Metrogas S.A. - Annual Report 2021

PARTE PERTINENTE DEL ACTA DE DIRECTORIO 622

ACTA DE DIRECTORIO Nº 622 : En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a los 2 días del mes de marzo de 2022, siendo las 10 horas, se reúnen por sistema de video multiconferencia los integrantes del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora de MetroGAS S.A. (“MetroGAS” o la “Sociedad”) que firman al pie; participando asimismo el Sr. Pablo Ernesto Anderson, Secretario del Directorio y Director de Asuntos Legales y Regulatorios de la Sociedad. Preside la reunión el Sr. Alejandro Héctor Fernández, Presidente de MetroGAS, quien previo a comprobar la existencia de quórum suficiente declara abierto el acto. Se da lectura al primer punto del Orden del Día: 1) Valuación de Activos Esenciales : Son invitados a participar de la reunión los representantes de la consultora FIRST, quienes exponen sobre la determinación del valor razonable de los activos esenciales de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021, informando sobre la metodología que usaron para trabajar. Los presentes realizan consultas que son respondidas. Se da lectura al segundo punto del Orden del Día: 2) Consideración de los Estados Financieros consolidados e individuales, la Memoria, los Estados de Situación Financiera Consolidados, los Estados Consolidados de Pérdidas y Ganancias y Otro Resultado Integral, los Estados Consolidados de Cambios en el Patrimonio Neto, los Estados Consolidados de Flujo de Efectivo y Notas a los Estados Contables, la Reseña Informativa, el Inventario, y el resto de la documentación acompañada en el art. 234 inc. 1° de la Ley de Sociedades Comerciales, correspondiente al ejercicio económico número treinta, iniciado el 1° de enero de 2021 y finalizado el 31 de diciembre de 2021 : Toma la palabra el Sr. Fernández, quien hace referencia a la documentación mencionada en el Orden del Día que ha sido distribuida con anterioridad a la reunión y menciona la necesidad de aprobar dichos documentos. Invitado a la reunión, toma la palabra el Sr. Tomás Córdoba, Director de Administración y Finanzas de la Sociedad, quien realiza una exposición sobre los principales indicadores de los Estados Financieros de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021 y responde las consultas de los participantes. Toma la palabra el Sr. Fernando Alonso Belgrano y, en su rol de Presidente del Comité de Auditoría de la Sociedad, manifiesta que en la reunión del Comité del pasado día 25 de febrero se contó con la participación del Sr. Córdoba, del Sr. Anderson -en su doble rol de Director de Asuntos Legales y Regulatorios y Secretario del Comité de Auditoría- y del Sr. Diego De Vivo, socio responsable de Deloitte & Co. S.A., auditor externo de la Sociedad. Refiere a la exposición del Sr. Córdoba respecto a los estados contables de la Sociedad y al informe del auditor externo sobre dichos estados, quién manifestó que no existen observaciones. También menciona que se recibió la presentación de los responsables de la consultora FIRST con respecto a la Valuación de Activos Esenciales. Sobre esta base, los miembros del Comité de Auditoría concluyeron que no había observaciones que formular sobre los estados contables, considerando el marco de la renegociación tarifaria, recomendando por lo tanto al Directorio aprobar la documentación correspondiente. Sometido el tema a consideración de los presentes, resultan aprobados por unanimidad - incluyendo el voto favorable del Sr. Director Osvaldo Barcelona expresado por el Sr. Director Hernán Letcher, a quien el Sr. Barcelona autorizó a votar en su nombre en los términos del art. 266 de la Ley 19.550- los Estados Financieros consolidados e individuales, la Memoria, los Estados de Situación Financiera Consolidados, los Estados Consolidados de Pérdidas y Ganancias y Otro Resultado Integral, los Estados Consolidados de Cambios en el Patrimonio Neto, los Estados Consolidados de Flujo de Efectivo y Notas a los Estados Contables, la Reseña Informativa, el Inventario y la documentación acompañada en el art. 234 inc. 1° de la Ley de Sociedades Comerciales , así como la Conciliación a Normas Internacionales de Información Financiera de los Estados Financieros de la Sociedad Controlada (Título IV - Capítulo III - Artículo 3° - Apartado 10. B de las Normas – N.T. 2013 y mod.), documentación correspondiente al ejercicio económico número treinta iniciado el 1 de enero de 2021 y finalizado el 31 de diciembre de 2021 y se toma nota, asimismo, del Informe del Auditor y del Informe de la Comisión Fiscalizadora. Se transcriben a continuación la Memoria y el Informe de la Comisión Fiscalizadora. MEMORIA. (Información no cubierta por el informe de los Auditores Independientes). Señores Accionistas: De conformidad con las disposiciones legales y estatutarias vigentes, sometemos a vuestra consideración la documentación referida a los Estados financieros correspondientes al trigésimo ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021. 1. CONTEXTO MACROECONÓMICO. Para una empresa como MetroGAS S.A. (“MetroGAS”o la “Sociedad”) con una actividad concentrada en el mercado argentino, y en particular el servicio de distribución de gas que es muy sensible tanto para la población en general como para la mayoría de las actividades económicas, la evolución de la situación macroeconómica y social es muy relevante. En consecuencia, los cambios en las condiciones económicas, políticas y regulatorias en Argentina han tenido y

se espera que sigan teniendo un impacto significativo en la Sociedad. En los últimos años, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa caracterizada por períodos de crecimiento bajo o negativo, devaluaciones de la moneda y altos niveles variables de inflación. A esta situación macroeconómica local de los últimos años se le sumó a partir del mes de marzo del año 2020 los efectos de las medidas tomadas para controlar por la pandemia de Coronavirus (“COVID-19”). En el plano externo, si bien la economía mundial está entrando en una etapa de desaceleración tras el fuerte repunte registrado en 2021, el contexto internacional continúa siendo favorable para Argentina debido a los elevados precios de las materias primas exportadas por nuestro país. Según los últimos datos publicados en el Informe Mensual de Estimación de la Actividad Económica correspondiente a diciembre 2021, elaborado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”), la estimación preliminar arrojó una variación positiva de la actividad económica en el Producto Bruto Interno (“PBI”) de 10,3% para 2021 con respecto al 2020, principalmente impulsado por la recuperación de la actividad económica luego de una caída pronunciada en el 2020 en el marco de la pandemia de COVID-19 y las medidas adoptadas para combatirla. En términos de inflación, Argentina ha enfrentado y sigue experimentando presiones inflacionarias significativas. Durante 2021, el Índice de Precios al Consumidor (“IPC”) elaborado por el INDEC fue de 50,9%, mientras que el Índice de Precios Internos Mayoristas (“IPIM”), elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado de 51,3% durante dicho período. Durante 2020, el incremento de precios reflejado por el IPC fue de 36,1%, mientras que el IPIM tuvo un incremento del 35,4%. En términos de balanza comercial, según los últimos datos publicados en el informe Intercambio Comercial Argentino elaborado por el INDEC, el superávit en el saldo de la cuenta comercial de Argentina ascendió a U$S 14.750 millones durante 2021, lo que representó un incremento del 17,1% con respecto al 2020, explicado por un aumento de las importaciones del 42,0% y un aumento de las exportaciones del 49,2%, en comparación con el año anterior. En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 102,72 pesos por dólar al 31 de diciembre de 2021, habiéndose incrementado aproximadamente un 22,1% desde su valor de 84,15 pesos por dólar al 31 de diciembre de 2020. En relación con la deuda soberana, durante 2021 el Gobierno Nacional continuó con negociaciones con el Fondo Monetario Internacional (“FMI”) con el objetivo de lograr la sostenibilidad de su deuda externa pública, luego de haber alcanzado niveles de adhesión cercanos al 99% en relación con el canje de bonos en moneda extranjera concluido en 2020. En julio 2021, el Ministro de Economía de Argentina (“ME”) y representantes del Fondo Monetario Internacional (“FMI”) se reunieron para continuar con las discusiones sobre un nuevo programa acerca de los términos de la deuda tomada entre 2018 y 2019 bajo el actual Acuerdo Stand-by (“SBA” por sus siglas en inglés). Dichas negociaciones reflejaron progresos en asuntos que son transcendentales para el programa económico de Argentina, tales como la recuperación económica basada en la generación de empleo, crecimiento del valor agregado y estabilidad macroeconómica sustentable en el tiempo. El 22 de septiembre de 2021 Argentina pagó al FMI la primera cuota de capital bajo el SBA de US$ 1.900 millones. El 28 de enero de 2022 Argentina efectuó un pago de US$ 731 millones que debía realizar bajo el SBA. Adicionalmente, en dicha fecha, el Gobierno Nacional anunció que había llegado a un acuerdo con el FMI para refinanciar el SBA firmado en 2018, sin embargo, aún se desconocen las condiciones finales de dicho acuerdo. El FMI emitió un comunicado de prensa, anunciando que había llegado a un entendimiento sobre políticas claves como parte de las negociaciones con el gobierno argentino. El acuerdo final con el FMI debe ser aprobado por el Congreso argentino y la junta directiva del FMI. En relación con la deuda con el Club de París, con fecha 23 de junio de 2021, el ME anunció que el Gobierno Nacional alcanzó un acuerdo para evitar un incumplimiento al vencimiento el 31 de julio de 2021 y poder seguir renegociando la deuda hasta el 31 de marzo de 2022. En razón de dicho acuerdo, el Gobierno Nacional debería pagar un total de US$ 430 millones a cuenta del capital de la deuda total en 2 partes: el 31 de julio de 2021 y el 28 de febrero de 2022. Respecto de los intereses devengados y no pagados, serán incluidos en la renegociación que se estima alcanzar antes del 31 de marzo de 2022. El 28 de julio de 2021, se realizó el primer pago por US$ 230 millones. La evolución de la deuda con el Club de París se encuentra supeditada a las negociaciones que a la fecha el Gobierno Nacional mantiene con el FMI. No tenemos certezas de que el Gobierno Nacional pueda renegociar la deuda con el Club de París y que el acuerdo de entendimiento con el FMI sea aprobado por el Congreso argentino y la junta directiva del FMI, o de ser aprobado, que las condiciones del acuerdo no afectarán la capacidad de Argentina para implementar reformas y políticas públicas e impulsar el crecimiento económico. Tampoco podemos predecir el impacto del resultado de dichas

negociaciones en la capacidad de Argentina (e indirectamente la nuestra) de acceder a los mercados de capitales internacionales. Asimismo, el impacto a largo plazo de estas medidas o cualquier medida tomada por el Gobierno Nacional en el futuro sobre la económica argentina continúa siendo incierto. No podemos asegurar el impacto de las medidas citadas con anterioridad en la economía argentina ni en nuestra situación patrimonial, económica, financiera o de otro tipo, nuestros resultados y los de nuestras operaciones y/o negocios. 2. PERFIL DE LA SOCIEDAD. MetroGAS es la empresa de distribución de gas natural por redes más grande de la Argentina, en términos de cantidad de clientes y volumen de gas entregado. De acuerdo con la última información disponible suministrada por el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) MetroGAS distribuye aproximadamente el 18% del total del gas natural abastecido por las nueve compañías distribuidoras del país y cuenta hoy con aproximadamente 2,5 millones de clientes en su área de servicio (Ciudad Autónoma de Buenos Aires y once partidos del sur del Gran Buenos Aires), un área densamente poblada que incluye importantes usinas, clientes residenciales, industriales y comerciales. En el año 2005, con motivo de los cambios en las reglamentaciones (ver punto 3.2.2), el Directorio de MetroGAS decidió la constitución de MetroENERGÍA S.A. (“MetroENERGÍA”), una sociedad anónima de la cual MetroGAS es titular del 95% del capital accionario y cuyo objeto social es el de dedicarse por cuenta propia, de terceros o asociada a terceros, a la compraventa de gas natural y/o su transporte. Desde el año 1993 el consumo de gas natural en la Argentina aumentó aproximadamente un 95%. Ese año el consumo fue de aproximadamente 21.828 MMm[3] (millones de metros cúbicos) y se incrementó a 42.543 MMm[3] en 2021 de acuerdo con la información provista por el ENARGAS. Dicho aumento se ha debido a los mejores precios relativos que presentó el gas natural respecto de otras fuentes de energía, al aumento en la capacidad de los gasoductos troncales y a la expansión de los sistemas de distribución. Las reservas comprobadas de gas de la Argentina ascienden a 376.723 MMm[3] de acuerdo con la información provista por la Secretaría de Energía (“SE”) al mes de diciembre de 2021, por el período enero – diciembre de 2020. Existen 19 cuencas sedimentarias conocidas en el país, 10 de las cuales se encuentran en el continente, 3 son marítimas y 6 de ellas son combinadas. La producción está concentrada en 5 cuencas: Noroeste; Neuquén y Cuyo en la zona central; Golfo de San Jorge y Austral en el sur del país. La producción de gas natural fue 45.293 MMm[3] de acuerdo con la información provista por la SE al mes de diciembre de 2021 en el período enero – diciembre 2021, de los cuales 26.336 MMm[3] fueron provenientes de la cuenca neuquina. Adicionalmente, para poder satisfacer los requerimientos de la demanda interna, se debieron importar aproximadamente unos 8.266 MMm3, provenientes de Bolivia y del Gas Natural Licuado (“GNL”) regasificado en los puertos de Escobar y Bahía Blanca. Aproximadamente el 74% del gas comprado por MetroGAS durante 2021 provino de la cuenca de Neuquén, el 24% de la cuenca de Tierra del Fuego y el restante 2% de la cuenca de Santa Cruz y Chubut; así como de la importación de gas de Bolivia y GNL proveniente de Escobar y Bahía Blanca. 3. MARCO REGULATORIO.

La distribución de gas natural por redes es un servicio público y por lo tanto es una actividad regulada. El ENARGAS, en los términos de la Ley del Gas, es la autoridad de aplicación y su jurisdicción se extiende al transporte, venta, almacenaje y distribución de gas natural. Su mandato, de acuerdo con lo expresado en la Ley del Gas, incluye la protección de los consumidores, el cuidado de la competencia en la provisión y demanda de gas natural y el fomento de las inversiones de largo plazo en la industria. Con fecha 31 de marzo de 2017 se publicó la Resolución ENARGAS Nº 4.356/2017 por medio de la cual se dispuso a aprobar los estudios técnico-económicos sobre la Revisión Tarifaria Integral (“RTI”) y el Plan de Inversiones Obligatorias (“PIO”) de MetroGAS para el período 2017-2021. Tal lo expresado en los considerandos de la citada Resolución, la fijación de las tarifas máximas a autorizar en el quinquenio para la prestación del servicio de transporte y distribución de gas requirió la conjunción de:

una tasa de rentabilidad justa y razonable a reconocer a las prestadoras del servicio - Costo del Capital;
el valor de la Base Tarifaria, o Base de Capital necesaria para la prestación del servicio regulado;
el PIO a ejecutar durante el quinquenio;
el Capital de Trabajo afectado al giro del negocio regulado;
la estimación de los Gastos de Operación y Mantenimiento, de Comercialización y Administración necesarios para la prestación del servicio regulado;
los tributos que gravan la actividad regulada; y
los cambios esperados en la productividad y en la eficiencia y las estimaciones de la demanda esperada durante el quinquenio.

Sin perjuicio de las variables tomadas en consideración por el ENARGAS en oportunidad de la RTI y el ajuste tarifario allí establecido, distintas medidas adoptadas a posteriori por el Estado Nacional (a través del Poder Ejecutivo Nacional ("PEN"), la (ex) Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”) y el ENARGAS) devinieron en claro perjuicio de MetroGAS. Las alteraciones más relevantes a la ecuación económico-financiera previstas al momento de la RTI derivan de la aplicación de distintas Resoluciones emitidas durante el ejercicio 2019 por el ENARGAS que produjeron menores ingresos, fundamentalmente por el diferimiento del ajuste semestral de tarifas y mayores costos en relación al cálculo del Gas Natural No Contabilizado (“GNNC”). Por lo mencionado precedentemente, han ocurrido cambios significativos en previsiones básicas del marco regulatorio que no habían sido contempladas al momento de disponerse la aprobación del PIO y determinarse las tarifas justas y razonables al momento de la RTI. Debido a ello, con fecha 11 de octubre de 2019 MetroGAS realizó una presentación ante el ENARGAS solicitando (i) la revisión y adecuación del PIO de MetroGAS que fuera aprobado mediante Resolución ENARGAS Nº 4.356/2017 y (ii) una compensación económica para la restitución del equilibrio económico y financiero, conjuntamente con la reconsideración de ciertas medidas regulatorias adoptadas, ya sea por incrementos de los costos o por la reducción en la generación de ingresos, de modo que permita cumplir con las premisas tomadas en cuenta al momento de realizarse los estudios técnicos y económicos de la RTI (ver puntos 3.1.1 y 7.6). Con fecha 23 de diciembre de 2019 se publicó la Ley N° 27.541, denominada de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia (“Ley de Solidaridad”), que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y delegó en el PEN hasta el 31 de diciembre de 2020 las facultades en los términos del artículo N° 76 de la Constitución Nacional. Con fecha 17 de marzo de 2020 se publicó el Decreto N° 278/2020 que dispuso la intervención del ENARGAS hasta el 31 de diciembre de 2020, en orden a lo establecido en el artículo 6° de la Ley de Solidaridad, y la designación como interventor del Licenciado Federico Bernal (prorrogándose tal intervención en primer lugar por un año por el Decreto PEN N° 1.020/2020 y en segundo lugar hasta el 31 de diciembre de 2022 por el Decreto PEN N° 871/2021). Con fecha 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto N° 1.020/2020 que (i) determinó el inicio de la renegociación de la RTI vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad en el Marco de la Emergencia Pública (ver punto 3.1.1). En razón de estas medidas, el 29 de enero de 2021, MetroGAS realizó una nueva presentación ante el ENARGAS, mediante la cual actualizó los valores de las afectaciones que fueron objeto de su presentación del 11 de octubre de 2019 -anteriormente citada-, y amplió su solicitud de compensación económica para la restitución de su equilibrio económico y financiero, solicitando la reparación de los perjuicios que le representaron los incrementos de sus costos y la reducción de sus ingresos, derivados de las normas recién mencionadas, adoptadas todas a partir de la Ley de Solidaridad, inclusive. El 21 de mayo de 2021 MetroGAS suscribió con el ME y con el ENARGAS un “Acuerdo Transitorio de Renegociación del Régimen Tarifario de Transición: Adecuación Transitoria de la Tarifa de Gas Natural” (el “Acuerdo Transitorio”), el cual permitió un ajuste tarifario de transición según los cuadros publicados en el Boletín Oficial el 2 de junio de 2021 (ver punto 3.1.1). Posteriormente, el 28 de diciembre de 2021 se publicó la Resolución ENARGAS N° 518/2021 mediante la cual se convocó a Audiencia Pública Nº 102 con el objeto de poner a consideración: 1) Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de transporte de gas natural (de conformidad con el Decreto N° 1.020/2020); y 2) Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de distribución de gas por redes (de conformidad con el Decreto N° 1.020/2020), la cual fue celebrada virtualmente el 19 de enero de 2022 (ver punto 3.1.1). El 18 de febrero de 2022, MetroGAS suscribió con el ME y el ENARGAS una Adenda al Acuerdo Transitorio que fue ratificada por el PEN mediante Decreto N° 91/2022, publicado el 23 de febrero de 2022, como consecuencia de la cual, el 25 de febrero de 2022 se publicó la Resolución ENARGAS N° 69/2022 que aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición a aplicar por MetroGAS a partir del día 1 de marzo de 2022 y aprobó el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales de Transición (ver punto 3.1.1). La situación económica del país tiene impacto, no sólo en los consumos de los distintos usuarios de la Sociedad, sino que también implica la variación de la coyuntura respecto a la situación imperante al momento del dictado de la Resolución ENARGAS Nº 4.356/2017. Asimismo, debe tenerse presente que nos encontramos en un contexto de (i)

