 5, indicando la información sobre las compañías vinculadas que se debe incluir en los estados contables. El 18 de febrero de 2003, el CPCECABA aprobó la Resolución Técnica Nº 21 para los ejercicios económicos que comiencen a partir del 1º de abril de 2003.

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, Ganancia (pérdida) neta conforme a los PCGA Argentinos fue de aproximadamente Ps. (489,4) millones, Ps. 60,7 millones y Ps. 111,1 millones, respectivamente. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001, el patrimonio neto conforme a los PCGA Argentinos fue de Ps. 784,6 millones y Ps. 1.256,2 millones, respectivamente.

B. Liquidez y Recursos de Capital

Deuda

Al 31 de diciembre de 2002, el total de la deuda financiara de la Compañía, clasificada en su totalidad como deuda de corto plazo, ascendía a Ps. 1.420,3 millones, y el total de la capitalización de MetroGAS ascendía a Ps. 2.204,9 millones, consistentes en Ps. 1.420,3 millones de deuda financiera y Ps. 784,6 millones de patrimonio neto. La deuda financiera de la Compañía como porcentaje de la capitalización total ascendía al 64,4%, al 31 de diciembre de 2002, y 42,5%, al 31 de diciembre de 2001.

El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió los pagos de capital e intereses respecto de todo el endeudamiento financiero. Véase Capítulo 3: “Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con la Compañía - El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió sus pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera y la imposibilidad de la Compañía de refinanciar su deuda podrá originar su quiebra y la revocación de su Licencia”.

Ciertos acreedores de MetroGAS han solicitado la preparación de un plan de reestructuración de deuda antes de que concluyan las renegociaciones sobre las tarifas con el Gobierno Nacional. En consecuencia, MetroGAS tiene intención de preparar y presentar un plan de reestructuración global a sus acreedores en relación con todo su endeudamiento financiero.

Origen de los Fondos

Históricamente, la Compañía ha mantenido un alto nivel de liquidez generada por el flujo de fondos provenientes de las operaciones, el acceso al mercado de capitales y las líneas de créditos bancarias. Desde el comienzo de la crisis financiera argentina, en diciembre de 2001, la Compañía ha tenido que soportar serias dificultades respecto de su liquidez y no ha podido acceder a nuevas fuentes de financiación. Los mercados financieros locales e internacionales están cerrados para la Compañía, como para la mayoría de las empresas argentinas. Como resultado de los cambios esenciales y sustanciales de la economía argentina, incluyendo, entre otros, la suspensión de los ajustes para las tarifas de servicios públicos, la pesificación de las tarifas denominadas en dólares a razón de Ps. 1 por U$S 1 y la devaluación del peso, la Compañía dejó de acceder a los mercados de capitales y otras fuentes de financiamiento, tanto a nivel local como internacional. En consecuencia, el 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió el pago regular del capital e intereses sobre toda su deuda financiera. No obstante lo expresado anteriormente, durante 2002 la Compañía realizó dos pagos extraordinarios respecto de los intereses devengados sobre su deuda financiera como indicador de su buena voluntad de cancelar el endeudamiento y otorgar un tratamiento equitativo a todos sus acreedores.

La Compañía destinó los fondos en efectivo disponibles para continuar con las actividades de mantenimiento mínimas necesarias para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema de la Compañía. Ciertos acreedores de MetroGAS han solicitado la preparación de un plan de reestructuración de deuda antes de que concluyan las renegociaciones que se están gestionando con el Gobierno Nacional respecto de las tarifas. De esta forma, MetroGAS tiene intención de preparar y presentar un plan de reestructuración global a sus acreedores con respecto a todo el endeudamiento financiero,

Durante 2002, la Compañía mantuvo una relación activa con sus acreedores. La Compañía informó sus acreedores la suspensión de los pagos de capital e intereses sobre su endeudamiento financiero, según se describe anteriormente, y posteriormente informó a los acreedores financieros la situación financiera de la Compañía. A fin de mantener una comunicación efectiva con sus inversores de acciones y acreedores financieros, la Compañía organizó conferencias telefónicas regulares para mantenerlos informados sobre la situación financiera de la Compañía en general respecto de las ganancias del ejercicio 2002. Adicionalmente, la Compañía realizó dos pagos extraordinarios respecto de los intereses devengados a todos sus acreedores financieros en forma proporcional: (i) el primero, por un monto total de U$S 13,8 millones, que se realizó el 12 de agosto de 2002 y aplicado a los intereses devengados hasta el 30 de abril de 2003, de los que U$S 13,2 millones se tomaron de la cancelación anticipada de un Contrato de Swap en Euros y U$S 0,6 millones provenientes de fondos generados dentro de la Compañía, y (ii) el segundo, por un monto total de U$S 12,6 millones, que se realizó el 1º de noviembre de 2002 con fondos generados internamente que fueron aplicados a los intereses devengados respecto de las Obligaciones Negociables Serie A hasta el 1º de octubre de 2002, las Obligaciones Negociables Serie B hasta el 27 de setiembre de 2002, las Obligaciones Negociables Serie C hasta el 30 de setiembre de 2002 y otras deudas financieras hasta el 30 de setiembre de 2002.

C. Investigación y desarrollos, patentes y licencias, otros.

No corresponde

D. Información Actualizada

Véase Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo” y Capítulo 4: “Información sobre la Compañía - Antecedentes y Evolución - Suministro y Demanda de Gas Natural”. “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Tarifas” y “-- Marco Regulatorio”.

E. Acuerdos fuera del balance

Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Contratos Comerciales”.

CAPÍTULO 6. DIRECTORES, FUNCIONARIOS EJECUTIVOS Y EMPLEADOS.

A. Directores y Funcionarios Ejecutivos.

La dirección y administración de las actividades de MetroGAS está a cargo de su Directorio. Los Estatutos Sociales establecen la constitución de un Directorio integrado por nueve directores titulares e igual número de directores suplentes. Cada director suplente puede, en reemplazo del director titular ausente, asistir y votar en las reuniones de Directorio y votar. Los directores titulares y suplentes son elegidos en la asamblea extraordinaria de accionistas de la clase correspondiente, la cual es convocada en la misma oportunidad que la asamblea general ordinaria de accionistas de la Compañía, y son designados por un plazo de un año, pudiendo ser reelectos. Sin embargo, los directores titulares y suplentes elegidos continuarán en sus cargos hasta que los nuevos directores titulares y suplentes sean elegidos por la asamblea extraordinaria de accionistas de cada clase de acciones. El Directorio se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, pudiendo hacerlo en cualquier momento a solicitud de cualquiera de sus miembros.

Los tenedores de las Acciones Clase C de la Compañía tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Los tenedores de las Acciones Clase B de la Compañía tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Los tenedores de las Acciones Clase A de la Compañía tienen derecho a elegir seis directores titulares y seis directores suplentes. Véase “Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”. El noveno director es nombrado por los tenedores de la mayoría de las acciones de la Compañía que actúen como una sola clase en las asambleas extraordinarias de accionistas.

Conforme al Convenio de Accionistas celebrado entre British Gas Internacional, B.V. e YPF S.A., modificado y ordenado el 28 de marzo de 2003, de los ocho directores que pueden ser designados por Gas Argentino, BGI ha designado cinco directores e YPF ha designado dos directores. El Presidente del Directorio es designado de común acuerdo entre BGI e YPF, Véase Capítulo 8: “Información Contable – Cambios Sustanciales”.

Directores

A continuación se indican los miembros del Directorio de la Compañía a la fecha de esta Presentación Anual:

Nombre	Cargo	Año de Designación
Rick Lynn Waddell(a)	Presidente	2003
Vito Sergio Camporeale(a)	Vicepresidente	2002
Luis Augusto Domenech(a)	Director	2003
Graham John Cockroft(a)	Director	2000
Victor José Sardella	Director	2000
Néstor Omar Grancelli(c)	Director	1999
Marcelo Gabriel Figueroa(a)	Director	2003
Antony Seigel(a)	Director	2003
Teodoro Marcó(b)	Director	2002
Simon Timothy Moffatt (a)	Director	2003
Cristián Marcaida(a)	Suplente	2002
José Daniel Rico(a)	Suplente	2002
Rubén Daniel Suárez(c)	Suplente	1999
Armando Henriques(a)	Suplente	2003
Gabriella Silvina Aguilar(a)	Suplente	2003
Cynthia Giménez Arrillaga(a)	Suplente	2003
Fernando Daniel Porta(b)	Suplente	2003
Rogelio Driollet Laspiur	Suplente	2003

Notas:

(a) Representante de los accionistas Clase A.

(b) Representante de los accionistas Clase B.

(c) Representante de los accionistas Clase C.

A continuación se incluye un resumen de los antecedentes de los directores de la Compañía.

Rick Lynn Waddel, 43, se incorporó a la Compañía en 2003 y es presidente del Directorio de MetroGAS. Tiene una Licenciatura en Relaciones Internacionales de la Universidad de Columbia, un Masters en Administración Pública de la Universidad de Webster, y una Licenciatura en Arte de la Universidad de Oxford, a la que concurrió con una beca Rhodes. Inició su carrera como ingeniero militar en las US Army (Fuerzas Armadas de los Estados Unidos), prestando servicios efectivos durante 12 años. Al pasar a retiro, se incorporó a Wal-Mart International como Gerente de Logística Regional para América del Sur. Posteriormente ingresó a Enron como proyect developer. También ocupó otros puestos, entre los que se destacan, Director Operativo Regional para Enron South America y Presidente de Enron Gas do Brasil. Su función incluía el control de gestión de activos para diversas empresas de servicios públicos y gasoductos de América del Sur, así como la supervisión de las Cuestiones Regulatorias en América del Sur. Es Miembro del Comité Ejecutivo de BG Group y está a cargo de las actividades en América del Sur. Reside en San Pablo y es responsable de las actividades upstream y downstream, incluyendo Comgas en San Pablo y MetroGAS en Buenos Aires,

Vito Sergio Camporeale, 56, actual vicepresidente del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de Contador Público. Desde 1999 se ha desempeñado como Director Administrativo Argentino de Repsol YPF S.A. En 1977, al ingresar al Grupo ASTRA, comenzó a trabajar en el sector del petróleo, donde ocupó el cargo de gerente administrativo entre 1992 y 1999. El 1º de octubre de 1992 fue nombrado Director Controller del Grupo ASTRA.

Luis Augusto Domenech, 50, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Tiene aproximadamente veinte años de experiencia en el campo de las finanzas, trabajó en Astra-Copetro S.A., donde su último cargo fue gerente de administración y finanzas, antes de incorporarse a la Compañía en diciembre de 1992. Con anterioridad a ser designado Director General de MetroGAS en 2002, se desempeño como Director de Administración y Finanzas. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires donde obtuvo el título de licenciado en administración de empresas.

Graham John Cockroft, 40, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Obtuvo un Masters en Finanzas en la University of London y un Masters en Comercio en la University of Otago (Nueva Zelanda). Se unió a BG Group en 1990, ocupando el cargo de Tesorero Suplente en 1997. En 1998 se trasladó con la Compañía a Sudamérica y actualmente es Gerente de Estrategia Regional de BG Group en Sudamérica. Sus responsabilidades incluyen el control del manejo de activos para varios gasoductos y empresas de servicios públicos en Sudamérica. Actualmente integra el Directorio de Gas Argentino.

Victor José Sardella,52, actualmiembro del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero industrial. Fue gerente del sector de generación de energía eléctrica y nuevos proyectos de ASTRA C.A.P.S.A. Actualmente es director general de Pluspetrol Energy S.A..

Néstor Omar Grancelli,83,actual miembro del Directorio de MetroGAS. Realizó cursos de capacitación sobre servicio consular y política. Fue Director del Programa de Propiedad Participada para Empleados (PPP) de la Compañía. Actualmente es Vicepresidente de Nación Seguros de Vida S.A. y Vicepresidente de Nación Seguros de Retiro S.A..

Marcelo Gabriel Figueroa, 37, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el titulo de ingeniero industrial y tiene un masters en administración de empresas de la Universidad de El Salvador (Argentina) y la Universidad de Deusto (España). Antes de ingresar a la Compañía en diciembre de 1992, estuvo en la Dirección de nuevos negocios de Astra, donde ocupó diversos cargos operativos y comerciales.

Antony Seigel, 41, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Es el Director de Operaciones Downstream de BG Group y ha trabajado más de 25 años para este grupo empresarial.

Teodoro Marcó,32,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de Abogado y tiene un masters en administración de empresas de la Southern Methodist University School of Law –facultad de derecho de la universidad metodista sur- de Texas. Anteriormente trabajó en el estudio jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h).

Simon Timothy Moffatt, 41, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Cursó la carrera de Economía y Contabilidad en la Universidad de Bristol y es miembro del Institute of Chartered Accoutants –consejo de contadores públicos- en Inglaterra y Gales. Se incorporó a BG Group en 1992, después de trabajar durante 8 años en el sector privado y en servicios financieros. Actualmente es Director Financiero Regional para Sudamérica de BG Group y vive en San Pablo, Brasil.

Cristián Marcaida,35,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad Tecnológica de Buenos Aires con el título de ingeniero mecánico y cursó un postgrado en petróleo y gas natural en la misma universidad. Actualmente está terminando una especialización en administración de empresas en el IAE. Trabaja en el sector de desarrollo de negocios de BG Group Argentina.

José Daniel Rico,50,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es abogado recibido en la Universidad del Salvador. Se especializa en derecho societario. Entre 1986 y 1993, trabajó en Asuntos Legales de IMPSA, y entre 1993 y 1999 fue el principal abogado de Astra Holding. Entre 2000 y 2001, vivió en España y trabajó para Repsol S.A. como supervisor de asuntos legales en Brasil, Chile, Ecuador y Perú, además brindó asesoramiento a la unidad de negocios downstream internacional. Actualmente es director de asuntos legales de la división refinación, comercialización, química y electricidad de YPF.

Rubén Daniel Suárez,48,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es empleado de la Compañía. Anteriormente trabajó en el departamento de operaciones de Gas del Estado.

Armando Henriques, 46, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero químico graduado en el Instituto Militar de Engenharia. Tiene un Masters en Administración de Empresas de la Universidad Federal de Río de Janeiro. Es el Director Comercial Regional (América del Sur) de BG Group.

Gabriella Silvina Aguilar, 37, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Licenciada en Comercio Exterior y Administración de Empresas. También tiene una especialización en Administración de Empresas del Instituto Argentino de Negocios y otra en Gestión de Gas Natural de la Oxford University. Trabajó en el departamento de desarrollo de negocios de British Gas Argentina y, anteriormente, fue Directora de Comercialización de Gas Regional de Enron International.

Cynthia Giménez Arrillaga, 36, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Contadora Pública Matriculada y tiene una licenciatura en Administración de Empresas de la Universidad de Buenos Aires. Fue Directora de Administración y Finanzas de BG Group desde mayo de 2000, siendo responsable de la Argentina y Uruguay. Recientemente fue designada Directora General para la Argentina. Entre junio de 1998 y abril de 2000, trabajó en PricewaterhouseCoopers Buenos Aires, Argentina.