incertidumbre con respecto a la capacidad de pago del sector público argentino y las posibilidades de obtener financiamiento, (ii) incremento de la inflación que afecta el crecimiento de la economía, (iii) controles de precios, (iv) incertidumbre respecto al marco regulatorio aplicable a la Sociedad, (v) restricciones a la adquisición y transferencia de divisas al exterior, (vi) aplicación de restricciones a las importaciones y exportaciones de productos y (vii) creación de nuevos impuestos a la exportación de determinados productos o el incremento de las alícuotas vigentes. En la medida que el ENARGAS no adopte medidas tendientes a corregir la afectación del mecanismo de mantenimiento en valores constantes de la tarifa de distribución, esto continuará impactando negativamente en la Sociedad, disminuyendo el flujo de ingresos y empeorando la actual situación económico-financiera de MetroGAS. Por otro lado, una parte de la deuda financiera de la Sociedad está denominada en dólares estadounidenses y está expuesta a las variaciones en el tipo de cambio. Consecuentemente, variaciones no previstas y abruptas en el tipo de cambio resultan en cambios significativos en los montos necesarios para ser aplicados al pago de servicios de deuda, afectando de tal manera los resultados y la condición financiera. Igual impacto deriva de las altas tasas de interés o el aumento de las tasas de inflación que incrementan los costos de operación e influyen negativamente en los resultados de operación y en la situación financiera. En virtud de lo expuesto, el Directorio monitorea permanentemente la evolución de las variables económico-financieras y el impacto de la Ley de Solidaridad, y las normas derivadas de ella, para adoptar medidas tendientes a disminuir los impactos negativos sobre la Sociedad y su consecuente reflejo en los estados financieros de períodos futuros. 3.1 Tarifas de distribución de gas natural. 3.1.1 Cuadros tarifarios. Mediante Resolución N° 91/2018 del (ex) Ministerio de Energía y Minería (“MINEM”) se sustituyó el Numeral 9.4.2.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (“RBLD”) aprobada como Anexo B, Subanexo I, por el Decreto Nº 2.255 de fecha 2 de diciembre de 1992, determinando en lo pertinente que “los ajustes serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de abril al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 31 de marzo del año siguiente”. En fecha 8 de octubre de 2018 se publicó la Resolución ENARGAS N° 281/2018 que dispuso aprobar los cuadros tarifarios de MetroGAS aplicables a partir de la publicación de los mismos (luego rectificada por la Resolución ENARGAS N° 292/2018). Cabe aclarar, que dichos cuadros tarifarios no contemplaron la exacta incidencia de las Diferencias Diarias Acumuladas (“DDA”) correspondientes al período comprendido entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de 2018. En relación a la Metodología de Adecuación Semestral de la Tarifa, el ENARGAS advirtió que, para el período a considerar en el ajuste aplicable a partir de octubre-2018, es decir la variación entre febrero y agosto de 2018, existe una notoria disparidad entre la variación del Índice de precios internos mayoristas (“IPIM”) y la de otros indicadores de la economía. Por ello, a partir de lo observado consideró razonable que para el ajuste semestral se aplique la metodología del Anexo V de la Resolución ENARGAS N° 4.356/2017, pero considerando una adecuada combinación de índices que reflejen en mejor medida la variación de los indicadores de la economía general a fin de que se implementen los preceptos establecidos en las Resoluciones que aprobaron la RTI, alegando que “tal aplicación no significa un cambio metodológico, ni del principio general establecido en el Anexo V de la Resolución ENARGAS N° 4.356/17, sino la adecuada evaluación de tal criterio en el marco del caso concreto de su aplicación al semestre a iniciarse en octubre de 2018 en el que se aprecia una significativa disparidad entre el IPIM y otros indicadores macroeconómicos”. A partir de ello, se aplicó como índice de actualización de la tarifa el promedio simple de los siguientes índices: a) IPIM entre los meses de febrero de 2018 y agosto de 2018, b) Índice del Costo de la Construcción (“ICC”) entre los meses de febrero de 2018 y agosto de 2018, y c) Índice de variación salarial (“IVS”) entre los meses de diciembre de 2017 y junio de 2018, lo cual resulta en una variación total para el período estacional de 19,7%, frente a una variación del 30,5% de haberse aplicado el IPIM únicamente. La Sociedad presentó en tiempo y forma el recurso de reconsideración contra la metodología seguida por el ENARGAS para reconocer el ajuste de la tarifa de distribución y la diferencia en las DDA. Con fecha 24 de junio de 2019 y mediante Resolución N° 336/2019 de la SGE, se estableció -en beneficio de los usuarios residenciales de gas natural y con carácter excepcional- un diferimiento de pago del 22% en las facturas a ser emitidas a partir del 1º de julio de 2019 y hasta el 31 de octubre de 2019 que fue recuperado a partir de las facturas emitidas desde el 1º de diciembre de 2019 y por 5 períodos mensuales, iguales y consecutivos. Dicha Resolución también dispuso que el costo financiero del diferimiento (computado entre las fechas de vencimiento de pago original de las facturas y las de vencimiento de las facturas en las que se incluya cada cuota de recupero) sea asumido por el Estado Nacional en carácter de subsidio, mediante el pago de intereses a distribuidoras,

subdistribuidoras, transportistas y productores, reconociéndose a ese efecto la tasa para plazos fijos por montos de $ 20.000.000 o superiores a plazos de 30 o 35 días, denominada TM20, publicada por el Banco de la Nación Argentina que ascendió a 40,50% al 31 de diciembre de 2019. Debe tenerse presente que la Resolución SGE Nº 336/2019 es anterior a la significativa devaluación acontecida en el mes de agosto de 2019 y la tasa de interés prevista en la norma no compensa el impacto financiero causado por resultar insuficiente y afectar directamente el capital de trabajo de la Sociedad. En relación al ajuste semestral de los márgenes de transporte y distribución previsto a partir del 1º de octubre de 2019, con fecha 4 de septiembre de 2019 se publicó la Resolución SGE N° 521/2019 que difirió el ajuste semestral para el 1° de enero de 2020, oportunidad en la cual se aplicaría el valor correspondiente al índice de actualización inmediato anterior disponible. A fin de compensar a las prestadoras en el marco de lo dispuesto en el numeral 9.8 de las RBLD, se dispuso la revisión y adecuación -en su exacta incidencia- de las inversiones obligatorias a su cargo. Para ello, las prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas natural debían presentar ante el ENARGAS, dentro del plazo de 30 días corridos desde la publicación de la Resolución SGE N° 521/2019, sus propuestas de readecuación de las inversiones obligatorias a su cargo, a fin de que la autoridad regulatoria las evalúe y autorice, con las adecuaciones pertinentes, respetando la exacta incidencia entre los montos que se dejan de percibir en concepto de tarifa -incluyendo las bonificaciones a las subdistribuidoras de su área de licencia- y los montos de inversión comprometidos. Asimismo, la Resolución SGE N° 521/2019 difirió el ajuste tarifario por variación del precio de gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (“PIST”) previsto con vigencia a partir del 1º de octubre de 2019 para el 1° de enero de 2020, oportunidad en que se efectuarán las adecuaciones pertinentes a los períodos a considerar para el cálculo de las DDA. Con fecha 4 de octubre de 2019, MetroGAS realizó la presentación requerida por la Resolución SGE N° 521/2019 con la propuesta de readecuación de las inversiones obligatorias a su cargo. En dicha presentación, la Sociedad determinó que el impacto en los ingresos para el período octubre-diciembre 2019 según las pautas utilizadas en la RTI, en moneda de diciembre de 2016, ascendió a aproximadamente $ 390 millones. Por lo tanto, la Sociedad propuso readecuar el PIO por dicho monto, que representó una disminución del PIO original en un 3,84% para el año Regulatorio 3 cuya fecha de finalización fue marzo de 2020. A la fecha de aprobación de los presentes estados financieros, el ENARGAS no se ha expedido al respecto. Con fecha 25 de noviembre de 2019 se publicó la Resolución SGE N° 751/2019 que sustituyó el artículo 1° de la Resolución SGE N° 521/2019 y estableció: "Diferir el ajuste semestral de los márgenes de transporte y distribución previsto a partir del 1º de octubre de 2019 para el 1° de febrero de 2020, debiendo utilizarse, en esa oportunidad, el índice de ajuste correspondiente para reflejar la variación de precios entre los meses de febrero y agosto de 2019”. Mediante Resolución ENARGAS N° 703/2019 se publicaron nuevos cuadros tarifarios para MetroGAS con vigencia a partir del 1º de noviembre de 2019. Estos cuadros tarifarios tuvieron su fundamento en (i) el análisis y revisión de las DDA de MetroGAS correspondientes a los períodos “Octubre 2018-Abril 2019” y “Abril 2019-Octubre 2019” y (ii) el ajuste previsto en la Resolución ENARGAS N° 694/2019 que resolvió una controversia entre MetroGAS y Naturgy BAN S.A. Posteriormente, con fecha 29 de noviembre de 2019, y habiéndose advertido errores materiales en la Resolución ENARGAS N° 703/2019, se publicaron, a través de la Resolución ENARGAS N° 763/2019, nuevos cuadros tarifarios para MetroGAS con vigencia a partir del 29 de noviembre de 2019. Sobre estas dos últimas resoluciones, se ha presentado recurso de reconsideración y nulidad sobre los montos determinados por DDA, por entender que los criterios utilizados para su determinación no se adecúan a los principios consagrados en la Ley de Gas y tampoco a los que se comunicaron por medio de la Resolución ENARGAS N° 72/2019, que en tiempo y forma fue impugnada por MetroGAS y aún no fue resuelta por el ENARGAS. Con fecha 27 de abril de 2020 se publicó la Resolución ENARGAS N° 27/2020 que deroga la Resolución ENARGAS Nº 72/2019 (ver punto 3.1.3). Con fecha 23 de diciembre de 2019 se publicó la Ley de Solidaridad, que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y delegó en el PEN hasta el 31 de diciembre de 2020 las facultades en los términos del artículo N° 76 de la Constitución Nacional. En relación al sistema energético, el artículo 5 de la Ley de Solidaridad facultó al PEN a mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la RTI vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las leyes N° 24.065, N° 24.076 y demás normas concordantes, a partir de la vigencia de la Ley de Solidaridad y por un plazo máximo de hasta ciento ochenta días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020.

Asimismo, facultó al PEN a intervenir administrativamente el ENARGAS por el término de un año. Con fecha 19 de junio de 2020 se publicó el Decreto de Necesidad y Urgencia (“DNU”) N° 543/2020 que prorrogó el plazo establecido en el citado artículo 5° de la Ley de Solidaridad desde su vencimiento y por un plazo adicional de ciento ochenta días corridos, manteniéndose así vigente la referida facultad del PEN de mantener inalterados los valores tarifarios de electricidad y gas natural hasta fines de 2020. Con fecha 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto N° 1.020/2020 que (i) determinó el inicio de la renegociación de la RTI vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad en el Marco de la Emergencia Pública; (ii) estableció que el plazo de la renegociación dispuesta anteriormente no podrá exceder los dos años desde la fecha de entrada en vigencia del mencionado decreto, debiendo suspenderse hasta entonces los Acuerdos correspondientes a las respectivas Revisiones Tarifarias Integrales vigentes con los alcances que en cada caso determinen los Entes Reguladores; (iii) encomendó la renegociación al ENARGAS pudiendo preverse adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según pudiera corresponder, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados; (iv) prorrogó el plazo de mantenimiento de las tarifas de gas natural establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad en el marco de la Emergencia Pública (prorrogado por el Decreto N° 543/2020 desde su vencimiento) por un plazo adicional de noventa días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición para los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural (lo que ocurra primero, con los alcances que en cada caso corresponda); y (v) prorrogó la intervención del ENARGAS, incluyendo mandas y designaciones (entre ellas, la del Sr. Interventor, Federico Bernal), por el plazo de un año desde su vencimiento o hasta que se finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el presente, lo que ocurra primero (luego prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2022). A la fecha de aprobación de los presentes estados financieros, las presentaciones realizadas por MetroGAS se encuentran sujetas a evaluación por parte del ENARGAS, razón por la cual en la presentación realizada al ENARGAS con fecha 29 de enero de 2021 -citada anteriormente-, la Sociedad ha reclamado la correspondiente compensación económica por el impacto que todas las medidas mencionadas han provocado en sus ingresos. Con fecha 23 de febrero de 2021 se publicó la Resolución ENARGAS N° 47/2021 que convocó a Audiencia Pública Nº 101 virtual para el día 16 de marzo de 2021 con el objeto de poner a consideración el Régimen Tarifario de Transición de conformidad con el Decreto N° 1.020/20. En los términos de la resolución del ENARGAS, la Sociedad presentó oportunamente los cuadros tarifarios de transición, así como la información de sustento de los mismos para el régimen tarifario transitorio. El 21 de mayo de 2021 MetroGAS suscribió con el ME y con el ENARGAS un Acuerdo Transitorio, el cual resultó ratificado por el PEN mediante Decreto N° 354/2021, publicado el 31 de mayo de 2021, y como consecuencia de lo cual, el 2 de junio de 2021 se publicó la Resolución ENARGAS N° 151/2021 que (i) declaró la validez de la Audiencia Pública N° 101, (ii) aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición a aplicar por MetroGAS a partir del día 2 de junio de 2021 y (iii) aprobó el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales de Transición. El incremento otorgado en el Margen de Distribución de la Sociedad resultó en promedio en un aumento aproximado del 30,4%, siendo este diferencial entre categorías de usuarios y entre cargos fijos y variables. Dentro del Acuerdo Transitorio, se dejó establecido que su suscripción no implica renuncia de MetroGAS a ningún derecho que le correspondiere en virtud de la RTI vigente, ni al reclamo ya formulado y/o a los que en el futuro pudiera promover, persiguiendo las compensaciones correspondientes para la restitución de su equilibrio económico financiero y la reparación de los perjuicios económicos-financieros sufridos como consecuencia de las decisiones regulatorias referidas. El 28 de diciembre de 2021 se publicó la Resolución ENARGAS N° 518/2021 mediante la cual se convocó a Audiencia Pública Nº 102 con el objeto de poner a consideración: 1) Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de transporte de gas natural (de conformidad con el Decreto N° 1.020/2020); y 2) Adecuación transitoria de la tarifa del servicio público de distribución de gas por redes (de conformidad con el Decreto N° 1.020/2020), la cual fue celebrada virtualmente el 19 de enero de 2022. En cumplimiento de lo allí requerido, la Sociedad presentó los cuadros tarifarios de transición propuestos junto con la información de sustento de los mismos que permita poner a conocimiento de la ciudadanía, usuarios y usuarias, el contenido propuesto para la adecuación transitoria de las tarifas bajo el Régimen Tarifario de Transición. En la Audiencia del 19 de enero de 2022, la Sociedad presentó dos anexos con incrementos que se adecuan a lo requerido por la Resolución N° 518/2021. En primer lugar,

mediante el incremento señalado en el Anexo I, formuló un pedido de incremento en los ingresos del 178,16% según lo determina la Licencia de Distribución y resulta del mecanismo no automático de adecuación de la tarifa de distribución establecido en el art. 4° y Anexo V de la Resolución ENRG N° 4.356/2017. En segundo lugar, mediante el incremento señalado en el Anexo II, considerando (i) el proceso de renegociación de la RTI vigente dispuesto por el artículo 1° del DNU N° 1.020/2020 en cuyo contexto el Régimen Tarifario de Transición fue dispuesto; (ii) las conversaciones mantenidas con el ENARGAS en los últimos meses de 2021; (iii) la suspensión de los Acuerdos correspondientes a las respectivas Revisiones Tarifarias Integrales vigentes durante el proceso de renegociación que fue dispuesta por el art. 2° del DNU N° 1.020/2020, que si bien MetroGAS no consiente sin duda condiciona al Régimen Tarifario de Transición que rija durante dicho proceso; y (iv) sin que importe ninguna renuncia a sus derechos bajo el Régimen Tarifario Integral vigente, MetroGAS presentó tres alternativas de incrementos transitorios resultando en todos un ingreso adicional del margen de distribución del 76,23%. Asimismo, MetroGAS solicitó un próximo ajuste de la tarifa de distribución en diciembre de 2022 que resulte de la renegociación de la RTI que se encuentra en curso, y que se cumplan las premisas del Marco Regulatorio respecto de las variaciones del costo del gas y del transporte, además de que se regularicen otras afectaciones que se encuentran aún pendientes de resolución. Finalmente, el ENARGAS mediante Resolución N° RESOL-2022-29-APN-DIRECTORIO#ENARGAS de fecha 28 de enero de 2022 declaró la validez de la Audiencia Pública N°102 celebrada el día 19 de enero de 2022. El 18 de febrero de 2022, MetroGAS suscribió con el ME y el ENARGAS una Adenda al Acuerdo Transitorio que fue ratificada por el PEN mediante Decreto N° 91/2022, publicado el 23 de febrero de 2022, como consecuencia de la cual, el 25 de febrero de 2022 se publicó la Resolución ENARGAS N° 69/2022 que aprobó los Cuadros Tarifarios de Transición a aplicar por MetroGAS a partir del día 1 de marzo de 2022 y aprobó el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales de Transición. Conforme a dicha Adenda, el Decreto y la Resolución mencionados, se establecen incrementos diferenciales respecto de los cargos fijos y variables, así como de las distintas categorías de usuarios, que representan en promedio un incremento en el Margen de Distribución de MetroGAS del 42,5%, manteniéndose en un todo las restantes cláusulas del Acuerdo Transitorio. Consecuentemente, su suscripción no implica renuncia de MetroGAS a ningún derecho que le correspondiere en virtud de la RTI vigente, ni al reclamo ya formulado y/o a los que en el futuro pudiera promover, persiguiendo las compensaciones correspondientes para la restitución de su equilibrio económico financiero y la reparación de los perjuicios económicos-financieros sufridos como consecuencia de las decisiones regulatorias referidas. 3.1.2 Resolución MINEM N° 508E/2017. Con fecha 29 de diciembre de 2017 se publicó la Resolución MINEM N° 508E/2017 que establece el procedimiento para la compensación de los menores ingresos que las licenciatarias del Servicio de Distribución de Gas Natural por Redes reciben de sus usuarios, como producto de: (i) la aplicación de beneficios y/o bonificaciones a los usuarios resultantes de la normativa vigente en materia tarifaria del servicio de distribución de gas natural por redes y (ii) los mayores costos del GNNC respecto a los establecidos para su reconocimiento en las tarifas. Este procedimiento se enmarca dentro del artículo 20.2 del Modelo de Licencia aprobado por el Decreto N° 2.255/1992 que establece que el Distribuidor tendrá derecho a ser compensado por la reducción de ingresos que le ocasionen tales medidas a fin de mantener la cadena de pagos relacionada con la operación y el mantenimiento del servicio público de distribución de gas natural por redes, entre otros, el pago de las facturas de compra de gas natural y garantizar la continuidad de la prestación de dicho servicio público. De acuerdo con el procedimiento de compensación, las licenciatarias de Distribución deben informar en los plazos que allí se establecen y en base a los consumos anuales mensualizados y con carácter de declaración jurada ante el ENARGAS, los montos necesarios para compensar las diferencias mencionadas. Igual régimen informativo se adopta en relación al GNNC. De tal forma, para el cálculo de las compensaciones por el monto que dejan de percibir por los descuentos en facturación, así como por las diferencias por GNNC, se establece una compensación resultante de la diferencia entre el precio de compra al productor de gas natural y la venta a sus clientes. En lo que respecta al GNNC, para la valorización del mismo, al momento de la RTI se consideró el sendero de precios dispuesto por el MINEM en su Resolución Nº 212/2016, el que estaba establecido en dólares, utilizándose para ello el tipo de cambio vigente en diciembre de 2016, a razón de U$S1 = $16. Ese sendero de precios era creciente en el tiempo arribando en octubre de 2019 al valor objetivo final. A partir de allí, ese costo quedó contenido y reflejado en la tarifa en el margen de distribución que debe ajustarse semestralmente por el indicador establecido en la Resolución ENARGAS Nº 4.356/2017. El costo de GNNC se incrementó significativamente en detrimento de lo que