Fernando Daniel Porta, 41, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero industrial recibido en la Universidad de Buenos Aires y tiene un postgrado en administración de empresas en el Instituto Tecnológico de Buenos aires. Trabajó en la Dirección de Planeamiento Económico de ALUAR S.A. y en la Dirección de Nuevos Negocios de ASTRA CAPSA. Actualmente trabaja en la Dirección de Sociedades Vinculadas LAM de Repsol-YPF y es responsable del Negocio Eléctrico de la Compañía.

Rogelio Driollet Laspiur, 49, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de abogado. Desde abril de 2001 es Director de Negocios Corporativos de YPF S.A.. Entre 1994 y 2001 fue Abogado con funciones directivas de Eg3 SA, Eg3 Red SA y Eg3 Asfaltos. Durante 2000 fue Director de Astra CAPSA.

Funcionarios Ejecutivos

A continuación aparece la nómina de los principales funcionarios ejecutivos de la Compañía. Todos los funcionarios ejecutivos residen en la República Argentina.

Nombre	Cargo
Luis Domenech	Director General
Marcelo Figueroa	Director de Operaciones
Enrique Barruti	Director de Recursos Humanos
Fernando Aceiro	Director Comercial
Roberto Brandt	Director de Asuntos Corporativos
Eduardo Villegas Contte	Director de Administración y Finanzas
Juan Pablo Mirazón	Director de Auditoría Interna

Luis Augusto Domenech. Véase Capítulo 6: “- Directores y Funcionarios Ejecutivos – Directores”.

Marcelo Gabriel Figueroa, 37, actual Director de Operaciones de MetroGAS desde 2002. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de ingeniero industrial y tiene un masters en administración de empresas de la Universidad de El Salvador (Argentina) y la Universidad de Deusto (España). Antes de ingresar a la Compañía en diciembre de 1992, fue director de nuevos negocios de Astra, donde ocupó diversos cargos operativos y comerciales.

Enrique Barruti,55,actual Director de Recursos Humanos de MetroGAS desde 1997. Tiene más de veinte años de experiencia local e internacional en recursos humanos y, antes de incorporarse a la Compañía en julio de 1997, trabajó en Unysis Corporation, Bank of America, Banco Santander y Swift Armour S.A. Argentina. También se desempeñó como management consultant y fue profesor en la Universidad de Buenos Aires y en la Universidad Austral. El Sr. Barrutti posee un título en Economía.

Fernando Aceiro,38,actual Director Comercial de MetroGAS desde 1998. Comenzó su carrera en el departamento de producción de Alpargatas S.A.I.C.. Desde 1993 hasta 1998, trabajó en el departamento nuevos negocios de Banco de Galicia, fecha en que se incorporó a la Compañía. Se graduó en la Universidad Católica Argentina con el título de ingeniero industrial y tiene un masters en administración de empresas del Instituto de Altos Estudios Empresariales.

Roberto Brandt,47,actual Director de Asuntos Corporativos de la Compañía desde 2000. Se graduó en economía en la Universidad de Buenos Aires y tiene un masters en economía de la Universidad de Grenoble (Francia). Entre 1979 y 2000 fue analista económico y jefe de YPF, asesor de la Secretaría de Energía y consultor de temas referentes al petróleo, gas y electricidad, tanto en el ámbito local como internacional.

Eduardo Villegas Contte,47, actual Director de Administración y Finanzas de MetroGAS desde 2002. Es Contador Público recibido en la Universidad de Buenos Aires y completó estudios de postgrado en la J,L, Kellogg Graduate School of Management de la Northwestern University (EE.UU.). Antes de ingresar a la Compañía en 1994 como gerente financiero, trabajó en Arthur Andersen.

Juan Pablo Mirazón,36, actual Director de Auditoría Interna de MetroGAS desde in 1999. Es Contador Público y licenciado en administración de empresas. Trabajó en el departamento de auditoría y management advine de Arthur Andersen por más de diez años.

Comisión Fiscalizadora

Los Estatutos Sociales de MetroGAS disponen la formación de una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Compañía por el plazo de un año. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora. Véase Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”.

Conforme a los Estatutos Sociales, las reuniones de la Comisión Fiscalizadora pueden ser convocadas por cualquiera de sus miembros. El quórum para dichas reuniones quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros, y las decisiones se pueden adoptar por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, entre las funciones de la Comisión Fiscalizadora se incluyen las siguientes: asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, los Estatutos Sociales y las resoluciones de los accionistas de la Compañía, presentar a los accionistas un informe por escrito sobre los estados contables de la Compañía, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a solicitud de los tenedores de como mínimo el 2% del capital social de la Compañía. La Comisión Fiscalizadora también está autorizada a convocar a asamblea ordinaria y extraordinaria y a incluir temas en el orden del día para una reunión de Directorio o asamblea de accionistas. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora deben ser abogados o contadores públicos matriculados en virtud de la leyes argentinas. Los directores, funcionarios o empleados de la Compañía o de sus sociedades vinculadas no podrán ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.

A continuación se incluye la nómina de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora a la fecha de este Prospecto:

Nombre	Cargo	Profesión
Miguel Angel Urus	Titular	Contador
Jorge San Martín	Titular	Contador
Oscar Alberto Oroná	Titular	Abogado
Daniel Alejandro López Lado	Suplente	Contador
Alejandro Pablo Frechou	Suplente	Contador
Eduardo Raúl Germino	Suplente	Contador

Miguel Angel Urus,37, Contador Público y Licenciado en Administración de Empresas. Desde el año 1987 ha desempeñado actividades de auditoría en PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, donde formó parte del comité técnico de Contabilidad y Auditoría. Actualmente es socio de PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires.

Jorge Alberto San Martín,48,Contador Público recibido en la Universidad de Belgrano. Desde 1983, ha ocupado diferentes puestos en PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina, habiéndose especializado en el área impositiva, petróleo y gas y empresas de servicios. Actualmente es socio de Pricewaterhouse Coopers.

Oscar Alberto Oroná,56,Director de Asuntos Legales de la división petróleo y gas de YPF. El Sr. Oroná se graduó en la Universidad de Belgrano.

Daniel Alejandro López Lado,41,Contador Público. Desde 1983 ha ocupado diferentes puestos en PricewaterhouseCoopers, Buenos Aires, Argentina. Actualmente es socio de PricewaterhouseCoopers.

Alejandro Pablo Frechou,44,Contador Público, Desde 1980 desempeña actividades de auditoría en diversas empresas, habiéndose especializado en empresas petroleras, siderúrgicas y de comunicaciones. Actualmente es socio de PricewaterhouseCoopers.

Eduardo Raúl Germino,45,Contador Público graduado en la Universidad de Buenos Aires, especializado en impuestos. Entre 1987 y 1991 fue jefe de impuestos de Astra Evangelista. Entre 1991 y 2000 fue jefe de impuestos de Astra C.A.P.S.A.. Actualmente es director de impuestos de YPF.

Comité de Auditoría

De conformidad con el Decreto N° 777/2001, la CNV dictó la Resolución Nº 400, de fecha 26 de marzo de 2002 y la Resolución Nº 402, de fecha 25 de abril de 2002, que establece el criterio preliminar para la creación de Comités de Auditoría. Por lo tanto, la Compañía debe establecer un Comité de Auditoría integrado por un mínimo de tres directores, cuya mayoría (es decir por lo menos dos de ellos) deben ser directores independientes de la Compañía y de los accionistas controlantes y no pueden ocupar ningún cargo ejecutivo en MetroGAS. De conformidad con la Resolución Nº 402 de la CNV, el Comité de Auditoría debe constituirse a más tardar el 28 de mayo de 2004. A la fecha de este Prospecto no se ha solicitado su constitución. De conformidad con lo dispuesto por la Resolución Nº 402, de fecha 27 de mayo de 2003, el Directorio el Estatuo del Comité de Auditoría.

Teniendo en cuenta los desarrollos de las reglamentaciones locales y leyes americanas referentes al gobierno societario, el 10 de mayo de 2002 el Directorio de MetroGAS estableció una Comité de Auditoría provisorio que permanecerá hasta que se establezca el Comité de Auditoría definitivo de acuerdo con el Decreto 677/2001. El Comité de Auditoría provisorio tiene como función: (1) mantener un adecuado sistema de control; (2) supervisar las actividades de administración de riesgos; (3) supervisar el cumplimiento de las leyes y reglamentaciones; (4) revisar la información contable de la Compañía y supervisar el cumplimiento de los principios de contabilidad generalmente aceptados; (5) supervisar las actividades de auditoría interna; (6) controlar el proceso de auditoría externa; y (7) supervisar y garantizar un comportamiento ético.

El Directorio designa los miembros de dicho Comité de Auditoría y puede aumentar o reducir el número de sus integrantes. Las funciones de los miembros no pueden ser delegadas.

Los actuales miembros del Comité de Auditoría son Luis Domenech, Graham John Cockroft y Vito Sergio Camporeale, Véase Capítulo 6: “- Directores, Funcionarios Ejecutivos y Empleados – Directores y Funcionarios Ejecutivos”.

Otros Cargos

El siguiente cuadro muestra los cargos de los miembros del Directorio en otras empresas a la fecha del presente Prospecto:

Nombre	Profesión	Empresa	Cargo
Ricky Lynn Waddell	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A. Vicepresidente Ejecutivo y Managing Director de BG Group
Luis Augusto Domenech	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A.
Marcelo Gabriel Figueroa	Ingeniero	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A.
Antony Seigel	Ingeniero	BG Group	Director de Operaciones Downstream de BG Group
Graham John Cockroft	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A BG GNV do Brasil Ltda.. Comgas TBG	Director de Gas Argentino S.A. Delegado – Asesor de Gerencia Administrativa. Miembro Permanente del Consejo de Administración
Vito Sergio Camporeale	Contador Público	YPF S.A., Gas Argentino S.A.; MEGA S.A.; Central Dock Sud S.A.; Dock Sud S.A.; Caveant S.A., Petroken S.A.	Director de Sociedades Participadas LAM en YPF S.A. Director de GAS ARGENTINO S.A.; Presidente de Compañía MEGA S.A.; Presidente de Central Dock Sud S.A.; Director de Inversora Dock Sud S.A.; Director de Caveant S.A. Subdirector de Petroken S.A.
Teodoro Miguel Marco	Abogado	YPF S.A.	Gerente de Gas y LPG del Departamento Legales de YPF S.A.
Victor José Sardella	Ingeniero Industrial	Pluspetrol Energy S.A.; Dock Sud,; Central Dock Sud, S.A.; Inversora Dock Sud, S.A.; GASA	Gerente General de Pluspetrol Energy S.A. Director de Central Dock Sud S.A., Vicepresidente de Central Dock Sud S.A. Director de Inversora Dock Sud S.A. Director de GASA S.A.
Nestor Omar Grancelli	Consultor	Nación Seguros SA	Director de Nación Seguros SA
Armando Henriques	Ingeniero Químico	BG Group (Sudamérica); Gasoducto Cruz del Sur; COMGAS TBG,	Gerente Comercial Regional de BG Group (Sudamérica), Presidente del Directorio de Gasoducto Cruz del Sur, Miembro del Directorio de COMGAS y TBG,
Cristian Marcaida	Ingeniero Mecánico	BG Group Argentina	Business Development en BG Argentina
Gabriela Silvina Aguilar	Licenciado en Administración de Empresas y Comercio Exterior	BG Group Argentina	Departamento de Business Development de BG Argentina
Cynthia Gimenez Arrillaga	Licenciado en Administración de Empresas y Comercio Exterior	BG Group; BG Group Argentina	Gerente de Administración y Finanzas de BG Group, Director General de BG Argentina
Simon Timothy Moffatt	Contador	ComGas Conselho Fiscal	Miembro de ComGas Conselho Fiscal
José Daniel Rico	Abogado	YPF S.A.	Gerente Legal de los sectores de Refinería, Marketing, Química y Electricidad de YPF S.A.,
Fernando Daniel Porta	Ingeniero	GASA; MEGA SA,; Inversora Dock Sud SA, Central Dock Sud SA,	Subdirector de GASA y MEGA SA, Director de Inversora Dock Sud SA, y Central Dock Sud SA,
Rogelio Driollet Laspiur	Abogado	YPF S.A.	Gerente de Asuntos Corporativos de YPF

B. Remuneración

La legislación argentina dispone que el monto anual máximo que pueden percibir todos los directores (incluyendo aquéllos que desempeñan funciones ejecutivas) en concepto de remuneraciones respecto de un ejercicio económico, no puede exceder el 5% de las ganancias netas correspondientes a dicho ejercicio si la Compañía no paga dividendos respecto de dichas ganancias netas, porcentaje que se incrementa hasta un 25% de las ganancias netas en base al monto de dichos dividendos, en caso de que la Compañía decidiera su pago. De acuerdo con las leyes argentinas, la remuneración de los directores que desempeñan funciones ejecutivas y de los otros directores y síndicos requiere la previa aprobación de los accionistas de la Compañía. En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, el monto total de remuneración de todos los directores titulares y suplentes y de los funcionarios ejecutivos pagados o devengados en dicho ejercicio por los servicios prestados en los caracteres invocados fue de aproximadamente Ps. 4,5 millones, incluyendo los montos reservados para jubilaciones o pensiones, retiros o beneficios similares.

C. Directorio

Las leyes argentinas y los Estatutos Sociales establecen los deberes y responsabilidades del Directorio de MetroGAS.

El Directorio está integrado por un mínimo de nueve directores titulares y directores suplentes. Los directores titulares y suplentes se desempeñan por períodos renovables de un año y son elegidos en las asambleas extraordinarias de accionistas, que se celebran junto con las asambleas ordinarias de accionistas de la Compañía. El Directorio se reúne trimestralmente según lo previsto por las leyes argentinas y toda vez que lo solicita cualquier miembro del directorio.

La Compañía cuenta con una Comisión Fiscalizadora que supervisa la actividad de la dirección. Véase Capítulo 6: “--Directores y Funcionarios Ejecutivos – Comisión Fiscalizadora”.

Ninguno de los directores ni de los principales funcionarios ejecutivos ha celebrado ningún convenio de trabajo con la Compañía.

D. Empleados

Al 31 de diciembre de 2002, la Compañía tenía 1.003 empleados a tiempo completo y dos empleados temporarios, una reducción de aproximadamente un 49% desde la Fecha de Toma de Posesión.

El siguiente cuadro muestra el número de empleados por departamento al 31 de diciembre de 2002:

Departamento	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 2002
Dirección General	43
Operaciones	416
Recursos Humanos	57
Comercial	381
Asuntos Societarios	15
Administración y Finanzas	93
Total	1.005

El 28 de diciembre de 1992, se transfirieron 1.975 empleados de Gas del Estado a MetroGAS. En febrero de 1975, la Compañía anunció el plan de retiro voluntario al que se acogieron 1.268 empleados, lo que significó un costo de Ps. 36,7 millones para la Compañía. La Compañía ha amortizado dichos costos durante los últimos cinco años, concluyendo en diciembre de 2000. El plan de retiro voluntario fue parte de un plan para reducir costos, lograr un nivel de personal coherente con las normas de la industria internacional y reestructurar la organización interna de la Compañía.

Al 28 de diciembre de 1992, aproximadamente el 90% de los empleados de la Compañía pertenecía a uno de los tres sindicatos que agrupan a los trabajadores, supervisores y personal superior. Debido a la naturaleza de “servicio público” de los servicios y según se establece en la Ley de Reforma Laboral (Ley Nº 25.250), la Compañía ha convenido con el Sindicato Capital, un gremio que representa a la totalidad de los empleados que no desempeñan tareas de supervisión pertenecientes a un sindicato, que sus miembros prestarán el nivel mínimo de las actividades requeridas para impedir la interrupción del servicio. Al 31 de diciembre de 2002, aproximadamente el 32,5% de los empleados de la Compañía estaba afiliado al Sindicato Capital, aproximadamente el 0,1% era miembro de la Asociación de Personal Jerárquico (la "APJ"), aproximadamente el 0,2% era miembro de la Unión del Personal Superior (“UPS”) y el resto del personal no estaba afiliado a ningún sindicato, incluyendo los directores ejecutivos. En el pasado la Compañía firmó convenios colectivos de trabajo con UPS, pero en la actualidad no mantiene ningún convenio colectivo de trabajo con esta entidad. El convenio colectivo de trabajo con APJ celebrado en 1993 continúa vigente. En marzo de 2003 se celebró un convenio de esta naturaleza con el Sindicato Capital.

La Compañía considera que las relaciones que actualmente mantiene con sus trabajadores son buenas y positivas. No han habido huelgas o paros iniciados por los empleados de la Compañía desde su constitución. No obstante ello, no puede garantizarse que no vayan a surgir conflictos con los sindicatos o los empleados en el futuro. La Compañía no puede prever los efectos que cualquier conflicto podrían tener sobre la Compañía.

E. Participación Accionaria

A la fecha de este Prospecto, Rubén Daniel Suárez, uno de los directores suplentes de la Compañía, es titular de un total de 91.187 Acciones Clase C. Esta participación accionaria representa menos del 1% de las acciones de MetroGAS. Ningún otro director o funcionario ejecutivo posee acciones de la Compañía a la fecha del presente Prospecto.

CAPÍTULO 7. PRINCIPALES ACCIONISTAS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES VINCULADAS

A. Principales Accionistas

Las acciones de la Compañía se dividen en tres clases de acciones ordinarias, con un valor nominal de Ps. 1 por acción: (1) Acciones Clase A representativas del 51% del capital social de la Compañía, (2) Acciones Clase B representativas del 39% del capital social de la Compañía y (3) Acciones Clase C representativas del 10% del capital social de la Compañía. Cada clase de acciones otorga derecho a un voto. A continuación se consigna la cantidad de acciones en circulación por cada clase a la fecha de este Prospecto:

Clase	Cantidad de acciones
Clase A	290.277.316
Clase B	221.976.771
Clase C	56.917.121

El siguiente cuadro muestra los accionistas de la Compañía y sus respectivas tenencias accionarias al 31 de diciembre de 2002.

Accionistas	Clase de Acciones	Cantidad de Acciones Mantenidas	% aproximado por Clase	% aproximado de Acciones en Circulación
Gas Argentino	A	290.277.316	100,0%	51,0%
Gas Argentino	B	108.142.529	48,7%	19,0%
British Gas International B.V.	B	38.941.720	17,5%	6,8%
Inversores Privados	B	74.892.522	33,7%	13,2%
PPP(a)	C	56.917.121	100,0%	10,0%
Total		569.171.208		100,0%

_______________

Notas:

• 1. Las Acciones Clase C fueron separadas por el Gobierno Nacional y entregadas a los empleados que reunían las condiciones conforme al Programa de Propiedad Participada. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Antecedentes y Evolución - Privatización de Gas del Estado y Creación de MetroGAS.”

En noviembre de 1994, la Compañía completó una oferta internacional de 93.500.000 Acciones Clase B (la “Oferta Combinada”), conformada por 5.610.000 American Depositary Shares –acciones de depósito en custodia, colocadas fuera de la Argentina y 37.400.000 Acciones Clase B colocadas en la Argentina. Todas las Acciones Clase B de la Oferta Combinada fueron vendidas por el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos. Las acciones Clase B vendidas en la Oferta Combinada representaban aproximadamente el 18,2% del capital social en circulación de la Compañía. Como resultado de la Oferta Combinada, el porcentaje de titularidad de acciones de la Compañía del Gobierno Nacional se redujo del 20% al 1,8% aproximadamente. En enero de 1997, el Gobierno Nacional vendió las participaciones accionarias remanentes en la Compañía a inversores privados.

Gas Argentino

Gas Argentino, una sociedad anónima constituida en la Argentina, cuyo objeto, de acuerdo con sus estatutos sociales, es ser una sociedad de inversión [sociedad holding] en relación con su participación en MetroGAS, es titular del 70% de las acciones de la Compañía, incluyendo la totalidad de las Acciones Clase A (representativas del 18,7% del capital social de la Compañía) y de aproximadamente el 49% de las Acciones Clase B (representativas del 18,7% del capital social de la Compañía). Las Acciones Clase B de MetroGAS representan en total el 39% de las acciones de la Compañía. Gas Argentino controla la política de dividendos de MetroGAS y, en consecuencia, tiene autoridad para aprobar o desaprobar la declaración, el monto y pago de los dividendos de la Compañía sujeto a las leyes aplicables.

Gas Argentino, de acuerdo con los términos del Pliego y desde el 9 de febrero de 1999, tiene la libre disposición de sus Acciones Clase B, estando obligada a mantener sus Acciones Clase A durante el término que dure la Licencia, salvo que el ENARGAS apruebe lo contrario según se detalla en otro capítulo del presente. Desde el 28 de diciembre de 1995, el ENARGAS puede autorizar la transferencia por parte de Gas Argentino de sus Acciones Clase A a un adquirente que pase a ser titular de la totalidad de las Acciones Clase A de MetroGAS (i) si dicha transferencia no afecta la calidad del servicio prestado por MetroGAS y (ii) si se realiza en una operación en la se encuentre vigente el Contrato de Asistencia Técnica existente o un nuevo acuerdo aprobado por el ENARGAS. Las restricciones mencionadas rigen en caso de dilución de las tenencias accionarias de Gas Argentino en MetroGAS por causa de la emisión de acciones o por cualquier otra causa.

Gas Argentino puede solicitar la autorización del ENARGAS para liquidar sus activos y distribuir sus acciones en MetroGAS entre sus accionistas. Dicha aprobación podrá ser otorgada en caso de que el ENARGAS determine que las condiciones del mercado de capitales son apropiadas para hacerlo y si dicha operación no fuera a afectar en forma adversa el interés público en general.

El siguiente cuadro muestra la titularidad de las acciones en Gas Argentino al 31 de diciembre de 2002:

____Accionista____	Porcentaje de Acciones Ordinarias en Circulación de Gas Argentino___	Porcentaje de Participación Indirecto en _____MetroGAS____
BGI	54,67%	38,27%
YPF	45,33%	31,73%
Total	100,00%	70,00%

A continuación, se incluye una breve descripción de los accionistas de Gas Argentino.

BGI

BGI es una sociedad totalmente controlada de BG Group. BG Group es una sociedad que surgió de la privatización realizada por el gobierno británico en 1986 y de sucesivas reestructuraciones de los accionistas. BG Group posee y opera uno de los sistemas de transporte de gas más extensos del mundo, y asimismo es una empresa líder en tecnología e investigación a la vez que provee asesoramiento y asistencia técnica en todo el mundo.

YPF

YPF es una subsidiaria de Repsol YPF S.A., el titular directo del 98,99% del capital social de YPF. Repsol YPF S.A. es una empresa integral de petróleo y gas dedicada a todos los negocios relacionados con el petróleo, incluyendo, la exploración, desarrollo y producción de petróleo crudo, producción de gas natural, transporte y refinación de petróleo crudo, producción de subproductos del petróleo y comercialización de crudo, subproductos, petroquímicos y LPG.

Convenio de Accionistas

Los tenedores de las acciones ordinarias de Gas Argentino han celebrado un Convenio de Accionistas (el "Convenio de Accionistas") que contiene disposiciones acerca de las mayorías y porcentajes de votos necesarios para que Gas Argentino o MetroGAS realicen determinados actos, incluyendo: reformar los Estatutos Sociales de Gas Argentino o MetroGAS, la Licencia de la Compañía o el Contrato de Asistencia Técnica; decidir nuevos aumentos, aportes o reducciones de capital; aprobar reestructuraciones del capital social; llevar a cabo adquisiciones o joint ventures; iniciar nuevos negocios diferentes de la distribución de gas, y acordar ventas o alquileres de bienes, otorgar prórrogas de créditos, solicitar préstamos de dinero y contraer otras obligaciones contractuales que superen el máximo permitido en el Convenio de Accionistas.

El Convenio de Accionistas otorga el derecho de opción preferente de compra en favor de otros accionistas titulares de acciones ordinarias de Gas Argentino, en caso de que otro accionista tenga intención de vender sus acciones ordinarias en Gas Argentino, mediante el cual cada uno de los restantes accionistas que no venden su participación tiene derecho a comprar las acciones ofrecidas.

Tenencia Accionaria y Cantidad de Tenedores Registrales en el País Receptor

A continuación se incluye la cantidad de acciones de cada clase de la Compañía mantenidas por los accionistas en la Argentina y otros países fuera de la Argentina al 31 de diciembre de 2002:

País	Clase	Cantidad
Argentina	A	290.277.316(a)
	B	169.117.440(b)
	C	56.917.121
Otros países	B	52.859.331

______

Notas:

(a) En poder de Gas Argentino.
(b) 108.142.529 de estas Acciones Clase B pertenecen a Gas Argentino.

Al 31 de diciembre de 2002, MetroGAS tenía 880 tenedores registrales en la Argentina y 63 en otros países.

B. Operaciones con Partes Vinculadas

La Compañía ha celebrado una serie de contratos técnicos y otros acuerdos con BG Group. De conformidad con las disposiciones contempladas en la Licencia, la Compañía celebró un Contrato de Asistencia Técnica con BG Group como Operador Técnico, comprometiéndose a pagarle un honorario de asistencia técnica anual por los servicios prestados en virtud de dicho contrato. La Compañía devengó honorarios por aproximadamente Ps. 5,3 millones, Ps. 11,3 millones y Ps. 18 millones en virtud del Contrato de Asistencia Técnica durantes los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente. Asimismo, la Compañía pagó a BG Group o a sus subsidiarias aproximadamente Ps. 4,4 millones, Ps. 3 millones y Ps. 3,2 millones en concepto de sueldos, gastos y otros costos relacionados con la colocación en MetroGAS de gerentes de BG Group durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente, en virtud de un Contrato de Suministro de Mano de Obra celebrado entre la Sociedad y BG Group. BG Group, a través de BGI, controla indirectamente el 54,67% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de la Compañía. Debido a la situación financiera, la Compañía no pagó los montos adeudados a BG Group bajo el Contrato de Asistencia Técnica desde el 1º de abril de 2002 hasta el 31 de diciembre de 2002. Se retomaron los pagos conforme a este contrato según su modificación, en abril de 2003. Véase Capítulo 4: “Información sobre la Compañía – Panorama de Negocios – Contratos con BG Group – Contrato de Asistencia Técnica”.

La Compañía ha adquirido gas de YPF en el curso habitual de sus actividades. Al 31 de diciembre de 2002, YPF era titular del 45,33% del capital social de Gas Argentino. La Compañía pagó a YPF cerca de Ps. 47,7 millones y Ps. 83,8 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002 y 2001, respectivamente, por compras de gas. Al 31 de diciembre de 1999, Astra era titular, directa e indirectamente, del 45,33% del capital social de Gas Argentino, que posteriormente pasó a ser propiedad de YPF. La Compañía pagó cerca de Ps. 179,8 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 por las compras de gas de Astra y sus sociedades vinculadas,

En virtud de la Ley del Gas y el Decreto Nº 1.738/1992, los particulares o grupos productores de gas que sean accionistas controlantes de Gas Argentino tienen vedado suministrar (ya sea directa o indirectamente a través de otros productores o revendedores) más del 20% del total de gas comprado por la Compañía en un mes determinado. BG Group no es un productor de gas en la Argentina. Por otra parte, la Compañía tiene vedado otorgar tratamiento preferencial a los accionistas de Gas Argentino. La dirección ha manejado y tiene la intención de continuar manejando las compras de gas y otros aspectos del negocio de un modo que no sea contrario a dichas restricciones.

Asimismo, durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, el total de gastos devengados por la Compañía en relación con ciertos contratos de transporte con Gas Natural Ban S.A., indirectamente relacionada con YPF (al 31 de diciembre de 2001) y Astra (al 31 de diciembre de 2000), ascendieron a aproximadamente Ps. 17,3 millones, Ps. 28,9 millones y Ps. 22,7 millones, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2000, la Compañía pagó cerca de Ps. 2,9 millones en concepto de honorarios por servicios de mantenimiento y reparación según contratos celebrados con Astra Evangelista S.A., indirectamente vinculada con Astra.

La Compañía proporcionó gas y servicios de transporte y distribución por aproximadamente Ps. 2,3 millones, Ps. 4,4 millones y Ps. 13 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2002, 2001 y 2000, respectivamente, a empresas directa o indirectamente vinculadas con YPF (al 31 de diciembre de 2002 y 2001) y Astra (al 31 de diciembre de 2000), incluyendo Central Dock Sud S.A., EG3 Red S.A., EG3 S.A., YPF S.A., YPF Gas S.A., Gas Natural BAN S.A. y Operadora de Estaciones de Servicio S.A..

La dirección de MetroGAS considera que la totalidad de las operaciones que ha llevado a cabo con partes vinculadas se negociaron en base a condiciones de mercado no menos favorables para la Compañía que las que podría obtener en operaciones celebradas con terceros.

Para mayor información sobre ciertas operaciones con partes vinculadas, véase Nota 6 de los Estados Contables Anuales de MetroGAS y el Capítulo 6: “Directores, Funcionarios Ejecutivos y Empleados – Directores y Funcionarios Ejecutivos – Contratos Comerciales”.

C. Intereses de Profesionales y Asesores Legales.

No corresponde.

CAPÍTULO 8. INFORMACIÓN CONTABLE

Estados Contables Consolidados y Otra Información Contable

Los Estados Contables de la Compañía se presentan formando parte de este Prospecto.

Cuestiones Legales

Traslado a las Tarifas - Impuesto a los Ingresos Brutos

Con anterioridad a la privatización de Gas del Estado, las jurisdicciones en las cuales estaban ubicadas las áreas de servicio de MetroGAS (la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires) gravaban con el impuesto a los ingresos brutos la porción de la facturación de Gas del Estado a sus clientes que reflejaba el margen de distribución de Gas del Estado. Las tarifas de MetroGAS se fijaron en la suposición de que serían gravadas de la misma forma. En 1993 la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires comenzaron a aplicar el impuesto a los ingresos brutos sobre una porción de la facturación de MetroGAS a sus clientes que reflejaba la suma del margen de distribución de la Compañía más sus costos de transporte y suministro de gas. Con fecha 20 de marzo de 1997, y de conformidad con la Ley del Gas y los decretos decretos relacionados con la misma, MetroGAS solicitó autorización al ENARGAS para trasladar a sus clientes los mayores montos pagaderos por MetroGAS como resultado de ese cambio.