fuera aprobado mediante el sendero de precios estipulado en la Resolución Nº 212-E/2016 del MINEM. Con fecha 7 de diciembre de 2018, el ENARGAS comunicó a la Dirección Nacional de Economía de Hidrocarburos observaciones al esquema previsto en la Resolución Nº 508/2017 del MINEM. En virtud de ello, la SGE no solo no reconoció el ajuste previsto en la Resolución Nº 508/2017 del MINEM respecto del GNNC sino que, además, dispuso que las sumas percibidas por el período enero de 2018 a noviembre de 2018 que hasta ese momento tenían carácter provisorio, fueran compensadas con deudas que mantenía la SGE con MetroGAS. Asimismo, tampoco fueron reconocidos los ajustes a valores reales que preveía la misma operatoria por ese mismo período, ni los excesos de costos incurridos a partir de diciembre de 2018 hasta septiembre de 2019. Una situación similar se produjo con las diferencias de cambio correspondientes al gas retenido del período enero de 2018 a marzo de 2018. En tal sentido, a partir de la firma de las Bases y Condiciones para el Abastecimiento de Gas Natural a Distribuidoras de Gas por Redes en noviembre-2017 (ver punto 3.1.3), se generó una afectación por las diferencias de cambio del período enero de 2018 a marzo de 2018 que el ENARGAS no aceptó reconocer en las diferencias diarias que se devengaron a favor de la Sociedad. MetroGAS presentó con fecha 27 de noviembre de 2018 un recurso ante el ENARGAS, el cual a la fecha de los presentes estados financieros consolidados se encuentra pendiente de resolución. Respeto de las afectaciones derivadas de la modificación del valor del GNNC y el no reconocimiento del subsidio dispuesto por la Resolución Nº 508/2017 del MINEM, así como del no reconocimiento de las diferencias de cambio sobre el gas retenido y GNNC por el período enero 2018 a marzo 2018, la Sociedad ha formulado el reclamo compensatorio correspondiente mediante sus presentaciones de fechas 11 de octubre de 2019 y 29 de enero de 2021, antes mencionadas. 3.1.3 Diferencias Diarias Acumuladas.

El articulo N° 37 del Decreto N° 1.738/92, reglamentario de la Ley de Gas, prevé en su inciso 5 que las variaciones del precio de adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor. Por su parte, las RBLD establecen en su numeral 9.4.2.5 que la licenciataria deberá llevar contabilidad diaria separada del precio y del valor del gas comprado e incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último valor y el del gas incluido en la facturación de tales ventas reales. De tal manera, no se exige que las facturas de suministro hayan sido pagadas, sino que debe tenerse certeza del costo de adquisición, el que en este caso se materializa con el conocimiento del tipo de cambio al que debían cancelarse las obligaciones con los productores de gas. El mismo numeral 9.4.2.5, último párrafo, prevé expresamente que, si la diferencia entre el costo del gas adquirido por las Distribuidoras y el valor de dicho gas contenido en las tarifas a los usuarios supera en valor absoluto el 20%, entonces la Sociedad podrá presentar a la Autoridad Regulatoria nuevos cuadros tarifarios para su aprobación. En abril de 2018 comenzó en Argentina un cambio en las condiciones macroeconómicas que provocó una brusca e imprevista variación en la paridad entre la moneda nacional y la moneda en la que están establecidos los precios de los contratos de gas. Por el gas entregado en los meses de enero a marzo de 2018, los pagos realizados por la Sociedad se hicieron respetando el tipo de cambio vigente a la fecha de pago de conformidad con lo establecido en los acuerdos de suministro. No obstante, debido a las circunstancias descriptas anteriormente, los pagos a los productores de gas por el gas entregado en los meses siguientes se realizaron al tipo de cambio aplicado al valor del componente del gas incluido en la tarifa aprobado por las Resoluciones del ENARGAS. El criterio adoptado obedecía, además, a la necesidad de mantener la cadena de pagos relacionada con la operación y el mantenimiento del servicio público de distribución de gas natural por redes y garantizar la continuidad de la prestación del servicio.De acuerdo a las situaciones macroeconómicas mencionadas anteriormente, con fecha 27 de julio de 2018 la Sociedad envió una nota al ENARGAS con los nuevos cuadros tarifarios solicitando, en cumplimiento de dicha norma establecida en las RBLD, que se aprueben los mismos a fin de ir reconociendo parcialmente la incidencia de los mayores costos de adquisición del gas. Mediante Nota N0-2018-38938972-APNSD#ENARGAS del 13 de agosto de 2018, el ENARGAS desestimó la solicitud efectuada alegando que “la Licenciataria no acredita materialmente el efectivo pago del gas al precio que referencia para la determinación de las diferencias entre el precio incluido en tarifa”. De acuerdo con el criterio de la Sociedad, este argumento no encuentra sustento en el marco regulatorio, en tanto el mismo se limita a exigir que el precio sea conocido, lo cual se materializa mediante los acuerdos de abastecimiento suscriptos de conformidad con las Bases y Condiciones y que se encuentran registrados ante el ENARGAS. El 16 de noviembre de 2018 se publicó el Decreto N° 1.053/2018 que modificó el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2018, y en virtud de las volatilidades de las

variables financieras y del tipo de cambio, estableció que el Estado Nacional asumió, con carácter excepcional, el pago de las DDA mensualmente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1° de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo período, todo ello de acuerdo con el procedimiento que disponga el ENARGAS. El monto neto resultante se transferiría a cada distribuidora en treinta cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1° de octubre de 2019. A fin de determinar cada una de las cuotas, se utilizaría la tasa de interés que el ENARGAS aplica conforme lo previsto en el punto 9.4.2.5 (tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a treinta días de plazo, “pizarra”). Una vez percibida cada cuota, las distribuidoras debían realizar de manera inmediata los pagos correspondientes a los proveedores de gas natural involucrados y los informarían y acreditarían mensualmente ante el ENARGAS. Este régimen resulta aplicable sólo para aquellas prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y para aquellos proveedores de gas natural que adhirieran a este régimen y renunciaran expresamente a toda acción o reclamo derivado de las DDA referidas en el primer párrafo. Asimismo, el Decreto N° 1.053/2018 estableció que a partir del 1º de abril de 2019 los proveedores de gas natural y las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes debían prever en sus contratos que en ningún caso podía trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional. Con fecha 12 de febrero de 2019 se publicó la Resolución ENARGAS N° 72/19 mediante la cual se aprobó la “Metodología de Traslado a tarifas del precio de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas”. Dicha metodología estableció los criterios que aplicaría el ENARGAS para determinar el traslado a tarifas del precio del gas en el PIST, considerando para ello lo dispuesto por el art. 8 del Decreto N° 1.053/2018 y el tipo de cambio que utilizaría para determinar el valor en moneda nacional de aquellos contratos de abastecimiento cuyos precios estén nominados en dólares estadounidenses. Con respecto al cálculo de las DDA, se estableció el procedimiento general bajo el cual se determinará el volumen de compra mensual de gas a reconocer y los costos de adquisición que se considerarán para calcular las mismas, considerando para ello lo dispuesto por el art. 8 del Decreto N° 1.053/2018. Con fecha 21 de marzo de 2019, la Sociedad impugnó la Resolución ENARGAS N° 72/2019 por entender que la misma no se adecua a los principios consagrados en la Ley de Gas. A la fecha de cierre de los presentes estados financieros, dicha impugnación no fue resuelta por el ENARGAS. El 20 de agosto de 2019 se publicó la Resolución ENARGAS N° 466/2019 que, en los términos del artículo 7° del Decreto N° 1.053/2018, aprobó la “Metodología para la determinación del monto neto de las DDA referidas en el artículo 7° y concordantes del Decreto N° 1.053/2018”. Asimismo, aprobó el modelo de “Solicitud de Adhesión al Régimen” el cual no admite formulaciones de solicitud de adhesión parciales y/o condicionadas, correspondiendo en tales supuestos su rechazo in límine ; ni tampoco admite retractaciones formuladas luego de la fecha establecida en la Resolución ENARGAS N° 466/2019. MetroGAS, así como sus proveedores de gas natural, adhirió en tiempo y forma al Régimen dispuesto por el Decreto N° 1.053/2018. Mediante Resolución ENARGAS N° 735/2019 se determinaron los montos netos finales de las DDA en los términos del artículo 7° del Decreto N° 1.053/2018, considerando las adhesiones al Régimen. Con fecha 5 de diciembre de 2019 la SGE notificó la Resolución SGE N° 780/2019 que aprobó la transferencia de la cuota 1 a MetroGAS por la suma de miles de $ 152.413 para la transferencia a cada productor de gas, la cual fue realizada en tiempo y forma. Con fecha 27 de abril de 2020 se publicó en el B.O. la Resolución ENARGAS N° 27 que deroga la Resolución ENARGAS Nº 72 que aprobó la “Metodología de Traslado a tarifas del precio de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas” que establecía los criterios que aplicaría el ENARGAS para determinar el traslado a tarifas del precio del gas en el PIST, considerando para ello lo dispuesto por el art. 8 del Decreto N° 1.053/2018 y el tipo de cambio que utilizaría para determinar el valor en moneda nacional de aquellos contratos de abastecimiento cuyos precios estén nominados en dólares estadounidenses. Con fecha 14 de diciembre de 2020, se publicó la Ley N° 27.591 que aprobó el Presupuesto Nacional para el ejercicio 2021 y en su artículo N° 91 dejó sin efecto el Decreto N° 1.053/2018, a partir de la sanción de la mencionada ley. En opinión de la Dirección y sus asesores legales, lo dispuesto por el art. N° 91 de la Ley de Presupuesto N° 27.591 en ningún caso puede afectar derechos amparados por garantías constitucionales (art. 7° Código Civil y Comercial), y los términos en que el Estado Nacional asumió mediante el Decreto N° 1.053/2018 el pago de las DDA entre el valor del gas comprado y el valor del

gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1° de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas por variaciones del tipo de cambio correspondientes a volúmenes de gas entregados en ese mismo período, y el alcance que tuvo la adhesión a dicho régimen por parte de los proveedores de gas, son suficientemente claros en el sentido de que comprenden la totalidad de las DDA generadas en dicho período más allá de su forma y oportunidad de pago, y que cualquier obligación que pudiera subsistir en cabeza de las distribuidoras por dicho gas natural, está limitada al pago a los proveedores de gas natural de aquellas sumas que perciban del Estado Nacional en virtud de aquel Decreto. Por tal razón, la Sociedad ha registrado en sus estados financieros como un pasivo no corriente al 31 de diciembre de 2021 las DDA asumidas por el Estado, correspondientes al período comprendido entre el 1° de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, cuya exigibilidad y pago a los proveedores de gas, conforme al régimen del Decreto mencionado anteriormente, se encuentra sujeta a la previa percepción del crédito que ha sido registrado como un activo no corriente con el Estado Nacional por el mismo monto y concepto, los que descontados al 31 de diciembre de 2021 y 2020 ascienden a miles de $ 6.774.731 y miles de $ 9.245.993, respectivamente. 3.1.4 Resolución N° 383/2021 – Ministerio de Economía. En fecha 1° de julio de 2021 se publicó la Resolución N° 383/2021 del ME la cual establece que las empresas prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes deberán otorgar a los usuarios residenciales y no residenciales beneficiados por la suspensión de cortes de servicio establecida en el Decreto N° 311/2020, planes de facilidades de pago de hasta treinta 30 cuotas iguales, mensuales y consecutivas, para cancelar las deudas que se hubieren generado durante el plazo de vigencia del citado Decreto; sin perjuicio que el usuario pueda solicitar fehacientemente ante la Distribuidora su cancelación con anterioridad y/o en menor cantidad de cuotas. En los términos de la Resolución, la falta de pago o mora en el pago de tres 3 cuotas consecutivas o seis 6 alternas, por parte de los usuarios y las usuarias que hayan adherido a un plan de facilidades, habilitará a las distribuidoras al corte del suministro por falta de pago en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento del Servicio. En relación a la tasa de interés aplicable, se estableció que la misma no podrá exceder el 50% de la tasa prevista en el Reglamento de Servicio para usuarios residenciales (tasa pasiva nominal anual para operaciones de depósitos a plazo fijo tradicional a treinta días del Banco de la Nación Argentina del último día del mes anterior al del otorgamiento del plan de pagos) y no residenciales (tasa activa nominal anual de cartera general a treinta días del Banco de la Nación Argentina del último día del mes anterior al del otorgamiento del plan de pagos). Asimismo, se prevé la posibilidad de incluir deudas fuera del Decreto N° 311/2020 dentro de los planes de pago. Finalmente, el ME instruyó al ENARGAS a autorizar la inclusión del plan en la factura del servicio. Con fecha 15 de julio de 2021 el ENARGAS dictó la Resolución N° 210/2021 determinando que las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes deberán incluir en la factura de consumo, tanto de usuarios residenciales, como no residenciales, el plan de facilidades de pago para aquellos usuarios y usuarias que se hayan acogido al beneficio dispuesto en el Decreto N° 311/20 y sus modificatorias, el cual deberá efectuarse en línea separada del resto de los conceptos bajo la denominación: “Plan de Pago (DNU 311/20 - Res MEC 383/21) /” con indicación del número de cuota que se está recuperando sobre el total de cuotas del plan. La aplicación de esta Resolución no generó impacto significativo sobre la Sociedad. 3.2 Abastecimiento de Gas Natural. 3.2.1 Compra de Gas Natural. El 29 de noviembre de 2017, a instancias del MINEM, MetroGAS suscribió las “Bases y Condiciones para el Abastecimiento de Gas Natural a Distribuidoras de Gas por Redes” (las “Bases y Condiciones”) junto con el resto de las distribuidoras y un grupo de productores de gas. Estas Bases y Condiciones contenían los lineamientos para la contratación de volúmenes de gas para el abastecimiento de la demanda de las distribuidoras para el período comprendido entre el 1° de enero de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019. En las mismas se estableció: i) los volúmenes que cada productor firmante debe inyectar por cuenca para abastecer a la demanda de las distribuidoras, ii) los volúmenes diarios disponibles por cuenca para cada distribuidora, iii) el precio según la categoría de cliente y por período expresado en U$S/MMBTU, iv) la obligación del productor de entregar o pagar por el 100% del volumen, v) la obligación de las distribuidoras de tomar o pagar por el 100% del volumen, excepto en caso de no contar con demanda y no nominar volúmenes de contratos no comprendidos en las Bases y Condiciones; y vi) el vencimiento de las facturas a los 75 días. Las Bases y Condiciones establecían expresamente que las distribuidoras tienen en consideración para su suscripción las disposiciones del artículo N° 38 de la Ley de Gas, que prevén el traslado a las tarifas a ser pagadas por los usuarios del servicio de transporte y distribución tanto de los costos de adquisición de gas resultantes de acuerdos o contratos de largo plazo como así también de aquellos asociados a las compras de corto plazo que

resultaran necesarias para satisfacer la demanda. En abril de 2018 comenzó en Argentina un cambio en las condiciones macroeconómicas que provocó una brusca e imprevista variación en la paridad entre la moneda nacional y la moneda en la que están establecidos los precios de los contratos. Por este motivo, los pagos a los productores de gas por el gas entregado en los meses siguientes a partir de abril de 2018 se realizaron al tipo de cambio aplicado al valor del componente del gas incluido en la tarifa aprobado por las Resoluciones del ENARGAS. Los productores rechazaron dicho criterio de pago por parte de la Sociedad y, en consecuencia, reclamaron formalmente los saldos considerados impagos. El 16 de noviembre de 2018, se publicó en el B.O., el Decreto N° 1.053/2018 que establece que el Estado Nacional asumirá, con carácter excepcional, el pago de las DDA (ver punto 3.1.3). En relación al suministro de gas para el año 2019, MetroGAS participó del concurso de precios para la provisión de gas natural en condición firme para el abastecimiento de la demanda de usuarios de servicio completo de las prestadoras de servicio público de distribución de gas por redes que se llevó a cabo en el ámbito del Mercado Electrónico de Gas S.A. (“MEGSA”) para las cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego el 14 de febrero de 2019, todo ello de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución N° 32/2019 de la SGE. Como resultado de dicho concurso, se obtuvieron compromisos de abastecimiento anual para el período 1 abril 2019 – 31 marzo 2020 por un volumen de capacidad máxima diaria (“CMD”) de 1.486 millones de m[3] los cuales representan el 58% de nuestra demanda anual, cumpliendo con ello con el requisito establecido en el marco regulatorio. Respecto al suministro de gas para el año 2020, la Secretaría de Energía (“SE”) instruyó a productores y comercializadores de gas a renovar la vigencia de los contratos de suministro de gas de las distribuidoras hasta la fecha de vencimiento del plazo ampliado durante el cual el PEN se encuentra facultado a mantener inalteradas las tarifas de gas natural, esto es diciembre de 2020. Por otra parte, durante el último trimestre del año 2020, se abonó la mayor parte de la deuda con los productores de gas, contraída durante el 2019. Asimismo, en diciembre de 2020 se iniciaron las negociaciones para saldar la deuda con los productores de gas por el volumen entregado en los meses de junio, julio y agosto de 2020, habiéndose acordado con el 80% de ellos y se han cancelado los vencimientos de la deuda según los respectivos acuerdos. En lo que respecta a la contratación de gas a partir del año 2021, con fecha 16 de noviembre de 2020, se publicó el Decreto N° 892/2020 que declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la promoción de la producción del gas natural argentino. En consecuencia, se aprobó el “Plan de promoción de la producción de gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” (el “Plan Gas”), instrumentado por la SE mediante un procedimiento de oferta y competencia de precios para la adjudicación de volúmenes uniformes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país (Resolución SE N°317/2020). En tal sentido, la SE convocó un Concurso Público Nacional para la adjudicación de un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3/día y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales, durante la vigencia del Plan Gas. El 30 de diciembre de 2020, la SE publicó mediante la Resolución SE N° 447/2020 los volúmenes asignados mensualmente a cada distribuidora, por un período de cuatro años computados desde el 1º de enero de 2021, de los cuales fueron asignados a MetroGAS 2.500 millones de m3 por año; con la obligación de tomar el 75% trimestral de la CMD. MetroGAS suscribió distintos acuerdos de suministro con los productores que resultaron adjudicados en el marco del Plan Gas, de los que merece destacarse que el precio fue nominado en pesos por m3 según el precio en cuadros tarifarios vigente conforme a la definición del Punto 6.28 del Anexo del Decreto Nº 892/2020, el cual fue definido allí como “el precio del gas en el PIST de conformidad con los cuadros tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras”, razón por la cual se estableció adicionalmente en los contratos que “La obligación de pago del Precio del Comprador será igual al monto de aquella porción del Precio Ofertado que el ESTADO NACIONAL decida incluir en los Cuadros Tarifarios, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6° del Decreto N° 892/2020 y en los Puntos 20 y 33 del Anexo del Decreto N° 892/2020”. Con fecha 22 de febrero de 2021, la SE convocó, mediante la Resolución N° 129/2021, al Concurso Público Nacional “RONDA #2 CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO – ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 20202024” para la adjudicación de volúmenes de gas natural adicionales a los adjudicados por la Resolución N° 391/2020 de fecha 15 de diciembre de 2020, correspondientes a las Cuencas Neuquina y Austral, por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive, la cual resultó aprobada por Resolución SE N° 169/2021 de fecha 10 de marzo de 2021. En dicho concurso se obtuvo un promedio de 3.0 MMm3 de Tecpetrol para los meses de junio a septiembre de 2021 y un promedio de 0,9 MMm3 para el mismo periodo de Pampa