El 15 de agosto de 1997, por medio de la nota N° 2.966, el ENARGAS informó a la Compañía que el Ministerio de Economía y Obras Públicas y Servicios había resuelto sobre la base de los distintos dictámenes emitidos por la Dirección de Rentas de la Provincia de Buenos Aires que efectivamente había habido un cambio en el impuesto a los ingresos brutos gravados por la provincia de Buenos Aires. Como consecuencia de ello, el ENARGAS autorizó la aplicación de un “mecanismo de ajuste de tasa no recurrente” contemplado bajo el Marco Regulatorio por variaciones en los costos originados por cambios en la legislación impositiva.

El 17 de noviembre de 1997, luego de haber efectuado una auditoría de la presentación realizada por MetroGAS en relación con el impuesto a los Ingresos Brutos aplicado por la Provincia de Buenos Aires desde el mes de enero de 1993 al 31 de diciembre de 1997, el ENARGAS dictó la Resolución 544/97 por la cual autorizó a MetroGAS a trasladar a las tarifas los montos reclamados. Asimismo, la citada Resolución estableció un lapso para el recupero de las sumas no trasladadas a los clientes desde el 13 de enero de 1998, fecha en la cual el ENARGAS aprobó la aplicación del mecanismo de ajuste no recurrente de la tasa (el “Mecanismo de Ajuste”).

Con fecha 12 de enero de 1998, el ENARGAS emitió la Nota Nº 108, que dispuso el Mecanismo de Ajuste hasta el 31 de diciembre de 1997. En dicha nota el ENARGAS autorizó a la Compañía el recupero de intereses a una tasa equivalente al 6% anual sobre los montos subfacturados durante el período comprendido entre enero de 1993 y diciembre de 1997. Las sumas resultantes de reflejar sobre las tarifas la diferencia en la base imponible para el cálculo del Impuesto a los Ingresos Brutos en la Provincia de Buenos Aires acumuladas durante el período mencionado anteriormente, neta de los montos previamente recuperados, ascienden a $14,6 millones, y han sido incluidas bajo “Otros Ingresos” en el estado de resultados de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997. Asimismo, los intereses devengados por los montos originales acumulados al 31 de diciembre de 1997, calculados a la tasa de interés definida en la Nota Nº 108 emitida por el ENARGAS, totalizan Ps. 2,2 millones y han sido incluidos como Resultados Financieros y por Tenencia en el estado de resultados de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997. Teniendo en cuenta el plazo de recupero dispuesto por el ENARGAS para el monto de Ps.16,8 millones acumulado al 31 de diciembre de 1997, dicha entidad dispuso por Nota Nº 108 que tales montos devenguen un interés del 9,5% anual sobre las sumas no recuperadas al final de cada ejercicio social de la Compañía. Ese recupero se detalla en un renglón separado de la factura de gas, y corresponde a los usuarios ubicados en la Provincia de Buenos Aires.

Con fecha 20 de marzo de 1998, la Compañía requirió al ENARGAS autorización para trasladar a las tarifas las variaciones de costo resultantes del incremento del Impuesto a los Ingresos Brutos en la Ciudad de Buenos Aires. El 14 de julio de 2000 el ENARGAS desestimó la pretensión de MetroGAS a través de la Resolución Nº 1787. El 23 de agosto de 2000, la Compañía apeló esa decisión. La cuestión está aún pendiente de resolución por el ENARGAS.

Impuesto de Sellos

La Compañía puede estar sujeta a ciertas obligaciones resultantes de reclamos del impuesto de sellos.

El impuesto de sellos es aplicado por la mayoría de las provincias de la Argentina sobre documentos que evidencian la realización de transacciones, tales como escrituras públicas, hipotecas, contratos y cartas de aceptación. Los contratos celebrados fuera de una provincia estarían sujetos al impuesto en esa jurisdicción si el contrato tiene efectos dentro de esa provincia. Debido a la naturaleza instrumental del impuesto de sellos, se aplica solamente a documentos instrumentado por escrito (a) que contengan una oferta y una expresa aceptación por la otra parte en el mismo documento, o (b) que estén instrumentados mediante un intercambio de cartas por las cuales la carta de aceptación contenga o re-exprese los principales términos del acuerdo. MetroGAS opera con diversas compañías de gas y de transporte a través de intercambio de cartas con aceptación a través de la ejecución (los "Contratos de Aceptación Tácita"). En opinión de la Compañía, no corresponde aplicar el impuesto de sellos a dichos contratos. Aunque la mayoría de los códigos fiscales de las provincias disponen que el impuesto de sellos solo puede aplicarse a contratos de los tipos descriptos en los apartados (a) y (b) precedentes, en los últimos años muchas provincias han comenzado a cuestionar la utilización de Contratos de Aceptación Tácita, dando lugar a gran variedad de litigios con el fin de someter los Contratos de Aceptación Tácita al impuesto de sellos.

El 26 de enero de 2000, las autoridades impositivas de la provincia de Neuquén informaron a la Compañía que es responsable del impuesto a los sellos por hasta la suma de Ps. 14,5 millones, respecto de Contratos de Aceptación Tácita, entre MetroGAS y varios proveedores de gas, celebrados con posterioridad a la privatización de Gas del Estado. El 4 de abril de 2001, las autoridades impositivas de la Provincia de Neuquen notificaron a la Compañía su decisión final respecto de los contratos transferidos por Gas del Estado a la Compañía y celebrados con anterioridad a la privatización de Gas del Estado, de los cuales la Compañía es supuestamente responsable por un monto de Ps. 48,1 millones (incluyendo punitorios e intereses). Asimismo, la Provincia de Neuquen sostuvo que la Compañía es responsable del impuesto a los sellos por la suma de Ps 23,8 millones (incluyendo multas e intereses). Además, la Provincia de Neuquen sostiene que la Compañía es responsable por el impuesto de sellos de Ps. 23,8 millones (incluidos multas e intereses) respecto de contratos de transporte celebrados con posterioridad a la privatización de Gas del Estado.

La Compañía ha iniciado una acción declarativa contra la Provincia de Neuquén ante la Suprema Corte de Justicia a fin de determinar la validez de los reclamos efectuados por la Provincia de Neuquén y para solicitar a la Suprema Corte, sobre la base de casos similares, que ordene una medida cautelar contra la Provincia de Neuquen respecto de dichos reclamos. La Corte Suprema hizo lugar a la solicitud y ordenó a Neuquén no cobrar el impuesto de sellos.

Más aún, el 6 de abril de 2001, TGS informó a la Compañía la decisión final adoptada por la Provincia de Río Negro en relación con los contratos transferidos por Gas del Estado y celebrados entre la Compañía y TGS antes y después de la privatización de Gas del Estado, estableciendo que la Compañía es responsable por un monto de hasta Ps 148,2 millones (incluyendo multas e intereses). Consecuentemente, TGS interpuso una acción declarativa contra la Provincia de Río Negro ante la Corte Suprema que dictó una medida cautelar como consecuencia de la cual la Provincia de Río Negro ha suspendido todos los juicios de cobranza hasta que la Corte Suprema emita una sentencia definitiva.

El Ministerio de Economía ha reconocido, en una carta fechada el 7 de octubre de 1998, la responsabilidad del Gobierno Nacional por el impuesto de sellos devengado con anterioridad al 28 de diciembre de 1992, fecha de la privatización de Gas del Estado.

El ENARGAS ha notificado a la Compañía y al Ministerio de Economía que el impuesto de sellos no había sido considerado a los fines de establecer las tarifas de distribución iniciales y que, si la Corte Suprema confirma el pago del impuesto de sellos respecto de los Contratos de Aceptación Tácita, el impuesto de sellos debería ser considerado un nuevo impuesto que debería ser trasladado a las tarifas. El ENARGAS también ordenó a todas las compañías de distribución y transporte de gas iniciar procesos administrativos y/o judiciales para hacer frente a los reclamos de la Provincia de Neuquén respecto del impuesto de sellos.

No se puede asegurar que se vaya a confirmar la aplicación del impuesto de sellos por las Provincias de Neuquén y Río Negro sobre los contratos anteriores a la privatización del Gas del Estado o sobre los Contratos de Aceptación Tácita de la Compañía firmados después de la privatización, o si la Compañía será indemnizada por el Gobierno Nacional respecto del impuesto de sellos anterior a la privatización o si la Compañía podrá recuperar mediante aumentos de las tarifas el impuesto de sellos sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados después de la Fecha de Toma de Posesión. No se puede asegurar que no se inicien o presenten nuevos reclamos o juicios impositivos contra la Compañía por el impuesto de sellos. MetroGAS no ha creado ninguna reserva para cubrir los actuales y potenciales reclamos por impuesto de sellos. Dado que este tipo de juicios no se limita a MetroGAS sino que involucra a toda la industria del gas, la resolución de esta controversia puede implicar un acuerdo general o un cambio de la legislación.

Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires – Ocupación de Espacios Públicos

El marco regulatorio establece que las variaciones de costo resultantes de cambios en las normas impositivas deberán ser trasladadas a las tarifas de la Compañía.

La Licencia de MetroGAS establece que la misma tiene derecho a ocupar y utilizar sin cargo todas las calles, avenidas, parques, puentes, caminos y otros espacios públicos, incluyendo el subsuelo y el espacio aéreo, necesarios para instalar el equipamiento para el servicio concesionado, incluyendo líneas de comunicación e interconexión a terceros.

En 1997, MetroGAS y varias otras empresas de servicios públicos celebraron un acuerdo para la coordinación de las obras en espacios públicos (“Contrato de Obras en la Vía Pública” o “SWA”) con el gobierno de la Ciudad de Buenos Aires (“GCBA”). En virtud de dicho acuerdo, MetroGAS acordó pagar al GCBA Ps. 0,5 millones por año , como compensación de los costos de inspección de las obras en la vía pública.

En 1998, el GCBA creó una tasa de ocupación de la vía pública, aplicable (entre otros) a los gasoductos, que fue incluido en los presupuestos anuales de la ciudad. Esa tasa ha sido objetada por las empresas de servicios públicos y no se ha pagado.

Desde el año 2000 en adelante, el GCBA incluyó en su presupuesto una tasa por estudio, revisión, e inspección de obras en la vía pública aplicable (entre otros) a los gasoductos. Aunque el Contrato de Obras en la Vía Pública se mencionó expresamente como precedente, el monto del impuesto fue aumentado unilateralmente por el GCBA.

El 26 de enero de 2001, el ENARGAS informó a la Compañía que en el caso de la tasa por estudio, revisión, e inspección de obras en la vía pública, la Compañía debería demostrar el impacto de los cambios sobre los precios finales al usuario, mientas que en el caso de la tasa de ocupación de la vía pública, debería impugnar la validez del nuevo tributo, ambas acciones a través de procedimientos administrativos y acciones judiciales. El ENARGAS también informó al GCBA que todo cambio de la legislación debería ser tratado como un costo trasladable y debería ser absorbido por los consumidores de la jurisdicción en la cual se introdujeran dichos cambios.

El 30 de abril de 2001, el GCBA envió una carta reclamando el pago de la tasa por estudio, revisión, e inspección de obras en la vía pública, seguido de un reclamo formal el 16 de mayo de 2001 por Ps. 5,2 millones para 2000.

Además del monto reclamado el 16 de mayo de 2001, el 2 de diciembre de 2002 el GCBA presentó un reclamo por escrito respecto de la tasa por estudio, revisión e inspección de obras en espacios públicos, por un monto de Ps. 7,7 millones en relación con los años 2000 y 2001. Posteriormente, el GCBA reclamó dicho monto para 2002 y también reclamó los montos impagos relacionados con un contrato celebrado en 1997 (Ps. 0,7 millones y Ps. 0,3 millones, respectivamente). La Compañía presentó un recurso administrativo contra ambos reclamos.

El 12 de mayo de 2003, el GCBA reclamó el pago de la tasa por ocupación de espacios públicos por el período entre 1998 y 2003, por el monto total de Ps. 16,3 millones, pagadero por la Compañía el 31 de mayo de 2003. La Compañía presentó un recurso administrativo contra este reclamo. Asimismo, la Compañía notificó al ENERGAS, como primer paso para la solicitud de inclusión en la tarifa pagada por los clientes en la ciudad de Buenos Aires de los montos que se le exigen como consecuencia de estos reclamos.

Además del monto reclamado en la acción judicial iniciada el 16 de mayo de 2001, el 2 de diciembre de 2002, el GCBA realizó una solicitud por escrito en relación con la tasa por ocupación de espacio público por un monto de Ps. 7,7 millones relacionada con los años 2000 y 2001, y posteriormente en una acción judicial el GCBA reclamó dicho monto para el año 2002 y también reclamó una tasa por ocupación de espacio público en relación con un Acuerdo celebrado en 1997 (Ps. 0,7 millones y Ps. 0,3 millones, respectivamente). MetroGAS interpuso un recurso de reconsideración de ambos reclamos

El 12 de mayo de 2003, el GCBA volvió a reclamar el pago de la tasa de ocupación de espacio público para el período 1998 a 2003 por un monto total de Ps. 16,3 millones, pagadera el 31 de mayo de 2003. MetroGAS interpuso un recurso de reconsideración de este reclamo. Asimismo, MetroGAS ha iniciado acciones legales respecto de esta demanda del GCBA.

MetroGAS ha objetado permanentemente la validez legal de la tasa de ocupación de espacio público y ha insistido en que el monto aplicable en concepto de tasa por estudio, revisión, e inspección de obras en la vía pública debe ser el que se estableció en el Contrato de Obra Pública que la Compañía pagó regularmente.

No obstante, MetroGAS continúa sus negociaciones con el CGBA en estas cuestiones. No se puede asegurar el resultado de tales negociaciones o si otras jurisdicciones pueden reclamar tasas similares.

La Compañía también ha sido objeto de reclamos similares por pequeños montos de parte de municipalidades de la Provincia de Buenos Aires, algunas de las cuales ha pagado.

Multas

En virtud de la Resolución de ENARGAS No. 2778, del 7 de enero de 2003, el ENARGAS determinó que el monto de Ps. 3,8 millones eran cargos cobrados indebidamente por la Compañía a sus clientes y la multó en la suma de Ps. 0,5 millones en razón de dicho cobro. El 12 de febrero de 2003, MetroGAS impugnó dicha Resolución iniciando el procedimiento administrativo pertinente respecto de la fundamentación de dicha Resolución y la tasa de interés aplicada a nuestra multa (recurso de reconsideración y alzada en subsidio). MetroGAS ha creado una reserva para cualquier eventual obligación que pueda tener basada en lo que considera que razonablemente puede llegar a ser el monto.

Impuesto a las Ganancias – Deducción por Deudas Incobrables

El 5 de noviembre de 2002, MetroGAS fue notificada por la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”) de su resolución de oficio, rechazando las deducciones por deudas incobrables de las declaraciones de impuestos de la Compañía de los años 1996 y 1997 y ordenando aumentos de la obligación fiscal para esos años, de $0, 9 millones y $1,6 millones respectivamente.

La AFIP rechazó las pruebas que había aplicado la Compañía para determinar si una cuenta incobrable era deducible (la desaparición del deudor verificada por el cambio del nombre bajo el cual se lleva la cuenta correspondiente o la remoción de un medidor del domicilio de un cliente que adeude a la Compañía menos de $ 1.000) y sostuvo que la Compañía debió haber iniciado acciones legales para recuperar dichas deudas. El 26 de noviembre de 2002, MetroGAS apeló la decisión de la AFIP ante el Tribunal Fiscal.

El 3 de diciembre de 2002, se publicó el decreto del Poder Ejecutivo No. 2442/02 que dispuso que, para ejercicios finalizados después de la fecha de publicación, la Compañía podía deducir como deuda incobrable una deuda no superior a un monto (posteriormente fijado por la AFIP en Ps. 1.500) si la misma permanecía impaga por 180 días, se había notificado al deudor del incumplimiento de pago y el servicio del deudor había sido desconectado o bien se había dejado de proveer servicio al deudor.

Política de Dividendos

MetroGAS no tiene una política formal que rija el monto y el pago de dividendos. Sin embargo, ha pagado dividendos regularmente hasta el 15 de noviembre de 2001. El monto y pago de los dividendos se determinan por el voto mayoritario de sus accionistas y la recomendación de su Directorio.

Dado que Gas Argentino es el titular del 70% del capital social de MetroGAS, tiene y seguirá teniendo la potestad de determinar el monto y pago de futuros dividendos. El pago de los dividendos futuros también va a depender de las ganancias, la situación financiera y otros factores, incluyendo los requisitos de las leyes argentinas. La totalidad de las acciones del capital social están en igualdad de condiciones respecto del pago de dividendos.

MetroGAS ha pagado los siguientes dividendos totales para los ejercicios económicos respectivos:

• Ejercicio económico 2000: Se pagaron en efectivo Ps. 99,6 millones (ajustados por inflación al 31 de diciembre de 2002).
• Ejercicio económico 2001: Se pagaron en efectivo Ps. 99,6 millones (ajustados por inflación al 31 de diciembre de 2002).
• Ejercicio económico 2002: No se pagó dividendo alguno.

El Directorio de MetroGAS propuso ratificar un pago de dividendos provisorio para 2001. Teniendo en cuenta que el dividendo distribuido provisoriamente constituye un dividendo pagado como anticipo del beneficio neto del ejercicio 2001, MetroGAS transferirá el saldo no absorbido por resultados no asignados como crédito a cuenta de futuras utilidades. La Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2002, ratificó el dividendo provisorio en efectivo y la citada propuesta del Directorio.

Los dividendos sólo pueden declararse válidamente y pagarse de resultados no asignados reflejados en los estados contables anuales y aprobados por una asamblea de accionistas como se describe a continuación. El Directorio de MetroGAS puede declarar un dividendo provisorio, en cuyo caso cada miembro del Directorio es solidariamente responsable por el repago del dividendo si los resultados no asignados al cierre del ejercicio económico en el que se pagara el dividendo no fueran suficientes para permitir el pago del mismo.

El Directorio de MetroGAS somete los estados contables para el ejercicio económico anterior, junto con los informes de la Comisión Fiscalizadora, a la asamblea anual ordinaria de accionistas para su aprobación. Con anterioridad al 30 de abril de cada ejercicio económico, se debe convocar una asamblea ordinaria de accionistas para aprobar los estados contables y determinar la asignación del beneficio neto de la Compañía para el ejercicio económico anterior. De conformidad con las leyes argentinas, los accionistas deben obligatoriamente asignar no menos del 5% del beneficio neto anual a reserva legal, hasta que el monto de la reserva iguale el 20% del capital social suscripto más los ajustes de capital social. Si la reserva legal es reducida posteriormente, no se pueden pagar dividendos hasta que la reserva legal haya recuperado su nivel anterior. La reserva legal no puede destinarse a distribución. Al 31 de diciembre de 2002, la reserva legal de la Compañía representaba el 3,4% del capital social suscripto, con sus ajustes. De conformidad con los Estatutos de la Compañía, una vez efectuada una asignación a la reserva legal, los montos deben destinarse del siguiente modo: (i) al pago de los honorarios de los Directores y Comisión Fiscalizadora; (ii) si hubiere acciones preferidas en circulación (actualmente la Compañía no tiene acciones preferidas en circulación), al pago de dividendos sobre las acciones preferidas; (iii) al pago de un bono de participación en las ganancias a todos los empleados; (iv) a reserva voluntaria o para contingencias que determinen los accionistas; y a (v) el remanente de las utilidades del ejercicio se puede distribuir como dividendos de las acciones.

El 6 de noviembre de 2002, el Directorio de MetroGAS aprobó una reserva legal de hasta Ps. 3,0 millones (ajustados por inflación al 31 de diciembre de 2002), que representa el 5% del beneficio neto 2001 de Ps. 59,3 millones (ajustado por inflación al 31 de diciembre de 2002). Dado que los resultados no asignados no pudieron absorber la reserva legal, y, como se describe anteriormente, dado el hecho que el dividendo provisorio distribuido constituye un dividendo pagado a cuenta del beneficio neto del ejercicio 2001, el Directorio aprobó la transferencia del saldo no absorbido por los resultados no asignados como crédito a favor de la Compañía a cuenta de futuras utilidades. La asamblea ordinaria y extraordinaria de accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 ratificó esta decisión.

Dividendos sobre las ADSs

En la medida en que la Compañía declare y pague dividendos sobre sus acciones ordinarias, los titulares de las ADSs en la fecha de registro pertinente, tendrán derecho a recibir cualquier dividendo sobre las Acciones Clase B subyacentes, sujeto a los términos del contrato de depósito. Los dividendos en efectivo pagados al depositario en Pesos serán convertidos por el depositario a Dólares Estadounidenses y pagados a los titulares de ADSs neto de comisiones de distribución de dividendos y gastos de conversión de moneda, salvo por lo que se describe a continuación. Los dividendos pagados a tenedores de ADSs actualmente están exentos de retención u otros impuestos argentinos. Véase el Capítulo 10: “Información Adicional – Impuestos – Impuestos Argentinos.”

En la medida en que el depositario pueda a su criterio convertir Pesos (o cualquier moneda sucesora u otra moneda extranjera) a Dólares Estadounidenses sobre una base razonable y transferir los Dólares Estadounidenses resultantes a los Estados Unidos, el depositario está obligado bajo el Contrato de Depósito a convertir o hacer convertir todo dividendo en efectivo recibido por las Acciones Clase B a Dólares Estadounidenses y distribuir los Dólares Estadounidenses resultantes entre los Tenedores de ADSs en proporción al número de ADSs que representen Acciones Clase B que tenga cada uno, previa deducción o pago de las comisiones y gastos del depositario y sin obligación por intereses. Los montos distribuidos se reducirán en la medida de cualquier monto que deba retener la Compañía, el depositario o el custodio del depositario en la Argentina (el “Custodio”), a cuenta de impuestos u otras comisiones o cargos gubernamentales. Si el depositario determinara que a su criterio cualquier moneda extranjera recibida no puede convertirse de esa forma en forma razonable, el depositario puede distribuir la moneda extranjera recibida entre los tenedores de ADSs con derecho a recibirla, o a su criterio mantener dicha moneda extranjera para las respectivas cuentas de los mismos.

Si una distribución de la Compañía consistiera en un dividendo, o una distribución gratuita de Acciones Clase B, contra recepción por o en nombre del depositario de Acciones Clase B adicionales de la Compañía, el depositario podrá, y deberá si así se lo solicitan, distribuir a los tenedores de ADSs, en proporción a sus tenencias, ADRs adicionales por el número total de ADSs que represente el número de Acciones Clase B recibidas en carácter de dividendo o distribución, pero solo después de la deducción o pago de comisiones y gastos del depositario. Si no se emitieran tales ADRs adicionales, cada ADR entonces representará también los ADSs adicionales respecto de las Acciones Clase B así distribuidas. Si por cualquier razón el depositario creyera razonablemente que dicha distribución no es factible, el depositario podrá con consentimiento de la Compañía, adoptar el método que pueda considerar equitativo y factible a los fines de efectuar tal distribución, incluyendo el pago anticipado de cualquier impuesto o cargo gubernamental o la venta (pública o privada) de las Acciones Clase B así recibidas, o cualquier porción de las mismas, y el producido neto de tal venta deberá ser distribuido por el depositario a los Tenedores de ADSs con derecho al mismo como en el caso de una distribución recibida en efectivo. En lugar de emitir ADRs por fracciones de ADSs, en un caso así, el depositario venderá el número de Acciones Clase B representadas por el total de dichas fracciones y distribuirá el producido neto en Dólares Estadounidenses, todo de la manera y sujeto a las condiciones establecidas en el Contrato de Depósito.

Respecto de las consecuencias fiscales argentinas y estadounidenses en relación con el pago de dividendos, véase el Capítulo 10: “Información Adicional – Impuestos.”

1. Cambios Sustanciales.

Desde el 31 de diciembre de 2002, el peso se ha fortalecido respecto del Dólar Estadounidense. El 23 de junio de 2003, el tipo de cambio peso/dólar estadounidense fue de Ps. 2,79 por U$S 1, lo que difiere del tipo de cambio de Ps. 3,37 por U$S 1 del 31 de diciembre de 2002, publicado por Banco de la Nación.

El 25 de marzo de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto No. 664, que establece que los estados contables correspondientes a ejercicios económicos cerrados a partir de esa fecha deberán expresarse en moneda nominal. Consecuentemente, de conformidad con la Resolución No. 441 emitida por la CNV, la Compañía dejó de realizar el ajuste por inflación de los estados contables para los períodos finalizados después del 1° de marzo de 2003.

CAPÍTULO 9. OFERTA PUBLICA Y COTIZACIÓN.

A. Detalles de la Oferta y Cotización

Bolsa de Valores de Nueva York

Acciones de Depósito en Custodia

Las Acciones de Depósito en Custodia (“ADSs”), cada una de las cuales representa 10 Acciones Clase B de la Compañía, cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York bajo el símbolo “MGS”. Las ADSs empezaron a cotizar en la Bolsa de Valores de Nueva York el 17 de noviembre de 1994 y fueron emitidas inicialmente por Citibank, N.A., como depositario. Citibank, N.A., fue reemplazado como depositario por The Bank of New York, a partir del 26 de febrero de 2001 (el “Depositario”). La tabla siguiente detalla para los períodos indicados los precios máximos y mínimos de las ADSs al cierre de la cotización en la Bolsa de Valores de Nueva York, en Dólares Estadounidenses:

	Máximo	Mínimo
1998:	9,938	6,313
1999:	10,063	7,563
2000:	9,690	8,060
2001:	8,980	4,500
2002:	7,000	0,800
2001:
Primer Trimestre	8,98	7,80
Segundo Trimestre	8,10	6,80
Tercer Trimestre	6,90	6,00
Cuarto Trimestre	6,90	4,50
2002:
Primer Trimestre	7,00	3,12
Segundo Trimestre	3,30	1,30
Tercer Trimestre	1,58	0,80
Cuarto Trimestre	1,70	0,80
2003:
Primer Trimestre	2.64	1,49
Últimos Seis Meses
Diciembre 2002	1,60	1,15
Enero 2003	2,64	1,49
Febrero 2003	2,55	2,20
Marzo 2003	2,40	2,10
Abril 2003	3,50	2,21
Mayo 2003	3,60	2,79
Junio 1 hasta junio 23, 2003	3,90	3,28

El 23 de junio de 2003, el último precio de venta publicado de las ADSs en la Bolsa de Valores de Nueva York fue de U$S 3,90. El 30 de abril de 2002 había aproximadamente 1.235.464 ADSs en circulación y aproximadamente 50 tenedores de ADSs. Dichas ADSs representaban aproximadamente 5,6 % del número total de Acciones Clase B emitidas y en circulación al 30 de abril de 2003.

Acciones Clase B

Las Acciones Clase B cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires bajo el símbolo “METR”. Las Acciones Clase B empezaron a cotizar en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires el 17 de noviembre de 1994. La tabla siguiente detalla para los períodos indicados los precios máximo y mínimo de las Acciones Clase B en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires al cierre de la cotización, en Pesos:

	Máximo	Mínimo
1998:	0,99	0,60
1999:	1,00	0,77
2000:	0,96	0,80
2001:	0,88	0,46
2002:	1,10	0,32
2001:
Primer Trimestre	0,88	0,76
Segundo Trimestre	0,80	0,69
Tercer Trimestre	0,69	0,56
Cuarto Trimestre	0,68	0,46
2002:
Primer Trimestre	1,10	0,68
Segundo Trimestre	0,85	0,57
Tercer Trimestre	0,57	0,32
Cuarto Trimestre	0,62	0,34
Últimos Seis Meses
Diciembre 2002	1,60	1,15
Enero 2003	0,82	0,54
Febrero 2003	0,81	0,75
Marzo 2003	0,77	0,67
Abril 2003	0,97	0,70
Mayo 2003	0,97	0,83
Junio 1°, hasta el 23 de junio de 2003	1,11	0,94

El 23 de junio de 2003, el último precio de venta publicado de las Acciones Clase B en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires fue de Ps. 1,11 por acción. El 30 de abril de 2003 había aproximadamente 968 tenedores de Acciones Clase B en la Argentina.

B. Plan de Distribución.

No corresponde.

C. Mercados

El Mercado de Acciones y Títulos Valores de la Argentina

Existen trece bolsas de comercio en la Argentina, siete de las cuales cuentan con mercados de valores vinculados y están autorizadas a cotizar títulos ofrecidos públicamente: Buenos Aires, Rosario, Córdoba, La Plata, Mendoza, Santa Fe y La Rioja. La bolsa de comercio más antigua e importante es la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, fundada en 1854, y en la cual se lleva a cabo aproximadamente el 97% del total de las operaciones con acciones. El volumen total negociado en el mercado de acciones de las compañías argentinas al 31 de diciembre de 2002 fue de aproximadamente U$S 21,4 mil millones, concentrándose la negociación en un número limitado de compañías. Al 31 de diciembre de 2002, la capitalización bursátil de las 107 empresas que cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (excluyendo los fondos comunes de inversión) fue de aproximadamente U$S 103,3 mil millones, comparado con los U$S 192,5 mil millones registrados al 31 de diciembre de 2001. La negociación de los títulos que cotizan en bolsa se lleva a cabo a través del Mercado de Valores vinculado a la bolsa respectiva.

Asimismo, las acciones y títulos valores pueden cotizar y negociarse a través de operadores del mercado extrabursátil, quienes deben estar conectados a un sistema de información electrónico. Mercado Abierto Electrónico S.A. (el "MAE"), un sistema de información electrónica del mercado abierto que funciona independientemente del Mercado de Valores de Buenos Aires S.A. (el "Mercado de Valores") y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, controla y rige las operaciones de dichos agentes. En virtud de un acuerdo celebrado entre la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y ciertos miembros del MAE, la negociación de acciones y otros títulos similares se lleva a cabo exclusivamente en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, mientras que la negociación de títulos públicos del Gobierno Argentino y títulos de deuda emitidos por sociedades, los que no están contemplados en dicho acuerdo, puede realizarse tanto en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires como en el MAE, o en ambos. El acuerdo no rige para otras bolsas de valores de la Argentina.

La CNV ha aprobado una serie de resoluciones por las que ha creado un sistema de entidades autorreguladas, bajo el cual cada bolsa y el MAE se hacen responsables por el desarrollo e implementación de las normas que fijen las condiciones para la cotización de los títulos, la aprobación de los agentes, la realización de las operaciones y el control de la veracidad de cualquier información requerida en relación con dicha actividad sujeto a la aprobación y supervisión de la CNV.