Energía, los cuales fueron contratados a través de Integración Energética Argentina S.A (“IESA”), quien durante el invierno 2021 se encargó de abastecer a las distribuidoras al precio del tarifario vigente de cada distribuidora. Asimismo, para los mismos meses del período invernal de los años 2022, 2023 y 2024, se adjudicaron 2,5 MMm3 de Tecpetrol y 0,86 MMm3 de Pampa Energía. Con fecha 19 de octubre de 2021 la SE convocó, mediante la Resolución N° 984/2021, al Concurso Público Nacional “RONDA #3 – CONCURSO PÚBLICO NACIONAL – PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO – ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” para la adjudicación de volúmenes de gas natural adicionales a los adjudicados por las Resoluciones SE N° 391/2020 de fecha 15 de diciembre de 2020 y su modificatoria; y SE N° 169/2021 de fecha 10 de marzo de 2021 correspondientes a las Cuencas Neuquina, Austral y Noroeste, por cada uno de los meses calendario correspondientes al período mayo 2022 a diciembre 2024 inclusive, la cual resultó aprobada por Resolución SE N° 1.091/2021 de fecha 12 de noviembre de 2021. El 2 de noviembre de 2021, se llevó a cabo otro Concurso Público Nacional del PLAN GAS IV, para cubrir los faltantes de la Ronda #1y #2, tanto para las distribuidoras como para Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), enfocado a incrementar la producción de las cuencas Austral, Noroeste y en la cuenca Norte . De acuerdo a los resultados obtenidos de esta Ronda #3, solo se recibieron ofertas de gas en la cuenca Neuquina con los siguientes volúmenes: Pampa Energía 2,0 MMm3; Pluspetrol 0,3 MMm3 y Tecpetrol 0,7 MMm3. El 10 de noviembre de 2021, estos volúmenes fueron adjudicados y contemplados en los contratos acordados entre IEASA y los productores ofertantes, en los períodos de mayo a septiembre de 2021, y con CAMMESA de octubre 2021 a abril 2022, a partir del 1° de mayo de 2022. 3.2.2 Unbundling de gas natural. En línea con los cambios regulatorios que se introdujeron en el sector de gas natural a partir del año 2004 se produjo el proceso denominado informalmente como “unbundling de gas natural” por el cual distintas categorías de usuarios debieron comenzar a adquirir volúmenes de gas natural en el PIST directamente de productores y/o comercializadores de gas natural, quedando limitadas las distribuidoras zonales a prestar exclusivamente el servicio de transporte y/o distribución de gas natural. En este escenario, durante el año 2005 y en virtud del Decreto N° 180/2004, MetroGAS constituyó MetroENERGÍA, una sociedad comercializadora a los fines de retener la mayor cantidad posible de clientes y de contar con una herramienta más acorde al nuevo contexto en el que se debía desempeñar la Sociedad. MetroENERGÍA fue autorizada por el ENARGAS para actuar como empresa comercializadora de gas natural y/o su transporte y se encuentra inscripta como agente MEGSA. Las acciones llevadas adelante por MetroENERGÍA desde su creación, permitieron continuar reteniendo la mayor parte de los clientes industriales y comerciales oportunamente contemplados dentro del proceso de “unbundling” del área de la Sociedad, con lo cual se logró mantener la participación de estas categorías de clientes en la matriz de ventas de MetroGAS. MetroENERGÍA, como cualquier comercializador de gas en la Argentina, puede vender gas en la boca de pozo para grandes usuarios ubicados a lo largo de todo el país. Los contratos de suministro de gas de MetroENERGÍA están enfocados específicamente a clientes industriales (Grandes usuarios, Servicio General “G” y Estaciones de GNC) que están ubicados no solo en el área de distribución de MetroGAS; sino también en el resto del territorio nacional. Mediante la Resolución N° 375/2021 de la SE, se estableció que los usuarios de la categoría Servicio General “P” que adquieren el gas natural directamente a productores y comercializadores podrán optar hasta el vencimiento de la emergencia sanitaria por la contratación de su abastecimiento de gas natural a través de un productor o comercializador, así como de la distribuidora zonal bajo la modalidad de servicio completo. El ENARGAS reglamentó la Resolución N° 375/2021 de la SE mediante al Resolución N° 130/2021 disponiendo que aquellos usuarios que deseen hacer uso de la opción deberán comunicarlo a la distribuidora zonal con una antelación mínima de cinco días hábiles y deberán permanecer en el mismo tipo de abastecimiento por el plazo mínimo de doce meses. A la fecha de los presentes estados financieros consolidados, no se han generado impactos significativos por aplicación de esta Resolución. 3.3 Otros temas regulatorios. 3.3.1 Fideicomisos. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, MetroGAS debe facturar, cobrar y liquidar dos cargos específicos, con diversa afectación, lo cual hace la Sociedad por cuenta y orden de Nación Fideicomisos S.A. como fiduciaria de tres contratos de fideicomiso distintos. El cargo específico I (regulado por el Decreto PEN N° 180/2004 y normas concordantes) y el cargo específico II (regulado por Ley N° 26.095 y normas concordantes) son soportados por todo el universo de usuarios del servicio de gas natural distinto del segmento residencial y están destinados al pago de obras de infraestructura para la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Es importante señalar que ninguno de

estos dos cargos específicos facturados y cobrados por MetroGAS se incorpora al patrimonio de la Sociedad. Por el contrario, una vez percibidos, la Sociedad tiene la obligación de depositarlos en las cuentas fiduciarias oportunamente señaladas por el Fiduciario, agotándose la intervención de MetroGAS al respecto. En relación con Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas creado por el art. 75 de la Ley N° 25.565, el 7 de julio de 2021 se publicó Ley N° 27.637 que dispuso ampliar el régimen de zona fría alcanzada por tal régimen de subsidios a nuevas regiones, provincias, departamentos y localidades específicamente detalladas, prorrogar su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031 y fijar los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales de las zonas en cuestión en el setenta por ciento de los cuadros tarifarios establecidos por el ENARGAS (excepto ciertos usuarios específicos en razón de parámetros objetivos de vulnerabilidad a los cuales les aplica el cincuenta por ciento), sin excluir beneficios otorgados por otras normas. Posteriormente, a través de la Resolución N° 487/2021 del ME publicada el 10 de agosto de 2021 se estableció que el recargo previsto en el artículo 75 de la Ley N° 25.565 pasaba a ser equivalente al 5,44% sobre el precio de gas natural en el PIST por cada metro cúbico de 9.300 kcal que ingrese al sistema de transporte, que las distribuidoras trasladarán a las facturas por consumos finales de sus usuarios según consumos o compras de gas que se produzcan a partir del 1° de septiembre de 2021 (conforme a la Resolución N° 944/2021 del ME publicada el 29 de diciembre de 2021). 3.4 Obligaciones y restricciones emergentes de la privatización. 3.4.1Activos de disponibilidad restringida. Una porción sustancial de los activos transferidos por Gas del Estado (“GdE”) han sido definidos en la Licencia como "Activos Esenciales" para la prestación del correspondiente servicio concedido. Por esta razón, la Sociedad está obligada a identificar y conservar los Activos Esenciales, junto con cualquier mejora futura, de acuerdo con ciertas normas definidas en la Licencia. La Sociedad no debe, por ninguna razón, disponer, gravar, alquilar, subalquilar o dar en préstamo los Activos Esenciales con otros propósitos 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 Sociedad 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. Al momento de la terminación de la Licencia, MetroGAS debe transferir al Estado Nacional o a un tercero que éste designe todos los Activos Esenciales establecidos en un inventario actualizado a dicha fecha, libres de cargas y gravámenes. Como regla general, al producirse la expiración de la Licencia, la Sociedad tendrá derecho a cobrar el menor de los siguientes dos montos: El valor de las Propiedades, planta y equipo de la Sociedad, determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino S.A. (“Gas Argentino”), y el costo original de las subsecuentes inversiones llevadas en dólares estadounidenses y ajustadas por el PPI, neto de la depreciación acumulada. El importe resultante de una nueva licitación, neto de gastos e impuestos pagados por el participante ganador. 3.4.2 Restricciones sobre distribución de ganancias. Cualquier reducción voluntaria, rescate o distribución del patrimonio neto de la Sociedad, con excepción del pago de dividendos, requerirá la autorización previa del ENARGAS. De acuerdo a las disposiciones de la Ley N° 19.550, la Sociedad debe constituir una reserva no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y los resultados acumulados de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% del Capital Social más el saldo de la cuenta Ajuste de capital. En virtud de los términos y condiciones de ciertos préstamos celebrados con entidades financieras locales y extranjeras, así como del Acuerdo Transitorio de Renegociación celebrado el 21 de mayo de 2021 con el ENARGAS y el MINEM, la Sociedad se encuentra impedida de pagar dividendos (ver puntos 2 y 4). 4. DEUDA FINANCIERA. Con fecha 8 de febrero de 2018, MetroGAS instrumentó un préstamo no garantizado con (i) Industrial and Commercial Bank of China Limited - Dubai Branch e (ii) Itaú Unibanco - New York Branch (“acreedores financieros”), por la suma de U$S 250 millones por un plazo de treinta y seis meses y amortizable en nueve cuotas trimestrales a partir de los doce meses desde la fecha de desembolso (el “Préstamo”). El Préstamo contemplaba (i) un interés de pago trimestral a una tasa determinada por LIBOR más un margen nominal anual de (a) 3% los primeros doce meses; (b) 3,50% desde el mes trece hasta el mes dieciocho; (c) 3,75% desde el mes diecinueve al mes veinticuatro; y (d) 4% desde el mes veinticinco hasta el vencimiento. Efectivizado el desembolso del Préstamo, la Sociedad destinó los fondos: a) al rescate de la totalidad de las Obligaciones Negociables, b) a la refinanciación de pasivos corrientes; y c) a capital de trabajo. Con fecha 20 de febrero de 2020, la Sociedad celebró un contrato de préstamo sindicado con el Banco Itaú Argentina S.A. e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (el “Contrato de Préstamo

Sindicado Local”) por un monto total de $ 3.329 millones a ser cancelado en once cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo. El mismo contempla un interés a una tasa nominal anual de BADLAR corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral durante el primer año del préstamo y luego de manera mensual. Estos préstamos celebrados el 20 de febrero de 2020 se destinaron a cancelar la quinta cuota del Préstamo que venció el 27 de febrero de 2020, por un importe de U$S 27,8 millones. Dicho financiamiento se encuentra garantizado con una prenda respecto de ciertos derechos de cobro presentes y futuros en favor de los Bancos, de los créditos derivados de la prestación del servicio de distribución de gas natural. Con fecha 20 de mayo de 2020, la Sociedad celebró un contrato de préstamo con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (el “Contrato Bilateral ICBC de mayo de 2020”) por un monto total de $ 947 millones a ser cancelado en once cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo. El mismo contempla un interés a una tasa nominal anual de BADLAR corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral durante el primer año del préstamo y luego de manera mensual. En la misma fecha, MetroGAS celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, por un monto total de U$S 6,9 millones a ser cancelado al año de la fecha de desembolso del préstamo y con un interés a una tasa nominal anual de LIBOR 6M más 7%, pagadero en forma semestral. Asimismo, la Sociedad celebró otro contrato de préstamo con Banco Itaú Argentina S.A. (el “Bilateral Itau de mayo de 2020”), por un monto total de $ 473,5 millones a ser cancelado al año de la fecha de desembolso y contempla un interés a una tasa nominal anual de BADLAR corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral. Estos préstamos celebrados el 20 de mayo de 2020 se destinaron a cancelar la sexta cuota de Préstamo que venció el 26 de mayo de 2020, por un importe de U$S 27,8 millones. Asimismo, en idéntica fecha la Sociedad modificó ciertos términos del Préstamo entonces vigente con Industrial and Commercial Bank of China Limited Dubai Branch e Itaú Unibanco Miami Branch mediante un acuerdo en virtud del cual se discontinuó el sindicato acreedor originalmente conformado por sendos prestamistas, pasando a tratarse de sendas obligaciones de crédito bilaterales entre cada uno de tales bancos y la Sociedad, transformándose así el Préstamo en el denominado Amended & Restated Credit Agreement – ARCA, que a partir de tal fecha es el contrato sucesor del Préstamo y obligación vigente entre las partes contratantes (“ARCA”). Con fecha 24 de agosto de 2020, la Sociedad celebró un contrato de préstamo con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (el “Contrato Bilateral ICBC de agosto de 2020”) por un monto total de $ 1.030 millones a ser cancelado en once cuotas trimestrales y consecutivas pagaderas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso del préstamo. El mismo contempla un interés a una tasa nominal anual de BADLAR corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral durante el primer año del préstamo y luego de manera mensual. Con fecha 25 de agosto de 2020, MetroGAS celebró un contrato de préstamo con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, por un monto total de U$S 6,9 millones a ser cancelado al año de la fecha de desembolso del préstamo y con un interés a una tasa nominal anual de LIBOR 6M más 7%, pagadero en forma semestral. Asimismo, la Sociedad celebró otro contrato de préstamo con Banco Itaú Argentina S.A. (el “Bilateral Itau de agosto de 2020”), por un monto total de $ 513,8 millones a ser cancelado al año de la fecha desembolso y contempla un interés a una tasa nominal anual de BADLAR corregida más 9,85%, pagadero en forma semestral. Estos préstamos celebrados en agosto de 2020 se destinaron a cancelar la séptima cuota de amortización del ARCA que venció en agosto de 2020, por un importe de U$S 27,8 millones. Con fecha 15 de septiembre de 2020, el Banco Central de la República Argentina (“BCRA”) emitió la Comunicación “A” 7.106 estableciendo restricciones en el mercado cambiario. En cumplimiento de dicha comunicación, MetroGAS debía presentar ante el BCRA un plan de refinanciación por sus vencimientos de capital programados entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de marzo de 2021. Dicho plan debería contemplar que el monto neto, por el cual se accedería al mercado de cambios en los plazos originales, no podría superar el 40% del monto de capital que vencía y el resto del capital debería ser, como mínimo, refinanciado con un nuevo endeudamiento externo con una vida promedio de 2 años. Para los vencimientos registrados hasta el 31 de diciembre de 2020, el plan de refinanciación fue presentado ante el BCRA antes del 30 de septiembre de 2020, mientras que para los vencimientos a registrarse a fines de febrero de 2021 el plan fue oportunamente presentado con la debida antelación exigida por la citada Comunicación. Con fecha 26 de noviembre de 2020, la Sociedad celebró un contrato de préstamo financiero con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (el “Contrato Bilateral ICBC de noviembre de 2020”) en pesos por una suma de $ 449,4 millones, a ser amortizado en once cuotas trimestrales y consecutivas a partir

del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso, acaeciendo el vencimiento final del préstamo a los cuarenta y ocho meses desde la fecha de desembolso, a una tasa de interés BADLAR corregida más un margen aplicable del 9,85%. Celebró también un contrato de préstamo financiero con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, por US$ 13,9 millones, a ser amortizado a dos años a una tasa LIBOR 3M más spread incremental de 7% a 8,5%. Asimismo, la Sociedad celebró el diferimiento parcial de la cuota con vencimiento en noviembre 2020 del ARCA, por la suma de U$S 8,3 millones, a ser amortizado en once cuotas trimestrales y consecutivas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso, acaeciendo el vencimiento final del préstamo a los cuarenta y ocho meses desde la fecha de desembolso a una tasa LIBOR 3M más spread incremental de 7% a 8,5%. Asimismo, y en relación con el pago de la última cuota correspondiente al ARCA, en febrero de 2021 la Sociedad celebró unos contratos de préstamo financiero con (i) Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) (“ICBC”) (el “Contrato Bilateral ICBC de febrero de 2021” y junto con el Contrato Bilateral ICBC de mayo de 2020, el Contrato Bilateral ICBC de agosto de 2020 y el Contrato Bilateral ICBC de noviembre de 2020, los “Bilaterales ICBC”) en pesos por una suma de $ 499,6 millones, a ser amortizado en once cuotas trimestrales y consecutivas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso, con vencimiento a los cuarenta y ocho meses desde la fecha de desembolso, a una tasa de interés BADLAR corregida por bancos con devolución LELIQ más un margen aplicable del 9,85%; (ii) Itaú Argentina S.A. en pesos por una suma de $ 499,6 millones a un año bullet a tasa BADLAR corregida por los bancos con devolución de LELIQ más 9,85% (el “Bilateral Itau de febrero de 2021” y junto con el Bilateral Itau de mayo de 2020 y el Bilateral Itau de agosto 2020, los “Bilaterales Itaú”); y (iii) Itaú Únibanco S.A., Nassau Branch, por la suma de U$S 8,3 millones, a dos años bullet a una tasa LIBOR más spread incremental de 7% a 8,5%. Asimismo, se suscribió un acuerdo de refinanciación parcial por el pago de la cuota correspondiente a Industrial and Commercial Bank of China Limited Dubai (“DIFC”) por la suma de US$ 8,3 millones a ser amortizado en once cuotas trimestrales y consecutivas a partir del décimo octavo mes contado desde la fecha de desembolso hasta el vencimiento final del préstamo a los cuarenta y ocho meses a una tasa LIBOR más spread incremental de 7% a 8,5%. Con fecha 23 de abril de 2021 la Sociedad ha acordado con ICBC, Banco Itaú Argentina S.A. e Itaú Unibanco S.A. Nassau Branch introducir ciertas modificaciones a algunos de los contratos celebrados con el objeto de refinanciar la totalidad del capital de deudas bancarias cuyo vencimiento operaba en 2021, así como cierta reducción del costo financiero y la carga de intereses de dicho año, según se detalla a continuación. Bajo el Contrato de Préstamo Sindicado Local se acordó capitalizar los intereses que vencían en febrero y marzo de 2021, de conformidad con lo previsto en la Comunicación “A” 7.181 del BCRA, los cuales serán pagaderos en marzo y abril del 2024, respectivamente, devengando intereses hasta su cancelación, a la nueva tasa acordada BADLAR corregida por bancos con devolución LELIQ más un margen aplicable del 9,85%. El capital original adeudado de $ 3.329 millones también devengará intereses a la nueva tasa en lugar de la originaria y será amortizado en nueve cuotas trimestrales desde el 28 de febrero de 2022. Bajo el Contrato Bilateral ICBC de agosto de 2020, se acordó la capitalización de intereses que vencían en febrero de 2021, de conformidad con lo previsto en la Comunicación “A” 7.181 del BCRA, los cuales serán pagaderos en septiembre de 2024, devengando intereses compensatorios desde el 25 de febrero de 2021 hasta el 26 de marzo de 2021 a la tasa prevista en el préstamo, y posteriormente, hasta su cancelación, a la nueva tasa acordada BADLAR corregida por bancos con devolución LELIQ más un margen aplicable del 9,85%. Parte del capital original adeudado por la suma de $ 987 millones devengará intereses a la nueva tasa en lugar de la originaria, mientras que la suma de $ 43 millones devengará intereses a la tasa originaria BADLAR corregida más 9,85%; la totalidad de dicho capital será amortizado en once cuotas trimestrales desde el 28 de febrero de 2022. Bajo el Contrato Bilateral ICBC de mayo de 2020 se acordó que el capital adeudado será amortizado en diez cuotas trimestrales desde el 28 de febrero de 2022. Bajo el Contrato Bilateral ICBC de noviembre de 2020 se acordó que el capital adeudado será amortizado en once cuotas trimestrales desde el 26 de mayo de 2022. Bajo los contratos de préstamo Bilateral Itau de mayo de 2020, Bilateral Itau de agosto de 2020 y Bilateral Itau de febrero de 2021, se acordó capitalizar los intereses que vencían en febrero de 2021, de conformidad con lo previsto en la Comunicación “A” 7.181 del BCRA, los cuales serán pagaderos en junio y septiembre de 2024, devengando intereses compensatorios desde el 25 de febrero de 2021 hasta el 26 de marzo de 2021 a la tasa prevista en los documentos originales y posteriormente, hasta su cancelación, a la nueva tasa acordada BADLAR corregida por bancos con devolución LELIQ más un margen aplicable del 9,85%. Asimismo, los capitales adeudados bajo el Bilateral Itau