El Mercado de Valores de Buenos Aires

El Mercado de Valores de Buenos Aires, el cual está afiliado a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, es el mercado de valores más importante de la Argentina. El Mercado de Valores de Buenos Aires está constituido como una sociedad anónima, cuyos 250 accionistas son las únicas personas físicas y jurídicas autorizadas a realizar operaciones con las acciones y títulos valores que cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Las operaciones se realizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires todos los días hábiles del año, mediante el sistema de compraventa continua a viva voz, o el tradicional sistema de subasta, desde las 11.30 hs. hasta las 18:00 hs. La Bolsa de Comercio de Buenos Aires también opera a través del SINAC. El SINAC es un mercado de negociación electrónica que permite negociar títulos de deuda y acciones desde las 11 horas hasta las 18 horas todos los días hábiles del año.

A fin de controlar la volatilidad de precios de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el Mercado de Valores de Buenos Aires cuenta con un sistema que suspende la negociación de acciones de una determinada emisora durante 30 minutos cuando las fluctuaciones en el precio de dichas acciones exceden o caen más de un 10% respecto del precio de cierre de esa acción del día anterior. Si en el mismo día, el precio de dicha acción aumenta o disminuye otro 5%, haciendo un total de 15% por encima o debajo del precio de cierre de la misma acción del día anterior, la Bolsa de Comercio de Buenos Aires suspende la negociación de dichas acciones por ese día. La negociación de dichas acciones se reanuda en la rueda siguiente.

La tabla que sigue ilustra cierta información sobre el mercado de acciones y títulos valores de la Argentina:

Mercado Argentino de Acciones y Títulos

Diciembre 31,
	2002	2001	2000	1999	1998
Capitalización del mercado (U$S mil millones)	109,2	192,5	165.,8	83,9	45,2
Volumen anual (U$S millones)	1.272	6.,969	9.670	12.687	32.465
Volumen promedio de negociación diaria (U$S millones)	5,1	34,8	90,4	201,1	8,9
Número de compañías que cotizan	83	113	121	114	129

Fuente: Mercado de Valores de Buenos Aires.

D. Accionistas Vendedores.

No corresponde.

E. Dilución

No corresponde.

F. Gastos de Emisión

No corresponde.

CAPÍTULO 10. INFORMACION ADICIONAL

A. Capital Accionario

Al 31 de diciembre de 2002, el capital accionario de la Compañía ascendía a Ps. 569.171 mil, el cual estaba totalmente suscripto, registrado e integrado.

La asamblea extraordinaria de accionistas celebrada el 12 de marzo de 1997, aprobó el aumento de capital a Ps. 569.171 mil. Este aumento fue autorizado por la CNV el 8 de abril de 1997 y por la Bolsa de Comercio de Buenos Aires el 10 de abril de 1997 y fue registrado en el Registro Público de Comercio el 17 de septiembre de 1997 bajo el No. 6.244, Libro de Sociedades Comerciales 121, Volumen A.

Composición del Capital Social

Clases de Acciones	Suscriptas, registradas e integradas, Miles de Pesos
Acciones cartulares ordinarias de Ps. 1 de valor nominal cada una y con derecho a 1 voto cada una
Clase A	290.277
Clase B	221.977
Clase C	56.917
Capital social al 31 de diciembre de 2002	569.171

B. Acta Constitutiva y Estatutos

Inscripción

Los Estatutos de la Compañía se inscribieron en la Inspección General de Justicia el 1° de diciembre de 1992, bajo el número 11.670, libro 112, Volumen A de Sociedades Comerciales.

Fin y Objeto Social

El artículo 4 de los Estatutos de la Compañía establece que su objeto es la provisión del servicio público de distribución de gas, ya sea en forma directa o a través de terceros, o en asociación con terceros, en la Argentina. A tal fin, la Compañía puede llevar a cabo todas las actividades complementarias y subsidiarias relacionadas con ello, con plena capacidad jurídica para adquirir derechos, contraer obligaciones y ejercer mandatos y comisiones, prestar servicios de mantenimiento de gasoductos y asesoría técnica, obras de construcción y otras actividades relacionadas con la distribución de gas natural. La Compañía también puede llevar a cabo cualquier tipo de operación financiera en general, salvo por aquéllas especificadas en la Ley de Entidades Financieras, y organizar y participar de sociedades anónimas mediante la inversión de capital.

Disposiciones de los Estatutos Relativas a los Directores

De conformidad con las leyes de la Argentina, los directores de una sociedad anónima tienen el deber de: (1) revelar al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora cualquier conflicto de intereses; (2) abstenerse de votar en cualquier deliberación relacionada con el citado conflicto; y (3) abstenerse de competir con la Compañía a menos que esté autorizado a hacerlo por la asamblea de accionistas. Los directores son, solidaria y mancomunadamente, responsables por la negligencia en el desempeño de sus funciones, o por cualquier violación de la ley o de los Estatutos o normas de la Compañía.

El artículo 29 de los Estatutos dispone la asamblea de accionistas debe fijar las remuneraciones de los miembros del Directorio.

Órganos Rectores

La Compañía está regida por tres órganos separados: sus accionistas, su Comisión Fiscalizadora y su Directorio. Asimismo, a los fines de cumplir con el Decreto 677/01 y las resoluciones de la CNV aplicables, el Directorio aprobó el Estatuto del Comité de Auditoría. La designación de los miembros de este comité debe efectuarse antes del 28 de mayo de 2004. Los roles de estos organismos están definidos por las leyes argentinas y por sus Estatutos y se pueden describir en general como sigue:

Asamblea de Accionistas y Derechos de Voto

Las asambleas de accionistas se convocan de la manera prevista por las leyes de aplicación, sin perjuicio de las disposiciones para asambleas unánimes. Las asambleas ordinarias y las asambleas especiales de clase pueden convocarse simultáneamente en primera y segunda convocatoria.

Cada acción ordinaria da derecho a su tenedor a un voto. De conformidad con las leyes argentinas, las asambleas de accionistas deben celebrarse en un lugar que se encuentre en la jurisdicción a la que pertenezca la compañía. Las resoluciones de los accionistas de conformidad con las leyes argentinas y los Estatutos son vinculantes para todos los accionistas, aunque los accionistas gozan del derecho de retiro en relación con ciertas decisiones del accionista.

Las asambleas de accionistas pueden ser ordinarias o extraordinarias. En las asambleas ordinarias de accionistas, los accionistas deben considerar y resolver las siguientes cuestiones:

1. aprobación de la contabilidad y otras medidas relacionadas con la conducción del negocio de la Compañía de conformidad con las leyes o los Estatutos, que sometan el Directorio o la Comisión Fiscalizadora a los accionistas;
2. elección o remoción de directores o miembros de la Comisión Fiscalizadora y fijación de su remuneración;
3. determinación de las responsabilidades de los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora; y
4. aprobación de aumentos del capital social sin superar cinco veces el monto corriente.

Todas las demás cuestiones deben ser resueltas en asambleas extraordinarias, incluyendo:

1. Aumento del capital social en más de cinco veces el capital corriente de cualquier compañía que no cotice en la Bolsa;
2. reducciones y devoluciones de capital;
3. rescate, reembolso y reducción del valor en libros de las acciones;
4. fusiones, transformaciones y disoluciones; designaciones, remociones y remuneración de los liquidadores; escisiones; y consideración de las cuentas de la Compañía y otras cuestiones relacionadas con la conducción de su liquidación;
5. limitación o suspensión de derechos de preferencia en la suscripción de nuevas acciones;
6. emisión de debentures y conversión de los mismos en acciones;
7. emisión de bonos; y
8. modificación de sus estatutos.

El presidente del directorio o una persona designada en la asamblea preside las asambleas de accionistas. Las asambleas de accionistas pueden ser convocadas por el Directorio, por la Comisión Fiscalizadora en ciertas circunstancias especificadas por la ley, o por accionistas que representen como mínimo 5% del capital social.

Los accionistas pueden hacerse representar en las asambleas por mandatario. No pueden ser mandatarios los directores de la Compañía, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, gerentes y empleados. Los accionistas o mandatarios que asistan a la asamblea de accionistas deben firmar el Registro de Asistencia.

Directores, síndicos y gerentes generales tienen obligación y derecho a asistir y ser escuchados en todas las asambleas de accionistas. Si también son accionistas no pueden votar decisiones relacionadas con sus tareas, responsabilidades, o remoción.

El quórum para una asamblea ordinaria de accionistas celebrada en primera convocatoria requiere la presentación de accionistas que representen a la mayoría de las acciones con derecho a voto. En segunda convocatoria, la asamblea se considera debidamente constituida independientemente del número de accionistas presentes. Las resoluciones se adoptan por mayoría de votos presentes, salvo que los Estatutos exijan un número mayor.

Una asamblea extraordinaria celebrada en primera convocatoria se constituye debidamente con la presencia de accionistas que representen el sesenta por ciento de las acciones con derecho a voto, siempre que los Estatutos no requieran un número mayor. En segunda convocatoria se requiere la presencia de accionistas que representen el 30% de las acciones con derecho a voto.

Las decisiones se adoptan por mayoría de los votos presentes, a menos que los Estatutos fijen un número mayor, o lo exija la ley, tal como para decisiones relativas a transformación, prórroga o reconducción; disolución anticipada; transferencia del domicilio social al exterior; o cambio fundamental del objeto social o la reintegración total o parcial del capital. En tales casos, es necesario el voto mayoritario de todas las acciones con derecho a voto. La aprobación de una fusión o escisión también requiere el voto de una mayoría de las acciones habilitadas para votar, salvo en el caso de una compañía que cotice en Bolsa, en cuyo caso para aprobar una transacción se requiere la aprobación de una mayoría de los votos presentes habilitados.

Cuando la asamblea afecte los derechos de una clase de accionistas, se requiere el consentimiento o ratificación de la clase pertinente. La clase pertinente debe celebrar una asamblea especial regida por las normas para las asambleas ordinarias de accionistas.

Las decisiones de accionistas deben ser anuladas por un decreto judicial cuando las asambleas de accionistas hayan sido celebradas en circunstancias contrarias a la ley, los Estatutos o las reglamentaciones internas.

Comisión Fiscalizadora

De conformidad con las normas contenidas en la Ley de Sociedades Comerciales No. 19.550, la supervisión de la compañía es ejercida por una Comisión Fiscalizadora. La elección de sus miembros, denominados individualmente síndicos, y la organización y procedimientos de la comisión se rigen por los Estatutos de la Compañía.

La Comisión Fiscalizadora tiene ciertas facultades y deberes generales, sin perjuicio de los que dispongan la Ley de Sociedades Comerciales o los Estatutos de la Compañía:

• fiscalizar la administración de la Compañía, mediante un examen de los libros y otra documentación siempre que lo juzgue conveniente y por lo menos una vez cada tres meses;
• verificar en igual forma y con la misma periodicidad las disponibilidades y títulos valores, así como las obligaciones y su cumplimiento
• deberán ser citados y asistir a las reuniones de Directorio, la Comisión Fiscalizadora y los accionistas. La Comisión Fiscalizadora puede expresar sus opiniones en esas reuniones pero no está autorizada a votar;
• controlar la constitución y subsistencia de la garantía de los directores;
• presentar a la asamblea anual de accionistas un informe escrito sobre la situación económica y financiera de la Compañía;
• suministrar información sobre las materias que son de su competencia solicitada por accionistas que representen no menos del 2 % del capital de la Compañía;
• convocar a los accionistas a asamblea extraordinaria cuando lo juzgue necesario y a asamblea ordinaria o asambleas especiales, cuando omitiere hacerlo el directorio; y
• vigilar el manejo del negocio de la Compañía respecto del cumplimiento de la ley, los Estatutos o reglamentos internos, y cualquier decisión adoptada por los accionistas.

Los miembros de la Comisión Fiscalizadora tienen derecho a obtener información y realizar investigaciones administrativas sobre hechos o circunstancias relativas a cualquier ejercicio económico anterior a la fecha de su designación.

Los miembros de la Comisión Fiscalizadora son solidariamente responsables por el cumplimiento de sus deberes y obligaciones que les imponen la ley, los Estatutos y los reglamentos internos. También son solidariamente responsables con los directores por cualquier perjuicio ocurrido que hubiera podido ser evitado si los mismos hubieran actuado en cumplimiento de la ley, los Estatutos, las reglamentaciones internas de la Compañía o las resoluciones adoptadas por los accionistas. Los Estatutos de la Compañía disponen que la Compañía debe estar supervisada por una Comisión Fiscalizadora de tres miembros y tres miembros suplentes elegidos por los accionistas para desempeñarse durante un término de un año y que pueden ser reelegidos. Cualquier vacante de la Comisión Fiscalizadora debe ser llenada por los miembros suplentes en el orden de su designación. Cualquiera de sus miembros puede actuar en representación de la Comisión Fiscalizadora en el Directorio o en asambleas de accionistas.

Directorio

El Directorio actual está compuesto por nueve directores regulares y nueve directores suplentes. Los miembros del Directorio son designados por la asamblea anual ordinaria de accionistas y son elegidos por un período de un ejercicio económico, al fin del cual pueden ser reelegidos o reemplazados.

Los Estatutos de la Compañía exigen que una vez determinado en la asamblea de accionistas el número de directores, los accionistas de la Clase A elijan seis directores y seis directores suplentes. Los accionistas de la Clase B pueden elegir un director y un director suplente. Los accionistas de la Clase A y la Clase B se reúnen en asambleas especiales de clase que se convocarán simultáneamente con la asamblea anual ordinaria para estos fines. Cualquier director designado para el cargo mediante el procedimiento mencionado solo podrá ser removido de su cargo por la clase de accionistas a la que represente; a condición que los accionistas podrán remover todo el Directorio por voto mayoritario de ambas clases de acciones.

Ciertas Facultades del Directorio

Los Estatutos de la Compañía disponen que el Directorio tiene plenas facultades para administrar y disponer de sus bienes, incluyendo aquellas facultades que prevé el artículo 1881 del Código Civil y el Artículo 9 del Decreto 5965/63 que deben ser conferidas bajo un poder especial. El Directorio podrá, en nombre y representación de la Compañía, realizar cualquier acto en pro del objeto social, incluyendo transacciones bancarias con Banco de la Nación, Banco de la Provincia de Buenos Aires, y otras entidades bancarias públicas y privadas.

La remuneración de los directores se fija en las asambleas de accionistas. Según la ley de Sociedades Comerciales Argentina, la remuneración máxima que los Directores pueden cobrar de una sociedad anónima, incluyendo salario y otras remuneraciones, no puede exceder el 25% de las utilidades de la compañía. Este porcentaje se limita a un 5% si no se han distribuido dividendos. Esta limitación se incrementa en la proporción de cualquier dividendo pagado. Cuando uno o más directores desempeñan funciones especiales o funciones técnicas administrativas y la pequeña cantidad o inexistencia de utilidades hacen necesario superar el porcentaje establecido, la compañía no puede pagar dichas sumas sin expresa aprobación en asamblea de accionistas.

Los Estatutos de la Compañía no contienen disposiciones relacionadas con:

• la facultad de un director de votar una propuesta, acuerdo o contrato en el cual el director tenga interés sustancial;
• la facultad de los directores de votar remuneraciones para sí mismos o para cualquier miembro de su cuerpo;
• las facultades de tomar préstamo que pueden ejercer los directores y de qué manera se pueden modificar;
• el retiro o no retiro de los directores según un límite de edad; o
• el número de acciones necesario para la habilitación de un director.

Derechos de Preferencia

De conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, en caso de un aumento de capital, los tenedores de acciones ordinarias de cualquier clase tienen derechos de preferencia, proporcionales al número de acciones que tenga cada tenedor, a suscribir acciones de capital de la misma clase que las acciones que posea el tenedor. Las acciones preferidas tienen derecho de preferencia solamente respecto de emisiones de acciones preferidas. Los derechos de preferencia también se aplican a emisiones de acciones preferidas y títulos convertibles, pero no se aplican una vez convertidos dichos títulos. Aunque al Depositario se le van a ofrecer derechos de preferencia como dueño registrado de las Acciones Clase B en representación de todos los tenedores de las ADSs, los tenedores estadounidenses de ADSs pueden no estar en condiciones de ejercer sus derechos de preferencia a menos que se encuentre vigente una declaración de inscripción de conformidad con la Securities Act respecto de dichos derechos o que se disponga de una exención del requisito de inscripción.

La emisión de acciones ordinarias correspondientes a futuros aumentos de capital debe efectuarse en la proporción de 51% de Acciones Clase A y 49% de Acciones Clase B y Clase C, manteniendo la proporción entre las Acciones Clase B y Clase C existente en el momento en que se apruebe la emisión. De conformidad con el Pliego, si el accionista Clase A no ejerce sus derechos de preferencia respecto de las nuevas Acciones Clase A que se vayan a emitir en un aumento de capital, se requiere la aprobación de ENARGAS para realizar dicho aumento de capital. Esa aprobación se va a dar si en relación con dicho aumento de capital (i) todas las Acciones Clase A de la Compañía (incluyendo aquellas que se estén ofreciendo como parte del aumento de capital) se transfieren en un único bloque o de una manera que dé por resultado que el nuevo titular posea la totalidad de las Acciones Clase A de la Compañía en circulación, (ii) la transferencia de las Acciones Clase A no afecta la calidad de los servicios de distribución de gas que preste la Compañía y (iii) el operador técnico, o un sucesor del mismo que sea aceptable para el ENARGAS, detenta como mínimo el 10% de participación en las acciones ordinarias en circulación del nuevo propietario y ha celebrado un contrato de asistencia técnica con la Compañía.

De conformidad con los términos del Artículo 194 y sig. de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, a los accionistas que hayan ejercido derechos de preferencia e indicado su intención de ejercer el derecho de acrecer se les confiere el derecho a asumir proporcionalmente los derechos de preferencia de los accionistas que no los ejerzan en proporción a las acciones compradas por los mismos al ejercer sus derechos de preferencia. Los derechos de preferencia deben ejercerse dentro de los 30 días de que la notificación a los accionistas de su derecho de comprar con derecho preferente el aumento de capital haya sido publicada por tres días en el Boletín Oficial de la Argentina y en un periódico de circulación general en la Argentina. Las acciones no suscriptas por los accionistas en virtud de su ejercicio de derechos de preferencia o derechos de acrecer podrán ser ofrecidas a terceros.

En el pasado, los derechos de preferencia respecto de acciones solo podían restringirse en ciertos casos excepcionales por resolución de una asamblea extraordinaria de accionistas. Pero, en virtud del Decreto No. 2.284/1991, ratificado por Ley No. 24.037 del 30 de diciembre de 1993, cualquier compañía (incluida la Compañía) autorizada por la CNV para la oferta pública puede limitar adicionalmente o suspender los derechos de preferencia respecto de dichas acciones de conformidad con las normas de la CNV. En virtud de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, las compañías autorizadas por la CNV para la oferta pública pueden, por resolución de una asamblea extraordinaria de accionistas, reducir a diez días el período en el cual se deban ejercer los derechos de preferencia o de acrecer.

Cambios en los Derechos de los Accionistas

En virtud del Artículo 16 de los Estatutos de la Compañía, los derechos de los accionistas sólo se pueden modificar mediante una enmienda de sus Estatutos o por decisión de una asamblea extraordinaria de accionistas. Aprobar una resolución en una asamblea extraordinaria de accionistas requiere una mayoría absoluta de las acciones con derecho a voto, que, si es en primera convocatoria, requeriría el 61% de las acciones en circulación, y en segunda convocatoria exigiría el número de acciones con derecho a voto que esté presente. Las asambleas extraordinarias de accionistas tienen facultades exclusivas en cuestiones relacionadas con reducción del capital, fusión, u otras formas de reorganización social, disolución y liquidación, emisión de debentures, aumentos de capital que superen cinco veces el capital existente y cualquier otra cuestión no sujeta por ley a la asamblea ordinaria.

Limitaciones a la Inversión Extranjera en la Argentina

De conformidad con la Ley de Inversiones Extranjeras de la Argentina, con sus modificaciones, y sus decretos reglamentarios (conjuntamente, la “Ley de Inversiones Extranjeras”), la compra de acciones de una sociedad anónima argentina por una persona física o jurídica domiciliada en el exterior o por una compañía argentina de capital extranjero (según la define la Ley de Inversiones Extranjeras) constituye inversión extranjera. Actualmente, no existen restricciones a la inversión extranjera en las industrias y no se requiere aprobación previa para hacer inversiones extranjeras. Bajo la Ley de Inversiones Extranjeras no se requiere aprobación previa para adquirir Acciones Clase B o ADSs o para ejercer derechos societarios o financieros en virtud de las mismas.

Cambio de Control

En virtud del Artículo 18 de los Estatutos, cualquier transferencia de Acciones Clase A debe ser aprobada por el ENARGAS. Véase el Capítulo 7: “Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas”.

Oferta Pública de Adquisición Obligatoria

El Decreto No. 677/2001 reglamenta los procedimientos de oferta pública de adquisición obligatoria, que se resumen en los párrafos siguientes.

Toda persona física o jurídica que adquiera, durante un lapso de 90 días, el control de una compañía, ya sea directa o indirectamente, a través de una o varias transacciones acciones con derecho a voto, derechos de suscripción, opciones sobre acciones, títulos de deuda convertibles u otros valores similares que directa o indirectamente puedan dar derecho a la suscripción, adquisición de o conversión en acciones con derecho a voto que representen una “participación significativa” en el capital social y votos de una compañía, deberá con anterioridad a dicha adquisición, dentro de los 10 días hábiles, efectuar una oferta pública u oferta de canje de acuerdo con los procedimientos y requisitos establecidos por la CNV. “Participación significativa” significa como mínimo el 35% y el 51% del capital social y de los votos, respectivamente, de la compañía a adquirir.

Si el oferente deseara adquirir como mínimo el 35% del capital social y votos de una compañía, deberá promover una oferta pública obligatoria de adquisición de acciones y títulos que permita a dicho oferente obtener como mínimo el 50% del capital social y votos de la compañía a adquirir. Si el oferente tiene una participación en el capital social o votos de la compañía a adquirir de por lo menos 35% pero menos del 51% del capital social y votos y su propósito es el de aumentar su participación en al menos el 6% del capital social y votos de la compañía a adquirir dentro de los siguientes 12 (doce) meses, el oferente deberá lanzar una oferta para adquirir un monto de acciones que le permitiera a dicho oferente obtener como mínimo otro 10% del capital social y votos de la compañía a adquirir.

Si el oferente deseara adquirir una participación en la compañía deseada igual o superior al 51% del capital social o votos, deberá lanzar una oferta de adquisición por un monto de títulos que permitiera a dicho oferente obtener el 100% del capital social y votos de la compañía deseada.

La oferta de adquisición obligatoria no es necesaria cuando la adquisición de una “participación significativa” no implica adquirir el control de la compañía (es decir, más del 50% de las acciones y títulos con derecho a voto o control de facto) o cuando ocurre un cambio de control como resultado de una fusión o escisión.

Las acciones y títulos poseídos o adquiridos por personas físicas o jurídicas “actuando concertadamente” se considerarán poseídos o adquiridos por la misma persona física o jurídica. “Actuar concertadamente” significa la acción coordinada de dos o más personas en virtud de un acuerdo formal o informal para cooperar activamente en la adquisición, tenencia, o enajenación de acciones o valores de una compañía, ya sea actuando a través de cualquiera de tales personas, o a través de una compañía u otro tipo de asociación en general o a través de otra persona o personas relacionadas bajo su control o a través de personas que gocen de derechos de voto por cuenta de dichas personas.

En los siguientes casos, existe la presunción de que, salvo que se pueda probar lo contrario, ha tenido lugar una actuación concertada: (a) cuando personas jurídicas tengan una participación sustancial en una o más de las otras personas jurídicas participantes superior al 10% del capital accionario, o una participación sustancial recíproca en el caso de compañías extranjeras, o sean sociedades vinculadas de acuerdo con la definición del Artículo 33 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina,; (b) en el caso de personas jurídicas y personas físicas que participen conjuntamente, cuando las personas físicas o sus cónyuges, ascendientes, descendientes o cualquier familiar por consanguinidad hasta el cuarto grado o pariente político hasta el segundo grado, desempeñen cualquier cargo en el directorio o la comisión fiscalizadora o en la dirección superior de cualquiera de las personas jurídicas participantes o tenga una participación significativa en las mismas; (c) cuando las personas involucradas tengan los mismos representantes legales o apoderados o miembros del directorio, comisión fiscalizadora o dirección superior; (d) cuando las personas o entidades involucradas compartan el mismo domicilio; o (e) cuando las personas se relacionen a través de un acuerdo vinculante que rija la forma en la que deben ejercerse los derechos como propietarios de las acciones o títulos y dicho acuerdo sea de fecha anterior al comienzo de la acción acordada.

A los fines de calcular el porcentaje de titularidad, se tomarán en cuenta las acciones y otros títulos que se tengan o posean más los derechos de voto que se puedan ejercer en relación con usufructos, prendas o cualquier otro título legal o contractual.

La oferta pública de adquisición deberá dirigirse a todos los tenedores de acciones con derecho a voto (incluyendo a los tenedores de acciones sin derecho a voto que en el momento que se pretenda la autorización de la oferta pública de adquisición tengan derecho a voto), títulos convertibles, derechos de suscripción u opciones sobre acciones.

Las compañías quedan sujetas a la oferta pública de adquisición obligatoria (i) desde la fecha de cualquier asamblea de accionistas que decida adherir al régimen de oferta pública o (ii) automáticamente después del cierre de la primera asamblea de accionistas que se celebre luego del 4 de abril de 2003.

Si cualquier compañía deseara no quedar sujeta a las normas de oferta pública obligatorias descriptas precedentemente, deberá, a través de la primera asamblea de accionistas que celebre después del 6 de abril de 2003, decidir incluir en sus estatutos una cláusula declarando que es una “Sociedad No Adherida al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria”. Si la sociedad en cuestión omitiera excluirse del régimen aprobando una resolución como la mencionada, quedará irrevocablemente sujeta a los requisitos descriptos.

En la Asamblea de Accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 se aprobó una modificación a los estatutos. La modificación agregó dos nuevas cláusulas, (i) el artículo 6 bis estableciendo que la Compañía es una sociedad no sujeta al régimen de oferta pública obligatoria y (ii) el artículo 26 que permite que las reuniones de Directorio y las asambleas de accionistas se celebren sin la asistencia física en dichas reuniones de los directores o los accionistas, según el caso, siempre que se establezcan medios de comunicación por los cuales los miembros del Directorio y los accionistas puedan participar externamente. Además, se aumentó la cantidad de miembros del Directorio de 7 a 9 y por lo tanto se modificó el artículo 20 para reflejar ese cambio.

C. Contratos Sustanciales

Ninguno.

D. Controles de Cambio

Toda fluctuación del tipo de cambio entre el Peso y el Dólar Estadounidense podría afectar la capacidad de la Compañía para cumplir con sus obligaciones en moneda extranjera, el precio del Peso de sus Acciones Clase B en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, y el precio del mercado de sus ADSs. Las fluctuaciones cambiarias también van a afectar las sumas en Dólares Estadounidenses recibidas por los tenedores de ADSs al convertir el Depositario los dividendos en efectivo pagados en Pesos sobre las Acciones Clase B subyacentes.

Con anterioridad a diciembre de 1989, el mercado de cambio argentino estaba sujeto a controles de cambio. Desde diciembre de 1989 hasta abril de 1991, la Argentina tuvo un tipo de cambio de libre fluctuación para todas las operaciones en moneda extranjera y había eliminado los controles cambiarios. Como resultado de las presiones inflacionarias, la moneda argentina se devaluó repetidamente durante el período de treinta años que finalizó en 1991. El 20 de marzo de 1991, el Gobierno Nacional anunció un plan de reforma económica conocido como Plan de Convertibilidad que incluyó la Ley de Convertibilidad. Desde el 1° de abril de 1991, cuando entró en vigencia la Ley de Convertibilidad, el Peso ha sido libremente convertible a Dólares Estadounidenses. Bajo la Ley de Convertibilidad, el Banco Central (i) debe vender Dólares Estadounidenses a toda persona que lo solicite a un tipo de cambio no superior a un Peso por Dólar Estadounidense y (ii) debe mantener una reserva de divisas, oro, inversiones de corto plazo, créditos netos en la Asociación Latinoamericana de Integración, y cierto bonos del Gobierno Nacional expresados en moneda extranjera, todos valuados a precios del mercado, por lo menos igual a la base monetaria.

El 6 de enero de 2002, la Ley de Emergencia Pública, sancionada por el Congreso (i) abolió la convertibilidad del tipo de cambio Ps. 1 a U$S 1 dispuesta por la Ley de Convertibilidad, y (ii) autorizó al Presidente a establecer el nuevo régimen monetario y tipos de cambio.

A partir de principios de diciembre de 2001, el Gobierno Nacional implementó una serie de medidas monetarias y de control de cambio que incluyeron restricciones al retiro de fondos depositados en los bancos y restricciones estrictas para realizar ciertas transferencias al exterior, incluyendo transferencias en relación con reembolsos a acreedores extranjeros. Dichas reglamentaciones, que sufrieron constantes modificaciones desde su aprobación y que son de aplicación para la Compañía, han sido recientemente levantadas salvo porque las transferencias al exterior en relación con pagos de capital de deuda financiera antes de su vencimiento o pago de intereses sobre deuda financiera con 15 días de anticipación a la fecha de vencimiento requieren la aprobación previa del Banco Central. No se puede asegurar que no se restablezcan las restricciones a las transferencias de fondos al exterior y, en caso de serlo, que no le impedirán a la Compañía cumplir con su deuda externa.

E. Tratamiento Impositivo

Consideraciones Generales

A continuación se presenta un resumen de las consideraciones impositivas sustanciales de la Argentina y los Estados Unidos que pueden ser relevantes para la adquisición, tenencia y enajenación de ADSs o las Acciones Clase B (los “Títulos”) de la Compañía, pero que no supone una descripción exhaustiva de todas las cuestiones impositivas que pueden ser pertinentes para la decisión de adquirir, poseer o enajenar ADSs o Acciones Clase B de la Compañía.