de mayo de 2020 y Bilateral Itau de agosto de 2020 devengarán intereses a la nueva tasa en lugar de la originaria. El capital adeudado bajo el Bilateral Itau de mayo de 2020 será amortizado en diez cuotas trimestrales desde el 28 de febrero de 2022, el capital adeudado bajo el Bilateral Itau de agosto de 2020 será amortizado en once cuotas trimestrales desde el 28 de febrero de 2022 y el capital adeudado bajo el Bilateral Itau de febrero de 2021 será amortizado en once cuotas trimestrales desde el 26 de agosto de 2022. Bajo los contratos de préstamo celebrados con Itaú Unibanco S.A. Nassau Branch, en fechas 20 de mayo de 2020 y 24 de agosto de 2020, Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, otorgó a favor de la Sociedad un compromiso en firme de refinanciar U$S 6,9 millones del préstamo del 20 de mayo de 2020 y U$S 6,9 millones del préstamo del 24 de agosto de 2020, con el objeto de extender las fechas de vencimiento de dichos préstamos a mayo de 2023 y agosto de 2023, respectivamente, estableciendo la nueva tasa de interés aplicable con posterioridad a mayo 2021, a una tasa LIBOR más spread incremental de 7% a 8,5%. La Sociedad ha ejercido el derecho de refinanciar las cuotas correspondientes al préstamo de fecha 20 de mayo de 2020 y 24 de agosto de 2020 con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch, operando los nuevos vencimientos en mayo y agosto de 2023, respectivamente. MetroGAS evaluó para cada préstamo sujeto a refinanciación si las condiciones eran sustancialmente diferentes, considerando para ello tanto aspectos cualitativos (por ejemplo, moneda, plazo y tasa) como cuantitativos (si el valor presente de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento las tasas de interés efectivas originales, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten de los pasivos financieros originales). En base a dicho análisis, la Sociedad reconoció la refinanciación de ciertos préstamos como una modificación y otros préstamos como una extinción de acuerdo con la NIIF 9 “Instrumentos financieros”. Como resultado del tratamiento otorgados a cada préstamo siguiendo los lineamientos de la NIIF 9, MetroGAS reconoció una ganancia de miles de $ 748.254, en moneda de diciembre de 2021. La Sociedad ha considerado la capitalización de intereses de febrero y marzo de 2021 en conjunto con la restructuración general de los préstamos ocurrida en abril de 2021 a los efectos de evaluar el impacto contable de las modificaciones. Con fecha 22 de febrero de 2022 la Sociedad celebró ciertos acuerdos con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. y Banco Itaú Argentina S.A. mediante los cuales: (i) se enmendó el Contrato de Préstamo Sindicado Local, ajustando el esquema de amortización del capital adeudado en 9 cuotas a partir del 26 de agosto de 2022 y hasta el 26 de noviembre de 2024; (ii) se modificaron los Bilaterales Itaú estableciendo para el Bilateral Itau de mayo de 2020 un nuevo esquema de amortización del capital en 9 cuotas a partir del 26 de agosto de 2022 y hasta el 26 de junio de 2024 y para el Bilateral Itau de agosto 2020 una amortización del capital en 10 cuotas a partir del 26 de agosto de 2022 y hasta el 26 de septiembre de 2024; (iii) se enmendaron los Bilaterales ICBC, estableciendo para el Contrato Bilateral ICBC de mayo de 2020 la amortización del capital en 8 cuotas a partir de febrero de 2023 y hasta noviembre de 2024, para el Contrato Bilateral ICBC de agosto de 2020 la amortización del capital en 9 cuotas a partir de febrero de 2023 y hasta noviembre de 2024, para el Contrato Bilateral ICBC de noviembre de 2020 la amortización del capital en 8 cuotas a partir de febrero de 2023 y hasta noviembre de 2024, y para el Contrato Bilateral ICBC de febrero de 2021 la amortización del capital en 9 cuotas a partir de febrero de 2023 y hasta febrero de 2025; (iv) se otorgó un nuevo contrato de préstamo sindicado garantizado por parte de Banco Itau Argentina S.A. e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U. por la suma de $ 3.500 millones con vencimiento final en noviembre 2024; (v) se enmendó la prenda respecto de ciertos derechos de cobro existente bajo el Contrato de Préstamo Sindicado Local. De acuerdo con los términos y condiciones de los referidos precedentemente, la Sociedad debe cumplir con una serie de compromisos financieros generalmente establecidos en este tipo de transacciones, incluyendo ciertas restricciones, que, entre otras y en términos generales, se enumeran a continuación: a) Endeudamiento: los Bancos acreedores no permitirán que la Sociedad ni ninguna de sus Subsidiarias incurran, asuman o garanticen endeudamiento, excepto en los casos de endeudamiento por refinanciación para mantener su deuda financiera actual o cuando el endeudamiento no exceda la suma de millones de U$S 50, entre otros. b) Pagos restringidos: la Sociedad no podrá realizar pagos restringidos, considerando entre otros el pago de dividendos. c) Indicadores financieros: la Sociedad deberá cumplir con una serie de compromisos financieros generalmente establecidos en este tipo de transacciones, entre ellos indicadores financieros de. (i) Cobertura de intereses (entendido como EBITDA/Intereses) (ii) Deuda/EBITDA y (iii) límite de patrimonio neto de la Sociedad a cada cierre trimestral. A los fines del análisis realizado y debido a que ciertos instrumentos devengan intereses a

tasas variables, la Sociedad ha definido como política utilizar la tasa de interés de referencia vigente a la fecha de la modificación o extinción. Bajo los términos y condiciones de los acuerdos de préstamos, los indicadores de Cobertura de intereses y de Deuda/EBITDA mencionados no hubieran sido cumplidos al 31 de diciembre de 2021, lo cual podría haber acelerado los vencimientos de los pasivos financieros. No obstante ello, los acreedores financieros consintieron formalmente dispensar a MetroGAS de su obligación contractual de dar cumplimiento a los indicadores antes mencionados al 31 de diciembre de 2021.

5. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA

A continuación se expone la estructura organizativa actual de MetroGAS:

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6. GOBIERNO CORPORATIVO. MetroGAS cumple con adecuadas prácticas de gobierno corporativo, respetando los principios de información plena, transparencia, eficiencia, protección del público inversor, trato igualitario entre inversores y protección de la estabilidad de las entidades e intermediarios financieros. Dentro del ámbito del Directorio de la Sociedad, MetroGAS cuenta con un Comité de Auditoría, compuesto por tres Directores independientes, dando cumplimiento a las disposiciones vigentes. Asimismo, MetroGAS constituyó un Comité de Remuneraciones y Nominaciones. Entre sus funciones se encuentran (i) proponer, revisar y aprobar la política de compensaciones y beneficios de miembros del Directorio, Director General y Directores de primera línea de la Sociedad, (ii) desarrollar criterios para la selección del Director General y Directores de primera línea, (iii) constatar la existencia de un plan de sucesión del Director General y Directores de primera línea y (iv) asegurar la capacitación y desarrollo de miembros del Directorio, Director General y Directores de primera línea. Asimismo, la Sociedad cuenta con un Comité de Riesgos, siendo sus principales funciones las de: (i) supervisar la gestión integral de riesgos, (ii) monitorear los factores de riesgos, analizando los posibles escenarios y recomendar las medidas de ajustes que considere necesarias y (iii) trabajar conjuntamente con el Comité de Auditoria, el Comité de Remuneraciones y Nominaciones, la Gerencia de Auditoría Interna y aquellas áreas de la Sociedad que fuera necesario. 6.1 Autoridades. En la Asamblea de Accionistas y reunión de Directorio de MetroGAS, celebradas el 27 de abril de 2021 se designó al Sr. Alejandro Héctor Fernández como Presidente de la Sociedad, y al Sr. Patricio Da Re como Vicepresidente. Los Sres, Alejandro Fernández y Patricio Da Re, revisten la condición de no independientes de acuerdo con la normativa establecida por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”).. 6.2 Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno. La Sociedad promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a las actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación de límites de aprobación implementados sistematizadamente que minimizan riesgos. Por otra parte, MetroGAS cuenta con un área de Auditoria Interna cuya misión consiste en asegurar al Directorio, al Comité de Auditoria, al Comité de Dirección y al nivel gerencial de la Sociedad procesos efectivos y eficientes de control interno para identificar y administrar los riesgos del negocio. La existencia de procesos estandarizados, procedimientos administrativos, comunicaciones fluidas, emisión periódica de informes de control de gestión y evaluaciones de desempeño en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección, afianzan el sistema de control interno, proveen la certeza razonable del logro de objetivos, el suministro de información financiera confiable y el cumplimiento de las normas vigentes. 6.3 Modalidades de Remuneración del Directorio y de los Cuadros Gerenciales. La remuneración al Directorio es fijada por la Asamblea Ordinaria de Accionistas. La remuneración del Director General y de los Directores Ejecutivos que reportan a aquel es fijada por el Comité de Remuneraciones y Nominaciones. Al 31 de diciembre de 2021, la política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución mensual fija y una retribución variable ligada a la consecución de objetivos fijados anualmente. No existen implementados, como parte de la política de remuneraciones, planes de opciones sobre las acciones de la Sociedad. 6.4 Gestión integral de riesgos. La

Sociedad posee un Procedimiento de Gestión de Riesgos que fue redactado tomando como base la norma ISO 31000 y teniendo en cuenta las mejores prácticas de administración de riesgos. MetroGAS cuenta con un Comité de Riesgos formado por tres miembros designados por el Directorio de entre sus miembros titulares, y con un Comité de Administración de Riesgos integrado por los Directores Ejecutivos de la Sociedad y el Director de Auditoria Interna. Ambos Comités son responsables del monitoreo e implementación del modelo de riesgos definido por MetroGAS. Durante 2021, mensualmente, se informaron al Comité de Riesgos del Directorio las acciones llevadas a cabo por los responsables de la gestión de riesgos. En el mes de enero de 2021 se designó al Director de Riesgos Integrales, Seguridad y Calidad, siendo el responsable de reportar las novedades al Comité de Riesgos. 6.5 Programa de Integridad y Ética. La Sociedad cuenta con un Oficial de Ética y Cumplimiento responsable del desarrollo, implementación y control del Programa de Integridad y Ética de MetroGAS quien, asimismo, proporciona periódicamente información de avance y gestión del Programa al Comité de Dirección y al Comité de Auditoría. El Programa cuenta con acciones que abordan diferentes ejes, tales como:

Evaluación y gestión de riesgos de integridad (fraude, ética y corrupción)
Revisión de políticas y procedimientos
Aplicación del programa a socios comerciales (contratistas/subcontratistas)
Comunicación y capacitación
Promoción y estímulo
Gestión de líneas de denuncia: Línea Ética (para empleados y proveedores) y Programa Transparencia (para clientes)
Desarrollo de protocolos de investigación

Este Programa tiene un alcance más amplio que el simple cumplimiento de normas externas e internas y trabaja sobre la cultura y los valores organizacionales; sobre los principios, los procesos de toma de decisiones y el liderazgo de la alta Dirección. Para su elaboración se tomaron en consideración las recomendaciones de las guías internacionales como la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (“OCDE”), los elementos previstos en los artículos N° 22 y N° 23 de la Ley N° 27.401 de Responsabilidad Penal de Personas Jurídicas, vigente desde 2018, junto con el Decreto Reglamentario N° 277/2018 y los Lineamientos de Integridad emitidos por la OA en la Resolución N° 27/2018.E. Durante el 2019 el Programa fue sometido a la revisión de un profesional independiente quien concluyó que el mismo es robusto y adecuado frente a las exigencias de la Ley de Responsabilidad Penal de Personas Jurídicas y los principales estándares comparados. El Programa es revisado anualmente, bajo un esquema de mejora continua, incorporándose acciones que surgen de la actualización de la evaluación de riesgos de integridad, del análisis causa-raíz de las denuncias gestionadas, de las auditorías y de la evolución de las mejores prácticas en la materia. Durante el año 2021 se revisó y actualizó el Código de Ética y Conducta de la Sociedad. Dicho proceso fue liderado por el Comité de Ética y tuvo la participación de representantes de todas las Direcciones. El documento fue aprobado por el Comité de Dirección y luego por el Directorio en su reunión del 20 de septiembre de 2021. A partir de ese momento y hasta la fecha de emisión del presente documento, se encuentra en marcha el proceso de difusión y adhesión. 7. RESEÑA DE LAS OPERACIONES. 7.1. Política Comercial, Planificación Empresaria, Financiera y de Inversiones. Durante el 2016 se dio inicio al proceso de RTI tendiente a la normalización del marco regulatorio y tarifario de la Sociedad que sentó las bases y reglamentaciones para el desarrollo del negocio durante los siguientes 5 años. Luego de la suscripción del Acuerdo Transitorio 2016, el Acuerdo Transitorio 2017 y del Acta Acuerdo Integral de Adecuación del Contrato de Licencia de Distribución de Gas Natural que concluyó el proceso de renegociación dispuesto en la Ley N° 25.561, la Sociedad definió su nueva estrategia hacia el futuro y aspectos tales como la planificación empresaria, la política comercial y el desarrollo del plan de inversiones.La estrategia corporativa tiene como meta transformar a la Sociedad en el referente de la distribución de gas y líder en la comercialización de productos energéticos, contribuyendo al desarrollo del país y a la calidad de vida de los argentinos poniendo al cliente en el centro de sus acciones. Cabe remarcar que MetroGAS puso en marcha la nueva estrategia, asumiendo un compromiso profundo con la ética en los negocios y con cada una de las relaciones comerciales, profesionales y comunitarias que estos conllevan. Asimismo, la Sociedad comprometió un ambicioso PIO para el quinquenio 2017-2021 en las áreas de expansión, seguridad e integridad, confiabilidad, sistemas, operaciones y mantenimiento, en línea con los ingresos previstos de conformidad con la RTI aprobada oportunamente para dicho período, el cual se ejecutó durante los años 2017 a 2020, inclusive, y en menor medida a partir de 2021, como consecuencia del congelamiento tarifario y suspensión de la RTI

dispuestos por la Ley N° 27.541 y el Decreto N° 1.020/2020. 7.2. Compra y Transporte de Gas. El 29 de noviembre de 2017, a instancias del MINEM, MetroGAS suscribió las Bases y Condiciones junto con el resto de las distribuidoras y un grupo de productores de gas. Estas Bases y Condiciones contienen los lineamientos para la contratación de volúmenes de gas para el abastecimiento de la demanda de las distribuidoras para el período comprendido entre el 1° de enero de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019 (ver punto 3.2.1). En cuanto a los precios que los productores debían facturar por los volúmenes de gas entregados, estos estaban estipulados por cuenca, para cada categoría de cliente y por período, en el anexo III de las Bases y Condiciones. Por el gas entregado en los meses de enero a marzo de 2018, los pagos realizados por la Sociedad se hicieron respetando el tipo de cambio vigente a la fecha de pago de conformidad con lo establecido en los acuerdos de suministro. A partir del mes de abril de 2018, el desfasaje producido por la fuerte devaluación del peso argentino respecto del tipo de cambio fijo considerado por el ENARGAS en el tarifario vigente a partir del 1° de abril de 2018, generó un monto significativo de DDA. Frente a esta situación, que impactó a todas las distribuidoras de gas de la Argentina, el PEN emitió en noviembre de 2018 el Decreto N° 1.053/2018 (ver punto 3.1.3). El 14 de febrero de 2019, MetroGAS participó del concurso de precios para la provisión de gas natural en condición firme para el abastecimiento de la demanda de usuarios de servicio completo de las prestadoras de servicio público de distribución de gas por redes, que se llevó a cabo de acuerdo a lo dispuesto por la Resolución N° 32/2019 de la SGE y en el ámbito del MEGSA, desde las cuencas Neuquina, Golfo San Jorge, Santa Cruz Sur y Tierra del Fuego. Como resultado de dicho concurso, se obtuvieron compromisos de abastecimiento anual para el período 1 abril 2019 – 31 marzo 2020 por un volumen de CMD de 1.486 millones de m3 los cuales representaron el 58% de nuestra demanda anual, cumpliendo con ello con el requisito establecido en el marco regulatorio. Esos compromisos, bajo las pautas establecidas por la Resolución SGE N°32/2019, consideraron una cláusula de EOP del 70%, lo que implicó en el caso de MetroGAS un importante nivel de incertidumbre respecto del aprovisionamiento en el período invernal, al que coadyuvaba la relación fija establecida en el concurso de 1:2,5 anual escalonado, que no satisfacía la curva de demanda prioritaria que se presenta en el período invernal en nuestra área de Licencia, cuya relación es más cercana a 1:4,5 veces. Para el período abril 2020 - diciembre de 2020, la SE instruyó a productores y comercializadores de gas a renovar la vigencia de los contratos de suministro de gas de las distribuidoras hasta la fecha de vencimiento del plazo ampliado durante el cual el PEN se encontraba facultado a mantener inalteradas las tarifas de gas natural, esto es diciembre de 2020. Por otra parte, durante el último trimestre del año 2020, se abonó la mayor parte de la deuda con los productores de gas, contraída durante el 2019. Asimismo, en diciembre de 2020 se iniciaron las negociaciones para saldar la deuda con los productores de gas por el volumen entregado en los meses de junio, julio y agosto de 2020, habiéndose acordado con el 80% de ellos y se han cancelado los vencimientos de la deuda según los respectivos acuerdos. En lo que respecta a la contratación de gas a partir del año 2021, el 16 de noviembre de 2020 se publicó el Decreto N° 892/2020 que declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina la promoción de la producción del gas natural argentino. En consecuencia, se aprobó el Plan Gas, instrumentado por la SE mediante un procedimiento de oferta y competencia de precios para la adjudicación de volúmenes uniformes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país (Resolución SE N°317/2020). En tal sentido, la SE convocó un Concurso Público Nacional para la adjudicación de un volumen de gas natural base total de 70.000.000 m3/día y un volumen adicional por cada uno de los períodos invernales, durante la vigencia del Plan Gas. El 30 de diciembre de 2020, la SE publicó mediante la Resolución SE N° 447/2020 los volúmenes asignados mensualmente a cada distribuidora, por un período de cuatro años computados desde el 1º de enero de 2021, de los cuales fueron asignados a MetroGAS 2.500 millones de m3 por año; con la obligación de tomar el 75% trimestral de la CMD. Entre otros términos y condiciones de la compraventa en el marco del Plan Gas, merece destacar que el precio del gas fue establecido en pesos por m3 según el precio en cuadros tarifarios vigente conforme a la definición del Punto 6.28 del Anexo del Decreto Nº 892/2020, el cual fue definido allí como “el precio del gas en el PIST de conformidad con los cuadros tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras”, razón por la cual se estableció adicionalmente en los contratos que “La obligación de pago del Precio del Comprador será igual al monto de aquella porción del Precio Ofertado que el ESTADO NACIONAL decida incluir en los Cuadros Tarifarios, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6° del Decreto N° 892/2020 y en los Puntos 20 y 33 del Anexo del Decreto N° 892/2020”. Adicionalmente, en fecha 22 de febrero de 2021, la SE convocó mediante la Resolución N° 129/2021 el Concurso Público Nacional “RONDA #2

CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO – ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 20202024” para la adjudicación de volúmenes de gas natural adicionales a los adjudicados por la Resolución N° 391/2020 de fecha 15 de diciembre de 2020, correspondientes a las Cuencas Neuquina y Austral, por cada uno de los períodos invernales de los años 2021 a 2024 inclusive. En dicho concurso se obtuvo un promedio de 3.0 MMm3 de Tecpetrol para los meses de junio a septiembre de 2021 y un promedio de 0,9 MMm3 para el mismo periodo de Pampa Energía, los cuales fueron contratados a través de Integración Energética Argentina S.A (“IESA”), quien durante el invierno 2021 se encargó de abastecer a las distribuidoras al precio del tarifario vigente de cada distribuidora. Asimismo, para los mismos meses del período invernal de los años 2022, 2023 y 2024, se adjudicaron 2,5 MMm3 de Tecpetrol y 0,86 MMm3 de Pampa Energía. El 2 de noviembre de 2021, se llevó a cabo otro Concurso Público Nacional del PLAN GAS IV, para cubrir los faltantes de la Ronda #1y #2, tanto para las distribuidoras como para Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), enfocado a incrementar la producción de las cuencas Austral, Noroeste y en la cuenca Norte . De acuerdo a los resultados obtenidos de esta Ronda #3, solo se recibieron ofertas de gas en la cuenca Neuquina con los siguientes volúmenes: Pampa Energía 2,0 MMm3; Pluspetrol 0,3 MMm3 y Tecpetrol 0,7 MMm3. El 10 de noviembre de 2021, estos volúmenes fueron adjudicados y contemplados en los contratos acordados entre IEASA y los productores ofertantes, en los períodos de mayo a septiembre de 2021, y con CAMMESA de octubre 2021 a abril 2022, a partir del 1° de mayo de 2022. En relación al transporte de gas, en el mes de enero de 2016, MetroGAS hizo uso de la opción de no renovar 4,3 MMm[3] de la capacidad de transporte firme contratada con TGS en la ruta de transporte Neuquén GBA que se hizo efectiva a partir del 1° de mayo de 2016. En agosto de 2017, MetroGAS presentó una Oferta Irrevocable en el Concurso N°1/2017 de TGS, con el objetivo de renovar la capacidad de transporte firme con vencimiento el 30 de abril de 2018. Como resultado del concurso, MetroGAS renovó el 100% de la capacidad ofertada, siendo los nuevos vencimientos entre el 2019 y 2027. En mayo de 2019, MetroGAS presentó una Oferta Irrevocable en el Concurso N°1/2019 de TGS para renovar 2,0 MMm[3] con vencimiento el 30 de abril de 2020 y 3,66 MMm[3] con vencimiento el 30 de abril de 2021. Como resultado del concurso, MetroGAS renovó el 100% de la capacidad ofertada, siendo los nuevos vencimientos en 2030 y 2031 respectivamente. En octubre de 2021, MetroGAS presentó una Oferta Irrevocable en el Concurso N°1/2021 de TGS para renovar 1,5 MMm3 en la ruta NQN – GBA con vencimiento el 30 de abril de 2023 y 2,0 MMm[3] con vencimiento el 30 de abril de 2023 en la rura TDF – GBA. Como resultado del concurso, MetroGAS renovó el 100% de la capacidad ofertada, siendo los nuevos vencimientos en 2058 y 2033 respectivamente. Al 31 de diciembre de 2021, y en cumplimiento del Reglamento de Servicio (Resolución ENARGAS N° 4.325/2017), la capacidad de transporte firme contratada hasta el anillo de la zona de servicio de MetroGAS asciende a 19,49 MMm[3] /día, 16,71 MMm[3] /día corresponden a transporte firme contratado sobre el Sistema de TGS y 2,78 MMm3/día sobre el Sistema de TGN. En lo que respecta a las tarifas de transporte, estas quedaron congeladas a partir de la vigencia de la Ley de Solidaridad Social, por un plazo de ciento ochenta días, que luego fue extendido por el Decreto N° 543/2020 por otros ciento ochenta días, hasta el 17 de diciembre de 2020. Con fecha 16 de diciembre de 2020 el PEN publicó el Decreto N° 1.020/2020 mediante el cual se daba inicio a la renegociación de la RTI, manteniendo el congelamiento de tarifas por noventa (90) días o hasta tanto entrara en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición. En junio de 2021, pasado veinte meses de congelamiento tarifario y mediante la Resolución ENARGAS N° 151/2021, se aprobaron los Cuadros Tarifarios de Transición a aplicar por MetroGAS durante el período de Renegociación de la RTI dispuesto por el Decreto N° 1.020/2020, y hasta su recálculo acordado para regir no antes del 1° de abril de 2022. Sin embargo, este ajuste tarifario de junio 2021 no incluyó incremento en las tarifas de transporte. 7.3 Información financiera presentada en moneda homogénea. Los presentes estados financieros reconocen las variaciones del poder adquisitivo de la moneda en forma integral mediante el método de reexpresión a moneda constante establecido por la NIC 29. De acuerdo con la NIC 29, los importes de los estados financieros que no se encuentren expresados en moneda de cierre del período sobre el que se informa, deben reexpresarse aplicando un índice general de precios. A tal efecto, y tal como lo establece la Resolución JG N° 539 de la FACPCE, se han aplicado coeficientes calculados a partir de índices publicados por dicha Federación, resultantes de combinar IPC publicados por el INDEC a partir del 1° de enero de 2017 y, hacia atrás, IPIM elaborados por dicho Instituto o, en su ausencia, índices de precios al consumidor publicados por la Dirección General de Estadística y Censos de la

Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La variación del índice utilizado para la reexpresión de los presentes estados financieros ha sido del 50,94% en el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2021 y del 36,14% en el ejercicio precedente. Con fines comparativos, los presentes estados financieros consolidados incluyen cifras y otra información correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre 2020, que son parte integrante de los estados financieros mencionados precedentemente y se las presenta con el propósito de que se interpreten exclusivamente en relación con las cifras y otra información del ejercicio económico actual. Dichas cifras han sido reexpresadas en moneda de cierre del presente ejercicio económico, a fin de permitir su comparabilidad y sin que tal reexpresión modifique las decisiones tomadas con base en la información contable correspondiente al ejercicio anterior. 7.4 Información operativa y financiera. 7.4.1 Resultados de las operaciones. A continuación, se incluye una síntesis de los Estados Consolidados de Pérdidas y Ganancias y Otros Resultados Integrales de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020:

Ingresos ordinarios Costos de operación Ganancia bruta Gastos de administración Gastos de comercialización Otros ingresos y egresos Deterioro de propiedades, planta y equipo	31.12.21 31.12.20	31.12.21 31.12.20
	Miles de $
	55.670.750 (44.188.499) 11.482.251 (5.488.224) (7.895.374) (257.678) - (2.159.025) 36.438.318 (34.895.673) 1.542.645 (616.380) (3.752.330) (4.368.710) - - - (4.368.710)	75.011.645 (59.453.313)
		15.558.332 (5.846.012) (9.669.183) 708.582 (849.397)
(Pérdida) ganancia operativa		(97.678) 34.286.607 (39.387.692)
Ingresos Financieros Costos Financieros Resultados financieros, netos Resultado antes del impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Revaluación de activos esenciales de propiedades, planta y equipo Impuesto a las ganancias Total otros resultados integrales Resultado neto e integral del ejercicio
		(5.101.085)
		(5.198.763)
		(2.952.992)
		(8.151.755)
		(16.120.667) 4.094.651
		(12.026.016)

		(20.177.771)

Las ventas de la Sociedad se ven altamente influenciadas por la estructura climática imperante en la Argentina. La demanda de gas natural y, en consecuencia, sus ventas son considerablemente más altas durante los meses de invierno (de mayo a septiembre) debido a los volúmenes de gas vendidos y al mix de tarifas que afecta los ingresos por ventas y el margen bruto. Tal como se menciona anteriormente, MetroGAS brinda el servicio de distribución a aproximadamente 2,5 millones de clientes dentro de su área de servicio, de los cuales aproximadamente el 55% se encuentra en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Las ventas a clientes residenciales en 2021 y 2020 representaron el 24,7% y 24,5%, respectivamente, del volumen de ventas y aproximadamente el 60,7% y 59,0% del monto de ventas. Las ventas con gas de MetroGAS a los clientes residenciales disminuyeron un 23,7%, de miles de $ 44.258.734 a miles de $ 33.780.580 durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2021, respectivamente, debido principalmente a la disminución de la tarifa, que quedó en niveles inferiores al ajuste por reexpresión de las ventas registradas al 31 de diciembre de 2020. MetroGAS depende, en buena medida, de sus ventas a las centrales eléctricas para mantener un alto factor de utilización de su capacidad de transporte en firme (Factor de Carga), particularmente durante los meses más cálidos, en los que se reduce el consumo de los clientes residenciales. Durante 2021 las centrales eléctricas del área representaron el 20% de la generación térmica total del sistema. El despacho con gas del parque de generación térmica del área de MetroGAS se redujo en un 7% respecto del año 2020. A nivel país el consumo de gas natural para generación térmica se mantuvo respecto del año anterior con una reducción del 0,4%. Las ventas del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas en 2021 y 2020 representaron el 43,6% y el 46,6% del volumen entregado, respectivamente. Las ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a clientes industriales, comerciales y entidades públicas representaron aproximadamente el 15,0% y 13,7% del volumen de ventas de la Sociedad en los años 2021 y 2020, respectivamente. Durante el 2021 se renovaron los contratos de suministro con clientes industriales, cuyos vencimientos operaban en ese año. En función de las previsiones

realizadas frente al invierno, se continuó con la política desarrollada hasta la fecha incluyendo opciones que permitieran una mayor flexibilidad operativa frente a potenciales inconvenientes de abastecimiento, extendiendo el concepto a la totalidad de los contratos con renovación durante el año. Como resultado de las negociaciones 22 contratos, de un total de 80, se concretaron con vigencia hasta el 30 de abril de 2024 y, los restantes se renovaron hasta el 30 de abril de 2022. En línea con las metas fijadas para el año, y pese a los condicionantes externos que afectan la operatoria de la Sociedad, se ha logrado mantener adecuadas relaciones con los grandes clientes industriales, así como en el mercado de las Pequeñas y Medianas Empresas (“PYMES”) y de clientes comerciales. La demanda de gas natural para dichos segmentos de clientes se mantuvo en valores acordes dentro de las condiciones generales del mercado, registrando un incremento del 13.5% respecto el año 2020. El mercado de GNC representó aproximadamente el 6,2% y 4,8% del volumen de ventas de la Sociedad durante los años 2021 y 2020, respectivamente. Las ventas de MetroENERGÍA se vieron influenciadas por la aplicación de la Resolución N° 375/2021 de la SE, que habilitó a los clientes de la categoría Servicio General P3 a optar por el abastecimiento de gas natural por parte de las Distribuidoras. Como resultado de ello, un total de 223 clientes de dicha categoría ejercieron la opción, dentro de los cuales, 172 se abastecían con MetroENERGIA hasta ese momento. Las ventas de MetroENERGÍA durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fueron de miles de $ 10.783.303 disminuyendo un 37,2% respecto del ejercicio anterior que fueron de miles de $ 17.168.019, debido principalmente a la disminución en los volúmenes entregados a esta categoría de clientes del 46,7%. Los gastos de administración disminuyeron un 6,1%, de miles de $ 5.846.012 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a miles de $ 5.488.224 en el presente ejercicio y los gastos de comercialización disminuyeron un 18,3%, de miles de $ 9.669.183 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a miles de $ 7.895.374 en el presente ejercicio. Los otros ingresos y egresos registraron una ganancia de miles de $ 708.582 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y una pérdida de miles de $ 257.678 generada en el presente ejercicio. Durante el ejercicio 2020 se registró una pérdida por deterioro de propiedades, planta y equipo por 849.397. Consecuentemente, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 se registró una pérdida operativa de miles de $ 2.159.025 y de miles de $ 97.678 obtenida en el ejercicio anterior. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 los resultados financieros netos generaron una ganancia de 1.542.645, respecto de una pérdida de 5.101.085 generada en el ejercicio anterior. Consecuentemente, la pérdida neta de la Sociedad correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 ascendió a 4.368.710, respecto de una pérdida neta de 8.151.755 generada en el ejercicio anterior. 7.4.1 Estados de Situación Financiera consolidados. A continuación, se incluye una síntesis de los Estados de Situación Financiera consolidados al 31 de diciembre de 2021 y 2020:

Activo no corriente Activo corriente Total Activo Pasivo no corriente Pasivo corriente Total Pasivo Participación no controlante Patrimonio Neto atribuible a los propietarios de la controlante Total del Pasivo y Patrimonio Neto	31.12.21 31.12.20	31.12.21 31.12.20
	Miles de$
	73.181.873 17.307.563 90.489.436 35.170.215 37.972.182 73.142.397 32.786 17.314.253 90.489.436	76.938.673 23.304.293
		100.242.966
		34.681.488 43.828.464
		78.509.952 23.071 21.709.943
		100.242.966

Las cifras correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 han sido reexpresadas en moneda de cierre del presente ejercicio económico, a fin de permitir su comparabilidad. A los fines de la reexpresión se ha utilizado el IPC cuya variación ascendió a 50,94% al 31 de diciembre de 2021. El activo total que, ascendió a miles de $ 90.489.436, presenta una disminución del 9,7% con respecto al ejercicio anterior debido principalmente a la reducción de los Créditos por ventas. El pasivo total que, ascendió a miles de $ 73.142.397, presenta una disminución del 6,8% con respecto al ejercicio anterior debido principalmente a la reducción de la Deuda Financiera y Comercial. 7.4.3 Empresa en marcha Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados sobre el supuesto que la Sociedad continuará como una empresa en marcha. Sin embargo, en opinión de la Dirección de la Sociedad las condiciones que se detallan a continuación generan

incertidumbre importante que puede generar dudas significativas respecto a la capacidad de la Sociedad para continuar como una empresa en marcha. La actualización tarifaria por debajo del incremento general de precios de la economía y de los costos de la Sociedad ha tenido efectos negativos significativos sobre la liquidez, la posición financiera y los resultados de la Sociedad durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2021. La Sociedad estima que dichos impactos negativos continuarán en el futuro próximo en la medida que no se obtenga una adecuada recomposición tarifaria o se implementen otros mecanismos que permitan equilibrar la situación de liquidez y la posición financiera. En ese sentido, al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad registró pérdidas netas de miles de $ 4.368.710 y presentó un capital de trabajo negativo de miles de $ 20.664.619. Por otra parte, la Sociedad mantiene cuentas por pagar con sociedades relacionadas generadas por la compra de gas natural por un total de miles de $ 19.825.628, que al 31 de diciembre de 2021 se encuentran vencidas. La Sociedad posee deudas financieras corrientes por miles de $ 5.598.275 y no corrientes por miles de $ 10.567.977, que establecen el cumplimiento de ciertos indicadores financieros. Al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad obtuvo la dispensa formal de todos sus acreedores en relación a los indicadores mencionados, según se detalla en la Nota 19.1 a los estados financieros consolidados. Adicionalmente, considerando el deterioro de la liquidez antes mencionada, la Sociedad refinanció la deuda financiera cuyos vencimientos operaban en 2021 y estima que deberá refinanciar el resto de las deudas financieras de corto plazo a su vencimiento. Si la Sociedad no fuera capaz de refinanciar su deuda financiera y/u obtener la dispensa o enmienda de los contratos ante los eventuales incumplimientos de los indicadores financieros establecidos contractualmente, se podría producir la aceleración de los plazos para el pago del saldo total de la deuda financiera pendiente a la fecha del incumplimiento. Si ello ocurriese, la Sociedad podría no ser capaz de obtener el financiamiento necesario para afrontar el pago de dicho saldo.Si bien la Sociedad ha adoptado y continúa adoptando diversas medidas para morigerar los impactos negativos derivados de la falta de una adecuada actualización tarifaria y se encuentra activamente realizando las gestiones necesarias para la obtención de un ajuste de la tarifa que permita recomponer el margen de distribución, la posibilidad de la Sociedad de continuar como una empresa en marcha depende en gran medida de la aprobación por parte del Gobierno Nacional de incrementos tarifarios y de la conclusión del proceso de renegociación de la RTI establecida por el Decreto N° 1.020/2020, así como de la refinanciación de las deudas financieras y comerciales con sociedades relacionadas, factores que no dependen exclusivamente de la gestión de la Dirección de la Sociedad. 7.5 Operación del Sistema de Distribución. La RTI involucra un plan de inversiones que abarca tanto la renovación de activos (cañerías, estaciones reguladoras de presión, medidores y vehículos), como así también la expansión del sistema de distribución. Particularmente, disposiciones gubernamentales y regulatorias que incluyeron la suspensión de cualquier aumento tarifario, disminuyeron el plan a partir de fines del año 2019. Si bien hubo una actualización tarifaria en junio de 2021, la misma estuvo por debajo del incremento general de precios de la economía; con lo cual se continuo con un plan reducido de inversiones, manteniéndose principalmente las tareas necesarias para garantizar una operación segura y confiable. El avance de la inversión correspondiente a la renovación de redes de hierro fundido, durante el año 2021, fue de aproximadamente 49 km de tendido de cañería de polietileno en media presión que reemplaza a la red de hierro fundido en baja presión; y la instalación y conversión de 3.721 servicios asociados. También se avanzó y finalizó con la ejecución de la obra de expansión de red denominada “Segundo Anillo Sur”. En esta primera etapa se instalaron 21 km de cañería de acero de alta presión y durante el ejercicio 2021 se finalizó la construcción de la nueva City Gate y una planta lanzadora de instrumental de inspección (trampa de scrapper) en las instalaciones del barrio San Lucas, quedando pendiente aún la habilitación de las obras. Además, se inició la construcción de una estación reguladora de presión ubicada en el Barrio Fincas de San Vicente, cuya finalización está prevista durante el año 2022. Esta obra permitirá dotar de infraestructura de gas al partido de San Vicente, una zona actualmente no abastecida por el servicio. Durante el año 2021 se instalaron aproximadamente 3.956 nuevos servicios. Respecto a obras financiadas por terceros, se realizó el control de la construcción de 47 km de tendido de redes de distribución. También, y dando cumplimiento a la normativa emitida por el ENARGAS para las líneas de transmisión de gas (Parte O NAG 100) se continuó con la reevaluación de las líneas de transmisión, priorizadas de acuerdo con el riesgo, lo que involucró una serie de actividades de mantenimiento preventivo como: relevamiento tipo DCVG (Direct Current Voltage Gradient), CIS (Close Interval Survey) y evaluaciones directas de la cañería. En lo que hace al mantenimiento correctivo del sistema, se han reemplazado 6.994 servicios domiciliarios, entre otras acciones destinadas al