El resumen se basa en la legislación impositiva vigente en la Argentina y los Estados Unidos a la fecha del presente Prospecto, que está sujeta a cambios (posiblemente con efecto retroactivo) y a distintas interpretaciones.

Los tenedores de ADSs y Acciones Clase B deben consultar a sus propios asesores impositivos respecto a las consecuencias impositivas estadounidense, argentinas u otras por la adquisición, titularidad, y enajenación de ADSs o Acciones Clase B en cada caso en particular.

Impuestos Argentinos

Impuesto a las Ganancias

Dividendos. El pago de dividendos sobre ADSs o Acciones Clase B, ya sea en efectivo, bienes, o acciones, no está sujeto a retenciones en la Argentina ni a otros impuestos, excepto por los que se describen a continuación.

De conformidad con la Ley de Impuesto a las Ganancias, se aplica una retención en la fuente del 35% sobre el monto de dividendos distribuidos sobre ADSs o Acciones Clase B de la Compañía que superen la “ganancia neta imponible” acumulada al cierre del ejercicio económico inmediato anterior a la fecha de la distribución de dichos dividendos. A los fines de dicha retención en la fuente (“impuesto de equiparación”) “ganancia neta imponible” es (i) la ganancia neta imponible para el ejercicio menos el impuesto a las ganancias ya pagado sobre dichas ganancias, más (ii) los dividendos y utilidades de inversiones en acciones y títulos imputables a dicho ejercicio económico que no se hayan computado para determinar la ganancia neta imponible a los fines del cálculo general del impuesto a las ganancias.

Ganancias de Capital. Las ganancias de capital de personas físicas no residentes o entidades extranjeras que no tengan un establecimiento permanente en el país, derivadas de la venta, canje u otra enajenación de ADSs o Acciones Clase B no están actualmente sujetas a impuesto.

Las personas físicas residentes, salvo por las incluidas en el Artículo 49(c) de la Ley de Impuesto a las Ganancias Argentina, no están sujetas a ningún impuesto sobre ganancias de capital derivadas de la venta, canje u otra forma de enajenación de las Acciones Clase B o las ADSs. El artículo 49 (c) se refiere generalmente a agentes de bolsa.

Las ganancias de capital de entidades constituidas en la Argentina y entidades extranjeras que tengan un establecimiento permanente en la Argentina, derivadas de la venta, canje u otra forma de enajenación de ADSs o Acciones Clase B están sujetas al Impuesto a las Ganancias argentino.

Impuestos sobre los Bienes Personales

Las personas de existencia visible (es decir personas físicas) y las sucesiones indivisas (sean o no ciudadanos o residentes de la Argentina) que se consideren los “propietarios directos” de acciones u otros tipos de valores en entidades comerciales argentinas constituidas de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina estarán sujetas a un impuesto sobre los bienes personales del medio del uno por ciento (0,5%) sobre sus tenencias de dichas acciones al 31 de diciembre de cada año, sobre la base del porcentaje que representen respecto de su patrimonio neto (como se lo define en las normas del impuesto sobre los bienes personales) de conformidad con sus estados contables al 31 de diciembre del ejercicio económico pertinente.

Las acciones y otros tipos de participaciones en entidades comerciales argentinas constituidas de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina de propiedad de personas jurídicas no residentes estarán sujetas a un impuesto sobre los bienes personales de un medio de uno por ciento (0,5%) sobre sus tenencias de dichas acciones al 31 de diciembre de cada año, sobre la base del porcentaje que representen respecto de su patrimonio neto, según su balance general al 31 de diciembre del ejercicio económico pertinente.

Las sociedades anónimas y otras entidades constituidas o inscriptas en la Argentina y las sucursales y establecimientos permanentes argentinos de sociedades anónimas y otras entidades no constituidas o inscriptas en la Argentina generalmente no están sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales respecto de sus tenencias de acciones y títulos emitidos por entidades comerciales argentinas.

La persona física o sucesión indivisa que sea residente en la Argentina y que posea acciones nominativas (no al portador) u otro tipo de títulos de una persona jurídica extranjera que a su vez posea acciones de una compañía argentina, podrá acreditar contra su obligación de pago del impuesto sobre los bienes personales una porción del monto del impuesto sobre los bienes personales pagado por la entidad extranjera a cuenta de sus acciones en la compañía argentina igual a la proporción de las acciones de dicha compañía argentina representada por las acciones de la compañía argentina de propiedad de dicha persona física o sucesión.

La Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales No. 23.966, con sus modificaciones, y normas reglamentarias conexas, no ha sido aún interpretada o aplicada exhaustivamente por las autoridades o tribunales impositivos argentinos, y consecuentemente, ciertos aspectos de dicha ley continúan irresueltos. No queda claro, por ejemplo, si las referencias a propiedad “directa” aluden solamente a la titularidad (incluyendo la propiedad de un Depositario) o si se extiende a la titularidad beneficiaria. Asimismo, el concepto de “negociación”, según se usa en las leyes en relación con sociedades anónimas y otras entidades no argentinas, no se ha desarrollado aún, lo que no deja claro si dicho término se refiere a negociación real y corriente, negociación periódica o simplemente consumación de una oferta de títulos dentro o fuera de la Argentina. No se puede dar ninguna seguridad respecto de la interpretación o aplicación de estas y otras disposiciones de la ley y reglamentaciones relacionadas por parte de las autoridades y tribunales impositivos.

MetroGAS, al igual que otras emisoras argentinas, es responsable del pago del impuesto pagadero respecto de acciones y títulos argentinos (en este caso, las ADSs o Acciones Clase B) de propiedad de sociedades anónimas y otras entidades no argentinas. Por ello, la Compañía puede eventualmente pretender el reembolso del propietario directo de dichas acciones o títulos respecto de cualquier suma pagada a las autoridades impositivas argentinas en concepto de Impuesto sobre los Bienes Personales (ya sea mediante venta judicial de dichos títulos, deducción de dividendos, o de otra forma).

Depósitos y Retiro de Acciones Clase B en Canje por ADSs

No existe impuesto argentino al depósito o retiro de las Acciones Clase B en canje por las ADSs.

Tratados Impositivos

Argentina ha celebrado tratados impositivos con varios países. No existe actualmente ningún tratado o convención impositiva vigente entre la Argentina y los Estados Unidos.

Otros Impuestos

Impuesto al Valor Agregado (IVA). La venta o disposición de las Acciones Clase B o ADSs no está sujeta a IVA a menos que sea efectuada por una persona que regularmente las venda y resida en la Argentina.

Impuestos a la Sucesión y Donación, Impuesto de Sellos e Impuestos Similares. No hay impuestos sobre la herencia, sucesión o donación, aplicables a la propiedad, transferencia o enajenación de Acciones Clase B o ADSs. No existen impuestos o derechos de sellos, emisión, inscripción o similares pagaderos por los tenedores de las Acciones Clase B o ADSs.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. Las personas jurídicas constituidas en la Argentina y las sucursales o establecimientos permanentes de sociedades anónimas extranjeras, están sujetas al Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta sobre el valor de sus activos; la alícuota del impuesto es de 1%. Existe una deducción regular de Ps. 200.000 sobre la base imponible. El monto pagado como Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta puede acreditarse contra el impuesto a las ganancias.

Las acciones en entidades comerciales también sujetas al Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta quedan excluidas de los activos gravables.

Este impuesto complementa el impuesto a las ganancias dado que, mientras que el impuesto a las ganancias se aplica sobre la ganancia imponible para el año, el impuesto a la ganancia mínima presunta es una exacción mínima sobre la ganancia eventual de ciertos activos generadores de ganancias a una tasa del 1%, y por lo tanto la obligación impositiva de un contribuyente va a ser igual al más alto de dichos impuestos. No obstante, si el impuesto sobre la ganancia mínima presunta supera el impuesto a las ganancias durante un ejercicio económico, dicho excedente puede ser computado como pago anticipado de cualquier impuesto a las ganancias que supere el impuesto a la ganancia mínima presunta que pueda generarse en los diez ejercicios económicos siguientes.

Impuesto sobre los Créditos y los Débitos Bancarios. Todos los débitos o créditos en cuentas bancarias mantenidas con instituciones bancarias residentes en la Argentina están sujetos a un impuesto del 0,6% sobre cada débito y del 0,6% sobre cada crédito.

CAPÍTULO 11. INFORMACION CUALITATIVA Y CUANTITATIVA SOBRE RIESGOS DEL MERCADO

MetroGAS está expuesta a los riesgos del mercado, incluyendo el cambio de los tipos de cambio y las tasas de interés en el curso ordinario de su actividad comercial. Debido a que una de las series de Títulos de la Compañía se denominó en Euros, la Compañía celebró una operación de derivados a fin de cubrir los riesgos asociados con las variaciones del tipo de cambio entre el Euro y el Dólar. Durante 2002, la Compañía canceló la operación antes de su vencimiento. La Compañía no posee o emite instrumentos derivados con fines de intercambio comercial. La Compañía no prevé que los resultados de sus operaciones o su liquidez se vean afectados sustancialmente por el uso de instrumentos derivados.

La exposición de la Compañía a los riesgos del mercado por cambios en las tasas de interés se relaciona principalmente con su endeudamiento. Una porción sustancial de la deuda financiera de la Compañía devenga intereses a tasas fijas.

Exposición al Tipo de Cambio

La Compañía obtiene sustancialmente todos sus ingresos en la Argentina y en Pesos. Consecuentemente, sus utilidades están sujetas a la exposición de variaciones adversas en los tipos de cambio, principalmente en relación con su deuda expresada en Dólares Estadounidenses.

Desde el 1° de abril de 1991, hasta principios de 2002, en la Argentina se aplicó la Ley de Convertibilidad. Esta ley estableció un tipo de cambio fijo bajo el cual se exigía al Banco Central de la República Argentina vender Dólares Estadounidenses a cualquier persona a un tipo fijo de Ps. 1,00 por U$S 1,00, lo que daba por resultado la ausencia de variaciones significativas en el tipo de cambio entre Pesos y Dólares. Asimismo, las tarifas de la Compañía estaban expresadas en Dólares y se facturaban en Pesos a los tipos de cambio vigentes y estaban sujetas a ajustes periódicos para reflejar la inflación medida según el IPP de los Estados Unidos.

A principios de 2002, sin embargo, la Ley de Emergencia Pública, y medidas relacionadas con la misma, efectivamente devaluaron e hicieron flotar el Peso, convirtieron a Pesos las tarifas expresadas en Dólares a un tipo de cambio de Ps. 1 por U$S 1,00, y eliminaron todos los ajustes de las tarifas. Estos cambios han aumentado enormemente el valor en Pesos de la deuda financiera de la Compañía expresada en moneda extranjera, de Ps. 424,9 el 31 de diciembre de 2001 antes del ajuste por inflación, a Ps. 1.420,3 al 31 de diciembre de 2002.

Las pérdidas netas por tipo de cambio de la Compañía durante 2002, 2001, y 2000, fueron de Ps. 464,5 millones, Ps. 0,2 millones y Ps.0,1 millón, respectivamente.

Tabla I

La tabla siguiente presenta los flujos de fondos de capital y los promedios ponderados de las tasas de interés respectivas en las fechas de vencimiento programadas de los principales montos e intereses acumulados al 31 de diciembre de 2002 convertidos a Pesos al tipo de cambio utilizado en el presente en dicha fecha (Ps. 3,37 por dólar estadounidense).

	Vencida		2003	2004	2005	Total	Valor Razonable
Deuda Financiera	(en miles de Ps.)
U$S	240.874		345.227	438.100	-	1.024.202	798.412
Tasa Fija			9,875%
Tasa interés promedio (1)	8,991%			4,62%
Euros	396.079		-	-	-	396.079	120.121
Tasa Fija		7,375%
Tasa interés promedio (1)

______

Notas:

(1) La tasa de interés promedio se calcula sobre la base del promedio ponderado usando la última tasa reajustada.

PARTE II

CAPÍTULO 13. INCUMPLIMIENTOS, ATRASOS Y MORAS EN LOS DIVIDENDOS.

El 25 de marzo de 2002, la Compañía anunció la suspensión de los pagos de capital e intereses de todas sus deudas financieras. Consecuentemente, los mercados financieros nacionales e internacionales están cerrados para ella como lo están para la mayoría de las compañías argentinas. Asimismo, como consecuencia de dicha suspensión de pagos, sustancialmente la totalidad de la deuda financiera de la Compañía que no ha vencido aún, a opción de los acreedores correspondientes, puede ser exigida anticipadamente. Véase el Capítulo 3: “Información Clave – Factores de Riesgo Relacionados con la Compañía. La Licencia de la Compañía es revocable bajo ciertas circunstancias, y la revocación de su Licencia podría tener un efecto sustancial adverso sobre la Compañía” y el Capítulo 5: “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras - Liquidez y Recursos de Capital.”

Ciertos acreedores han solicitado a la Compañía que lance un plan de reestructuración de la deuda antes de completar las renegociaciones en las que está embarcada con el Gobierno Nacional. Consecuentemente, la Compañía planea desarrollar y presentar a sus acreedores un plan amplio de reestructuración financiera respecto de la totalidad de su endeudamiento financiero.

CAPÍTULO 14. MODIFICACIONES SUSTANCIALES A LOS DERECHOS DE LOS TENEDORES DE TITULOS Y DESTINO DE LOS FONDOS

A. Se modificaron los Estatutos de la Compañía para disponer que no quedará sujeta al régimen de oferta pública obligatoria contemplada por el Decreto Nº 677/2001 y para permitir que las asambleas de accionistas puedan celebrarse sin que ellos asistan físicamente. Véase Capítulo 10: “Información Adicional -- Acta Constitutiva y Estatutos.”

CAPÍTULO 15. CONTROLES Y PROCEDIMIENTOS.

Dentro de los 90 días anteriores a la fecha del presente Prospecto, la Compañía realizó una evaluación bajo la supervisión y con la participación de sus directivos, incluyendo el director general y el director de finanzas, sobre la efectividad del diseño y operación de sus procedimientos y controles de revelación de información. Hay limitaciones inherentes a la efectividad de cualquier sistema de controles y procedimientos de revelación de información, incluyendo la posibilidad del error humano y de que se burlen o ignoren los controles y procedimientos. Consecuentemente, incluso los controles y procedimientos efectivos pueden brindar solo una seguridad razonable de lograr sus objetivos de control. Sobre la base de, y a la fecha de nuestra evaluación, el director ejecutivo y el director de finanzas de la Compañía llegaron a la conclusión de que los controles y procedimientos de la Compañía son efectivos en todo aspecto sustancial a fin de asegurar que la información que se requiera revelar, en los informes que presenta y eleva la Compañía bajo la Securities Exchange Act de los Estados Unidos, de 1934, con sus modificatorias, y las normas y reglamentaciones en virtud de las mismas, se registre, procese, resuma e informe en la manera y oportunidad requerida.

No ha habido cambios sustanciales en los controles internos de la Compañía o en otros factores que pudieran afectar sustancialmente estos controles con posterioridad a la fecha en que la Compañía completó la evaluación de sus procedimientos y controles de revelación de información, ni ha habido deficiencias significativas o debilidades sustanciales en sus controles internos que requieran medidas correctivas.