mantenimiento de corto plazo del sistema de distribución. La atención de emergencias registró un volumen anual de aproximadamente 43.672 reclamos, principalmente por escapes de gas, de los cuales alrededor de 4.143 fueron clasificados por la Sociedad como de alta prioridad de tratamiento. Se han realizado relevamientos en 18.817 km de nuestras redes de baja, media y alta presión, cumpliendo con lo requerido en las normas. 7.6 Inversiones de capital. La Sociedad ha direccionado sus inversiones fundamentalmente al cumplimiento del PIO comprometido, aun cuando su exigibilidad se encuentre suspendida en razón del congelamiento dispuesto por la Ley N° 27.541 y el Decreto N° 1.020/2020. La información detallada de las mismas se halla en el Notas 10 y 12 – Propiedades, planta y equipo y Bienes Intangibles, respectivamente, de los estados financieros consolidados. En los términos del Acuerdo Transitorio 2017, con fecha 31 de marzo de 2017 se publicó en el B.O., la Resolución ENARGAS N° 4.356/2017 la cual menciona en su Anexo III el PIO que debía realizar MetroGAS dentro del plazo quinquenal 2017-2021. A los fines de esta Resolución se consideraban Inversiones Obligatorias las consideradas indispensables para atender la operación y el mantenimiento de los sistemas operados, la comercialización y la administración en condiciones confiables y seguras del gas natural, con estándares iguales o mayores a los requeridos por la normativa vigente. En caso de que MetroGAS llevara a cabo las inversiones obligatorias a un costo total menor que la suma especificada en la resolución hubiera debido invertir dicha diferencia en obras y/o proyectos contemplados como inversiones no obligatorias o complementarias o en otros que fueran aprobados por la autoridad regulatoria dentro del plazo quinquenal 2017-2021. MetroGAS presenta anualmente a la autoridad regulatoria un informe detallado de avance de su Plan de Inversiones. La Resolución determina el monto que la Sociedad debía desembolsar por las inversiones obligatorias durante cada uno de los cinco años. Dada la afectación de ingresos producto del diferimiento del ajuste tarifario correspondiente implementado en primer lugar por la Resolución SGE Nº 521/2019 y luego extendido por la Resolución SGE Nº 751/2019, se dispuso la revisión y adecuación -en su exacta incidencia- de las inversiones obligatorias a cargo de las distribuidoras. Con posterioridad a las referidas Resoluciones que difirieron el ajuste tarifario, se pasó a un escenario de congelamiento tarifario a tenor de lo previsto por la Ley de Solidaridad y el Decreto PEN N° 1.020/2020, que importó la suspensión del PIO como plan obligatorio, no estando previsto bajo el Acuerdo Transitorio de Renegociación suscripto el 21 de mayo de 2021 la realización de inversiones obligatorias. 7.7 Atención y Servicios al Cliente. Con motivo de la pandemia por COVID-19 y el establecimiento de diferentes esquemas de presencialidad, se mantuvo un alto el nivel de actividad total en los canales de atención no presenciales durante todo el año 2021. Durante ese período, en la página web de MetroGAS se registraron 1,3 millones de sesiones más respecto al año anterior (8,8 millones de sesiones durante el 2021 vs. 7,5 millones en 2020), ingresaron 2,9 millones de llamadas al Call Center de las cuales 1,5 millones fueron derivadas a la atención por medio de un operador comercial o de emergencias, 496 mil clientes fueron atendidos de manera personalizada a través del canal de WhatsApp, 163 mil por Facebook, 77 mil por e-mail, se resolvieron 96 mil trámites por la Oficina Virtual “Mi Cuenta” , se realizaron 204 mil gestiones “Back Office” y se respondieron 11 mil consultas en forma personalizada a través del Chatbot A pesar del contexto y sus implicancias, si bien en algunos momentos puntuales se vio reducida la capacidad de atención de clientes, la misma continuó en forma ininterrumpida con un esquema de atención comercial presencial con turno. En el mismo sentido se mantiene la tendencia de nuestros clientes demandando mayor atención por canales digitales. Continuando con el proceso de mejora de la atención de nuestros clientes, durante el año 2021, se implementaron diferentes mecanismos tendientes a mejorar procesos y fundamentalmente la experiencia de nuestros clientes. Entre ellas podemos mencionar optimizaciones en los menús de autogestión, implementación Facebook-BOT, incorporación de trámites y consultas en canales no presenciales a clientes y matriculados, un esquema de monitoreo de calidad integral, entre otros. Es de destacar también que, en paralelo a la incorporación de nuevas facilidades de cobro a través de la web y la oficina virtual, la Sociedad discontinuó el cobro en sus oficinas comerciales para la mayor parte de los clientes pudiendo abonar con cualquier medio de pago a través de nuestros medios digitales o en los bancos y/o redes de cobranza externos. Los sistemas y organización de la atención de los clientes están acompañando la creciente demanda de atención digital de los mismos ofreciendo, desde un amplio abanico de opciones la autogestión las 24 hrs. así como múltiples canales remotos de atención personalizada para aquellos clientes que lo requieran. Por último, se creó un área de atención personalizada para constructores y desarrolladores inmobiliarios a los fines de canalizar sus necesidades específicas. 7.8 Recursos Humanos. La dotación consolidada de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021 asciende a 1.254

empleados. Con respecto a las remuneraciones al personal durante el año 2021 la Sociedad otorgó incrementos salariales generales en concordancia con el mercado específico. Respecto al diseño organizativo, se concretó un análisis del modelo operativo con mejor ajuste a los lineamientos estratégicos y operativos y que, a su vez organiza de manera eficiente los procesos claves y de soporte iniciado en 2020. La Sociedad implementó durante el ejercicio Human Access, una aplicación que brinda el control de acceso a nuestros edificios de todo el personal y el control de acceso remoto con geolocalización para personal de vía pública. Se realizó la modelización de los procesos de la Gerencia de Relaciones Laborales y Servicios y la Jefatura de Planificación, Organización y Compensaciones bajo el marco del sistema de modelización de procesos denominado APQC. Se implementaron herramientas en los sistemas que dan soporte al nuevo modelo de desempeño y objetivos. Se realizaron capacitaciones en el Centro de Entrenamiento Técnico (“CET”) para personal interno, contratistas, comunidad (bomberos voluntarios, defensa civil, colegios técnicos, ENARGAS, periodistas, etc) y se brindaron cursos a distintas empresas. Asimismo, desarrollamos programas de formación “Instalando Calor Seguro” para escuelas técnicas secundarias. Debido al contexto de pandemia, todas las actividades fueron desarrolladas a través de canales digitales (aulas virtuales/ e-learning). Dedicamos horas a formación técnica, en seguridad, salud y medio ambiente para personal interno (16.616,59 hs.), personal de empresas contratistas (186 hs.) y otras personas de la comunidad (1.657 hs.) y ventas a empresas (174 hs.). Orientados al desarrollo del personal, nos focalizamos esencialmente en capacitar sobre el liderazgo para el manejo de equipos a través de canales virtuales, a colaboradores en el uso de herramientas para el teletrabajo y convertimos todas las actividades en virtuales, generando además mayor cantidad de e-learnings. Continuamos con nuestros programas orientados a gestión de talentos y a estudiantes de Ingeniería para fomentar el desarrollo de estas poblaciones que hacen al futuro de la organización. En 2021 realizamos una encuesta de clima y cultura con el objetivo de relevar e identificar los principales aspectos de mejora para el trabajo de los empleados. En función de los resultados de la encuesta, se definieron cuatro ejes de trabajo (reconocimiento, comunicación, procesos/calidad y cliente) en los cuales un equipo conformado por personas de todas las direcciones y liderado por Recursos Humanos llevará adelante todas las acciones concretas asociadas. En relación a diversidad e inclusión, en 2021 se creó el primer Comité de Diversidad e Inclusión de MetroGAS, el cual está conformado por empleados de Recursos Humanos, Asuntos Institucionales y Comunicación; y Ética e Integridad. La finalidad de dicho Comité es llevar a cabo diferentes iniciativas para convertir a MetroGAS en una empresa cada vez más diversa e inclusiva, y sobre todo, comprometida en eliminar aquellos prejuicios y/o dificultades que puedan tener los empleados para ser quienes quieran ser. En materia de Salud Ocupacional, nuestra gestión estuvo focalizada en la pandemia COVID-19 para asegurar la continuidad de la operación sin casos de contagios entre empleados y la asistencia continua a contagiados fuera del ámbito laboral y/o contactos estrechos. Se profundizaron los controles a empresas contratistas para mitigar el riesgo de responsabilidad solidaria. Continuamos con el programa de egresos denominado “Plan Puente 1” para aquellos empleados que se encontraban en condiciones de acceder al beneficio previsional. Lanzamos en octubre de 2021 el “Plan Puente 2”, que consiste en un programa de retiro voluntario para aquellos colaboradores hombres entre 60 y 64 años y mujeres entre 55 y 59 años. 7.9 Seguridad, Salud y Medio Ambiente. Durante el año 2021 la Sociedad trabajó bajo los lineamientos de la Política de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente enfocados en la mejora continua, alineados con los criterios establecidos por la legislación vigente y las Normas ISO 14001:2015 e ISO 45001:2018. Durante el presente ejercicio se afrontó un contexto de pandemia por COVID-19 el cual afectó a todas las actividades de la Sociedad. Debido a dicho contexto, MetroGAS continuó con la aplicación y actualización de los protocolos de adecuación de las tareas de emergencia en la vía pública y en las instalaciones del cliente, para continuar con el cumplimiento de las actividades esenciales como servicio público en conjunto y aprobado por el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas (“STIGAS”). A su vez, se realizaron protocolos y medidas de cuidados de higiene dentro de los establecimientos de la Sociedad para el regreso paulatino a la presencialidad del personal que desarrolla tareas en las oficinas y se adecuaron recursos y procesos para dar soporte al personal administrativo en las tareas de trabajo remoto. Entre las actividades más importantes realizadas por MetroGAS en materia de Seguridad, Salud ocupacional y Medio Ambiente se pueden mencionar: el dictado de talleres para el fortalecimiento de la cultura de la Sociedad a directores, gerentes y jefes, el programa visitas de seguridad por parte de todas las direcciones, la implementación de charlas de 5 minutos de seguridad en todas las direcciones, la participación dentro del Comité de Seguimiento de

la flota de vehículos, la actualización de protocolos, la instalación de cartelería alusiva al COVID-19 dentro de las instalaciones, entre otras. La ART Galeno realizó una visita a cada establecimiento de la Sociedad no encontrándose aspectos a mejorar y verificando desde el punto de vista de la higiene y seguridad la aplicación de los protocolos correspondientes a COVID-19. En forma tanto presencial como virtual se realizaron reuniones con todos los accidentados, tanto en ocasión del trabajo como in itinere, con el fin de poder compartir experiencias de aprendizaje con el objetivo común de realizar acciones preventivas y correctivas para que los mismos no vuelvan a ocurrir. Si bien durante la pandemia debimos realizar diferentes tareas específicas para dar soporte a otros sectores de la Sociedad, mantuvimos las acciones claves como el Comité Mixto dando cumplimiento a la Ley N° 14.108 y su Decreto Reglamentario N° 801/141, el Comité de Contratistas, el Programa más verde y Talleres a las fuerzas vivas de prevención de accidentes con monóxido de carbono. El Comité de Contratistas tuvo como temáticas destacables acciones sobre COVID-19, implementación de protocolos de higiene en obras, cumplimiento de procedimientos de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente, seguimiento de desvíos hallados en las diferentes inspecciones de la Sociedad, y tratamiento de la auditoría de cambio de norma en seguridad e higiene, de la OHSAS 18001:2007 a la ISO 45001:2018 y de mantenimiento de la norma de medio ambiente ISO 14001:2015. Durante los meses de agosto y septiembre el Organismo Certificador IRAM realizó en forma remota la auditoría de cambio de norma en seguridad e higiene y mantenimiento en medio ambiente del Sistema de Gestión. Como resultado de la mencionada auditoría, MetroGAS obtuvo la certificación de mantenimiento de la norma ISO 14001:2015 y la certificación de la ISO 45001:2018, en concordancia con el compromiso que MetroGAS manifiesta en su Política de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente. Se realizó una capacitación e-learning relativa a los procedimientos operativos ambientales que conforman el Manual de Procedimiento Ambiental. Esta capacitación estuvo destinada a trabajadores con perfiles operativos de MetroGAS compuesta de tres módulos (“Construcciones”, “Agua y Residuos” y “Operación, Permisos y Formación”). Se desarrolló material formativo en gestión de residuos y manejo de derrames exclusivo para empresas contratistas. La constancia de capacitación en estas temáticas se transformó en un requisito necesario para que los trabajadores se encuentren aptos para desarrollar sus tareas. Teniendo en cuenta las exigencias de la NAG 153 cabe destacar que a lo largo del año y a pesar del contexto mencionado se cumplió con lo requerido por la misma, que incluye las siguientes acciones:

En el mes de noviembre se realizó el Simulacro Ambiental Anual el cual consistió en registrar el tiempo que se emplea en acceder a la nueva planta de transferencia TGS-MetroGAS de San Vicente, así como también plantear, evaluar y cronometrar un camino alternativo a la planta. Gracias a este simulacro también se ejercitó y evaluó el proceso de comunicaciones internas teniendo en cuenta el nuevo organigrama de la Sociedad y haciendo uso de nuevas herramientas que se pusieron a disposición a raíz del contexto pandémico por COVID 19 que atravesamos.

Se analizaron 154 proyectos de obras por terceros y propias resultando todas obras menores de acuerdo con la Resolución ENARGAS I/910-09.
Se realizaron 7 auditorías ambientales periódicas a la obra Segundo Anillo Sur.
Se realizaron las mediciones de ruido en las plantas reguladoras de presión ubicadas en el área de licencia de MetroGAS, de acuerdo con la Resolución N° 818/2019 del ENARGAS.
Se analizó el Estudio de Impacto Ambiental (“EIA”) correspondiente a los proyectos GP/IP-001346-Rev00 y AP-2677 de la obra Fideicomiso Marinas del Plata, que será llevada adelante por la empresa CATEGAS. El EIA fue realizado por la consultora Red de Consultores Ambientales Argentinos y fue analizado por MetroGAS previa presentación ante el ENARGAS.
Se analizó la Auditoría Ambiental Final correspondiente a los proyectos GP/IP-1103 y AP-2415 de la obra Barrio Cerrado La Providencia, que será llevada adelante por la empresa CATEGAS. La auditoría fue realizada por la misma empresa y analizada por MetroGAS previa presentación ante el ENARGAS.
Fue revisado y actualizado el Programa de Gestión Ambiental.
Fue revisado el Manual de Procedimientos Ambientales y su actualización fue presentada ante el ENARGAS en abril del 2021.

7.10 Relaciones Institucionales. La Sociedad continuó con su estrategia enfocada en desarrollar la imagen y fortalecer la reputación de MetroGAS en las audiencias

institucionales y los medios de comunicación. Para ello, durante 2021 MetroGAS adoptó un rol proactivo, integral y direccionado a sumar valor respecto de los trabajadores, accionistas, clientes, proveedores, opinión pública, organizaciones civiles y gubernamentales que se encuentran vinculadas a la Sociedad. Eso redundó en la confección y puesta en marcha de una agenda propia y en la mejora continua del proceso de comunicación de momentos críticos. Esta agenda no sólo respondió al plan de posicionamiento, sino que, además, estuvo influida por el contexto de pandemia y las acciones se ajustaron a esa situación, en vinculación con los diferentes públicos de interés. Para mantener un permanente control de la gestión, se realizó nuevamente una encuesta de opinión pública, administrada por una consultora externa, cuyos resultados fueron favorables para MetroGAS. El trabajo revela porqué MetroGAS es un actor importante en la sociedad argentina, aunque vinculado directamente con los vaivenes de la política económica nacional, lo que motiva que la opinión sobre MetroGAS esté atada indefectiblemente al contexto político, quedando el vínculo con la Sociedad sujeto a la coyuntura. Los indicadores relevados muestran un muy buen desempeño de MetroGAS vinculado a la exposición en los medios. La cantidad de menciones positivas e informativas suman un total de 89%, mientras que las menciones negativas solo del 11%. El valor firme sobre el que se sostiene MetroGAS para su reputación e imagen son “Conducta Corporativa” y “Calidad del Servicio”. La relación con los empleados y el liderazgo también se destacan como puntos positivos en el informe de la consultora. Durante el 2021, la Sociedad apalancó sus campañas de comunicación (tanto institucionales como masivas) en la continuidad del negocio en el contexto de pandemia Los mensajes institucionales se dirigieron tanto a audiencias internas como externas. Desde el inicio del año, hicimos un fuerte llamado a la responsabilidad social para concientizar que la pandemia se trata de un problema que requiere la colaboración responsable de cada uno, tomar las recomendaciones de los organismos sanitarios, reforzar la higiene personal y extremar los cuidados para evitar propagar el virus. Las medidas que se fueron adoptando se comunicaron de manera constante, sobre todo aquellas que tenían impacto en los clientes y los colaboradores, sumado a otros públicos de interés. La comunicación externa se centró en transmitir comunicados en medios masivos para reforzar el mensaje de compromiso de la Sociedad de dar continuidad al servicio y la atención a nuestros clientes, siempre garantizando su seguridad. Los mensajes fueron reforzados en redes sociales y la página web de MetroGAS. En cuanto a la comunicación interna, se reforzó la información sobre los cambios en protocolos y procedimientos (teletrabajo, organización de actividades operativas críticas, medidas de seguridad; entre otras). MetroGAS acompañó con actividades de prensa y posicionamiento con líderes de opinión, referentes políticos, pares de la industria y organizaciones participaciones en eventos en conjunto con empresas y entidades de la industria, desarrollo de material para audiencias institucionales. Pese al contexto de ASPO primero y DISPO posterior, la Sociedad trabajó para mantener una presencia sostenida en espacios de exposición pública mediante la amplificación de los canales de difusión y las herramientas de vinculación con la prensa. Se desarrolló contenido ad hoc para divulgación de información de servicio sobre prevención de monóxido de carbono, instalaciones internas, trámites, cómo entender la factura, presencia sostenida en notas y entrevistas y gestión de contenidos durante contingencias.

Se realizaron encuentros virtuales con la prensa y entidades agrupadas en las comisiones de usuarios junto al ENARGAS y se fomentó un contacto habitual basado en la confianza y el intercambio informativo. MetroGAS como referente del sector, participó –tanto como sponsor o como invitado- en eventos con audiencias institucionales que generan valor a la Sociedad por ser referentes positivos de la industria: Coloquio de IDEA, Foro Anual de Fundación Metropolitana, eventos de la industria y espacios especializados. En cuanto a cámaras y asociaciones, la Sociedad consolidó la presencia en el Coloquio de IDEA, el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible y el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas. Nos sumamos a la Cámara de Comercio de EEUU en Argentina (“AMCHAM”) y renovamos nuestra participación en la Red de Empresas por la Diversidad de la Universidad Di tella. La Sociedad continuó con la participación en la Asociación de Distribuidores de Gas (“ADIGAS”). Esta asociación tuvo un rol proactivo de vinculación institucional y en los medios de comunicación, configurándose como la voz representativa de las empresas distribuidoras de todo el país, en la búsqueda de la unificación del discurso de las empresas del sector frente a las autoridades regulatorias y políticas. En lo referente a los Asuntos Públicos, MetroGAS intensificó las relaciones con el gobierno nacional, provincial y los municipios a fin de generar comunicación fluida y positiva con las áreas involucradas. En este caso, la Sociedad brindó asistencia técnica y operativa a los municipios que generaron espacios para atención de pacientes COVID-19 positivo (hospitales de

campaña). 7.11 Acción Comunitaria. Durante 2021, MetroGAS continuó con el fortalecimiento de su estrategia de Sustentabilidad 2018-2022. A través de acciones concretas, basó su trabajo en los tres ejes de acción que había puesto en marcha: desarrollar, cuidar y compartir. Estos ejes engloban los programas, proyectos e iniciativas que lleva adelante la Sociedad y reflejan el compromiso de trabajo con la comunidad y aseguran la integración entre la estrategia de Sustentabilidad y la visión de negocios de MetroGAS. En diálogo permanente con nuestros aliados, adecuamos nuestro plan de acciones al contexto COVID-19. Bajo este esquema, se realizaron las siguientes acciones: Eje Desarrollar

Programa Instalando Calor Seguro: se adaptó el programa a la modalidad virtual y se realizaron talleres de capacitación destinados a alumnos del último año de escuelas técnicas, dictados por voluntarios corporativos en articulación con la Dirección de Escuelas Técnicas del Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“GCABA”) y la Dirección General de Cultura y Educación de la Provincia de Buenos Aires. De esta forma, los alumnos incorporan esas horas de capacitación como prácticas profesionales en sus currículos. Se llegó a más de 1.000 alumnos de 27 establecimientos de GCABA y de la Provincia de Buenos Aires (“PBA”).
Programa Calor que cuida: durante los meses de enero y febrero de 2021, junto con el Instituto de la Vivienda de la Ciudad, se realizaron 20 talleres pre y post consorciales para más de 1.000 familias pertenecientes al proceso de urbanización de los barrios más vulnerables, lo que les facilita información sobre la gestión para la habilitación del servicio, los beneficios de la tarifa social y recomendaciones para el uso seguro y eficiente del gas natural. Bajo el contexto de pandemia se pasó a la modalidad virtual y los talleres se realizaron en articulación con la Secretaría de Integración de Adultos mayores de GCBA, llegando a más de 400 adultos mayores a través de 13 talleres realizados de manera semanal.
a) Eje Cuidar
Programa Hogar Cálido Hogar: actividad destinada a niños de 7 a 11 años, de escuelas primarias de la GCABA y de la PBA. Se enfoca en la importancia de una correcta instalación de gas, el uso eficiente, la prevención de accidentes por monóxido de carbono y la función del gasista matriculado. Los niños son considerados como los principales agentes de cambio que transmiten este mensaje a sus familias. Se adaptaron los contenidos a la modalidad virtual, y se incorporaron a la plataforma de contenidos del Ministerio de Educación del GCBA donde más de 60 escuelas consultaron y utilizaron los contenidos. También participamos del evento virtual “Viví Sustentabilidad”, donde más de 2.300 alumnos de 170 escuelas de diferentes áreas del país accedieron a los contenidos del programa.
b) Programa Instalaciones Solidarias: el programa apunta a brindar acceso al servicio de gas natural de red a centros y comedores comunitarios de la zona de distribución de la Sociedad por medio de la realización de una nueva instalación interna de gas o los ajustes necesarios en las instalaciones preexistentes. Durante 2021 se desarrollaron 6 obras para comedores y centros comunitarios impactando sobre más de mil familias, y se generó una “alianza Solidaria entre la Sociedad, el Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible y el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación, junto al Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo para la identificación de organizaciones sociales destinatarias de esta ayuda. Eje Compartir
Programa de Voluntariado Corporativo: durante 2021 debido al COVID-19 se suspendieron las actividades presenciales y se priorizó la asistencia a grupos y organizaciones afectados por la situación. Ejemplo de ello es la articulación con el programa “Mayores Cuidados” del GCBA, para brindar apoyo logístico y acompañamiento telefónico a este segmento de población que vive sola; el lanzamiento de la Red Virtual de Apoyo entre voluntarios y otras organizaciones.
Reporte de Sustentabilidad: dado que nuestro reporte es bianual, se prevé su publicación para mediados del año 2022, informando sobre la gestión de sustentabilidad del período 2020-2021.
En virtud del contexto, se gestionaron donaciones con el agregado de valor para las personas afectadas por la situación de pandemia. Ej: donación de kits de higiene y alimentos entre otros.

8. POLÍTICA DE DIVIDENDOS. MetroGAS no cuenta con una política que establezca el monto y pago de dividendos. Cualquier política de dividendos que se adopte está sujeta a varios factores, que incluyen (i) el cumplimiento de nuestros compromisos financieros y

regulatorios, (ii) posibles restricciones por parte del ENARGAS o en el marco de contratos de préstamo celebrados con terceros, (iii) inversiones en bienes de capital y planes de inversiones, (iv) otros requerimientos de efectivo y (v) demás factores que puedan considerarse pertinentes en el momento. MetroGAS pagó dividendos regularmente hasta el año 2001. A partir del ejercicio 2002, la Sociedad mantuvo resultados no asignados negativos hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017, situación que se reiteró posteriormente en el ejercicio 2020 y 2021. La Sociedad ha celebrado ciertos acuerdos financieros con entidades financieras locales y extranjeras que contemplan ciertas restricciones en el pago de dividendos (ver punto 4). Asimismo, en virtud del Acuerdo Transitorio de Renegociación suscripto el 21 de mayo de 2021 con el ENARGAS y el Ministerio de Economía de la Nación, la Sociedad se encuentra impedida de pagar dividendos (ver punto 4). 9. COMPOSICIÓN DEL CAPITAL SOCIAL El capital social al 31 de diciembre de 2021 está compuesto por 569.171.208 acciones ordinarias, escriturales, de valor nominal un peso por acción y en clases “A” y “B”.

Clases de acciones en circulación	Capital suscripto, inscripto e integrado
Clase "A" Clase "B" Capital Social al 31 de diciembre de 2021	290.277 278.894
	569.171

Al 31 de diciembre de 2021, la controlante de MetroGAS es YPF S.A. (“YPF”) que posee el 70% de las acciones de la Sociedad. El 28 de diciembre de 2016, MetroGAS recibió del ENARGAS una nota en la cual solicita adaptar la composición accionaria de la Sociedad en consonancia con el plazo previsto en la Ley de Emergencia y en cumplimiento con el artículo N° 34 de la Ley N° 24.076, todo ello en atención a la participación de YPF en MetroGAS. La Sociedad ha presentado un pedido de vista a los efectos de conocer los antecedentes del requerimiento del ENARGAS y, por considerar que lo solicitado atañe principalmente a su accionista mayoritario, le ha dado traslado a los efectos de que adopte las acciones que considere oportunas. Con fecha 6 de abril de 2018, MetroGAS fue notificada que el ENARGAS rechazó la apelación presentada por YPF el 30 de marzo de 2017. La Asamblea Ordinaria de Accionistas celebrada el 7 de mayo de 2020 dispuso incrementar la reserva para inversiones (artículo 70 3er párrafo – Ley N° 19.550) de acuerdo con el Plan de Inversiones comprometido por MetroGAS por miles de $ 1.268.144 (cuyo monto reexpresado al 31 de diciembre de 2021 asciende a miles de $ 2.605.908). El Directorio de la Sociedad en su reunión de fecha 30 de junio de 2017 aprobó la valuación de los Activos esenciales por el método de la revaluación con fecha efectiva 1° de abril de 2017. El rubro ORIA incluido en la sección resultados acumulado del Patrimonio Neto incluye la cuenta Revaluación de Propiedades, planta y equipo, neto del impuesto diferido correspondiente. Dicha cuenta de revaluación de Propiedades, planta y equipo disminuye por el consumo, retiro y disposición de los Activos esenciales, con contrapartida en la cuenta de Resultados no Asignados del Patrimonio Neto, sin afectar el Estado de Pérdidas y Ganancias y Otro Resultado Integral del período o ejercicio. Cuando el saldo neto de los ORIA al cierre de un ejercicio o período sea positivo, éste no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la sociedad frente a los artículos N° 31, N° 32 y N° 206 de la Ley General de Sociedades N° 19.550, u otras normas legales o reglamentarias complementarias en las que se haga referencia a límites o relaciones con el capital y las reservas, que no tengan un tratamiento particular expreso en Normas de la CNV. Cuando el saldo neto de estos resultados al cierre de un ejercicio o período sea negativo, existirá una restricción a la distribución de resultados no asignados por el mismo importe. Al 31 de diciembre de 2020 la Sociedad ha consumido el saldo de la cuenta Revaluación de Propiedades, planta y equipo incluida en el rubro Otros Resultados Integrales del Patrimonio Neto. Al 31 de diciembre de 2021 y 2020, la Sociedad registraba un patrimonio neto positivo de miles de $ 17.347.039 y miles de $ 21.733.014, respectivamente. 10. DESTINO DE LOS RESULTADOS. El Directorio de la Sociedad propone aprobar como honorarios al Directorio y Síndicos la cifra de miles de $ 31.807 (cuyo monto reexpresado asciende a miles de $ 37.879), que fueron imputados al resultado del ejercicio 2021. Asimismo, el Directorio de la Sociedad propone que la Asamblea de Accionistas

mantenga en Resultados Acumulados la pérdida neta del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, atribuible a los propietarios de la controladora, que ascendió a miles de $ 4.395.690. Al 31 de diciembre de 2021, el total del patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora ascendía a miles de $ 17.314.253. 11. AGRADECIMIENTO. El Directorio desea expresar su profundo agradecimiento a todos los empleados de la Sociedad quienes brindaron su colaboración en la tarea diaria, así como a los clientes, proveedores y acreedores por el apoyo prestado y la confianza depositada en MetroGAS. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 2 de marzo de 2022. Alejandro Héctor Fernández. Presidente. Se transcriben a continuación los Informes de la Comisión Fiscalizadora. INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA. De nuestra consideración: A los señores Accionistas de MetroGas S.A. De nuestra consideración: 1. De acuerdo con lo requerido por el artículo 62 inciso b) del Reglamento de Listado de Bolsas y Mercados Argentinos SA , hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente sobre los estados financieros individuales adjuntos de MetroGAS S.A. (“MetroGAS” o la “Sociedad”) al 31 de diciembre de 2021, que comprenden el estado individual de situación financiera al 31 de diciembre de 2021, los correspondientes estados individuales de pérdidas y ganancias y otro resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por el ejercicio económico finalizado en esa fecha, así como un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa incluidas en las Notas 1 a 34. 2. Nuestra revisión fue realizada de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes e incluyen la verificación de la congruencia de los documentos revisados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional, hemos efectuado una revisión del trabajo realizado por los auditores externos de MetroGAS S.A., Deloitte & Co. S.A., quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 2 de marzo de 2022 sin observaciones. Nuestra revisión se circunscribió a la información significativa de los documentos revisados. Dado que no es responsabilidad de esta Comisión efectuar un control de gestión, la revisión no se extendió a los criterios y decisiones empresarias de las diversas áreas de la Sociedad, cuestiones que son de responsabilidad exclusiva del Directorio. Consideramos que nuestro trabajo y el informe de los auditores externos nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe. 3. Según lo manifiesta la Sociedad en su Nota 3, los Estados Financieros Individuales fueron preparados y presentados por el Directorio de la Sociedad de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), incorporadas por la CNV a su normativa. De acuerdo a lo señalado en la Nota 3 de los estados financieros adjuntos, las cifras y otra información que se exponen en los mismos han sido reexpresadas en moneda constante al 31 de diciembre de 2021, como así también la información comparativa correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020, que han sido presentadas reexpresadas con el propósito de que se interpreten exclusivamente en relación con las cifras y otra información del ejercicio económico actual. 4. En base a nuestra revisión, y sobre la base de la tarea de auditoría realizada por el auditor externo y su informe de fecha 2 de marzo de 2022, informamos que los estados financieros individuales de MetroGAS al 31 de diciembre de 2021, preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley General de Sociedades N° 19.550 y las normas aplicables de la CNV, consideran todos los hechos y circunstancias significativos que son de nuestro conocimiento y que, en relación con los mismos, no tenemos observaciones que formular. 5. Sin modificar nuestra conclusión, queremos enfatizar la información contenida en la nota 3.1 de los estados financieros individuales adjuntos, que indican los impactos negativos en la liquidez, la posición financiera y los resultados de la Sociedad durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 como consecuencia de una actualización tarifaria por debajo del incremento general de precios de la economía y de los costos de la Sociedad, así como la expectativa de la Sociedad de la continuidad de dichos impactos negativos en el futuro próximo en la medida que no se obtenga una adecuada recomposición tarifaria o se implementen otros mecanismos que permitan equilibrar su situación de liquidez y su posición financiera. En ese sentido, al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad registró pérdidas netas de $4.395.690.000 y presentó un capital de trabajo negativo de $21.226.114.000. Estos hechos o condiciones, junto con otras cuestiones expuestas en la nota 3.1, indican la existencia de una incertidumbre importante que puede generar dudas significativas sobre la capacidad de la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento. 6. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos verificado que los directores han constituido la garantía prevista el artículo 256 de la Ley Nº 19.550, y hemos dado cumplimiento, en los aspectos

que consideramos necesarios, a los restantes procedimientos descriptos en el artículo 294 de dicha normativa. 7. Informamos además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes, que los estados contables de la Sociedad adjuntos se encuentran asentados en el libro de Inventarios y Balances y surgen de los registros llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 2 de marzo de 2022 Por Comisión fiscalizadora. María Gabriela Grigioni. Síndica. INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA. A los señores Accionistas de MetroGAS S.A. De nuestra consideración: 1. De acuerdo con lo requerido por el artículo 62 inciso b) del Reglamento de Listado de Bolsas y Mercados Argentinos SA , hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente sobre los estados financieros consolidados adjuntos de MetroGAS S.A. (“MetroGAS” o la “Sociedad”) al 31 de diciembre de 2021, que comprenden el estado de situación financiera consolidados al 31 de diciembre de 2021, los correspondientes estados consolidados de pérdidas y ganancias y otro resultado integral, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por el ejercicio económico finalizado en esa fecha, así como un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa incluidas en las Notas 1 a 35. 2. Nuestra revisión fue realizada de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes e incluyen la verificación de la congruencia de los documentos revisados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional, hemos efectuado una revisión del trabajo realizado por los auditores externos de MetroGAS S.A., Deloitte & Co. S.A., quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 2 de marzo de 2022 sin observaciones. Nuestra revisión se circunscribió a la información significativa de los documentos revisados. Dado que no es responsabilidad de esta Comisión efectuar un control de gestión, la revisión no se extendió a los criterios y decisiones empresarias de las diversas áreas de la Sociedad, cuestiones que son de responsabilidad exclusiva del Directorio. Consideramos que nuestro trabajo y el informe de los auditores externos nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe. 3. Según lo manifiesta la Sociedad en su Nota 3, los Estados Financieros Consolidados fueron preparados y presentados por el Directorio de la Sociedad de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), incorporadas por la CNV a su normativa. De acuerdo a lo señalado en la Nota 3 de los estados financieros adjuntos, las cifras y otra información que se exponen en los mismos han sido reexpresadas en moneda constante al 31 de diciembre de 2021, como así también la información comparativa correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020, que han sido presentadas reexpresadas con el propósito de que se interpreten exclusivamente en relación con las cifras y otra información del ejercicio económico actual. 4. En base a nuestra revisión, y sobre la base de la tarea de auditoría realizada por el auditor externo y su informe de fecha 2 de marzo de 2022, informamos que los estados financieros consolidados de MetroGAS al 31 de diciembre de 2021, preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley General de Sociedades N° 19.550 y las normas aplicables de la CNV, consideran todos los hechos y circunstancias significativos que son de nuestro conocimiento y que, en relación con los mismos, no tenemos observaciones que formular. 5. Sin modificar nuestra conclusión, queremos enfatizar la información contenida en la nota 3.1 a los estados financieros consolidados condensados intermedios adjuntos, que indica los impactos negativos en la liquidez, la posición financiera y los resultados de la Sociedad durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 como consecuencia de una actualización tarifaria por debajo del incremento general de precios de la economía y de los costos de la Sociedad, así como la expectativa de la Sociedad de la continuidad de dichos impactos negativos en el futuro próximo en la medida que no se obtenga una adecuada recomposición tarifaria o se implementen otros mecanismos que permitan equilibrar su situación de liquidez y su posición financiera. En ese sentido, al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad registró pérdidas netas de $4.368.710.000 y presentó un capital de trabajo negativo de $20.664.619.000. Estos hechos o condiciones, junto con otras cuestiones expuestas en la nota 3.1, indican la existencia de una incertidumbre importante que puede generar dudas significativas sobre la capacidad de la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento 6. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos verificado que los directores han constituido la garantía prevista el artículo 256 de la Ley Nº 19.550, y hemos dado cumplimiento, en los aspectos que consideramos necesarios, a los restantes procedimientos descriptos en el artículo 294 de dicha normativa. 7. Informamos además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes, que los estados contables de la Sociedad

adjuntos se encuentran asentados en el libro de Inventarios y Balances y surgen de los registros llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 2 de marzo de 2022 Por Comisión fiscalizadora, María Gabriela Grigioni. Síndica… Toma la palabra el Sr. Síndico de la Sociedad Dr. Eduardo Baldi a fin de dejar constancia de la regularidad de las decisiones adoptadas. No habiendo más asuntos que tratar, se levanta la sesión siendo las 11:15hs.

DIRECTORES PRESENTES Y FIRMANTES : Alejandro Héctor Fernández, Patricio Da Re, Hernán Letcher, Florencia Tiscornia, Paola Garbi, Andrea Baldassarre, Fernando Alonso Belgrano, Dante Kogan, Carlos Bastos y Santiago Fidalgo

SÍNDICOS PRESENTES Y FIRMANTES : Eduardo Baldi, María Gabriela Grigioni y Rogelio Driollet Laspiur.

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Metrogas S.A. Annual Report 2021

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PARTE PERTINENTE DEL ACTA DE DIRECTORIO 622

5. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA

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PARTE PERTINENTE DEL ACTA DE DIRECTORIO 622

5. ESTRUCTURA ORGANIZATIVA

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