METROGAS S.A.

(constituida según las leyes de la República Argentina)

Programa de Emisión de Obligaciones Negociables simples, no convertibles en acciones, de Corto y Mediano Plazo

Plazo de Vencimiento: 31 Días a 28 Años desde la Fecha de Emisión

El plazo de vigencia del Programa es de 5 años

MetroGAS S.A. (la "Sociedad" o "MetroGAS") en los términos del Programa de Emisión de Obligaciones Negociables de Corto y Mediano Plazo (el "Programa"), podrá realizar ofertas periódicas de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, de corto y mediano plazo de un plazo de vencimiento desde 31 días a 28 años a partir de la fecha de emisión (las "Obligaciones Negociables"). El plazo de vigencia del Programa es de cinco años contados a partir de la autorización de oferta pública por la Comisión Nacional de Valores (la "CNV"). El precio de la oferta de la totalidad de las Obligaciones Negociables en circulación en ningún momento superará el monto total de U$S600.000.000 (o su equivalente en otras monedas o combinación de monedas), monto sujeto a aumento o reducción por parte de la Sociedad. Las Obligaciones Negociables tendrán un valor nominal de un peso ($1) cada una.

Las Series de Obligaciones Negociables se regirán por los términos y condiciones, que serán especificados en cada caso en un Suplemento del Prospecto relacionado con el presente Prospecto. Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en Dólares o en otras monedas o combinación de monedas. Los montos que deberán abonarse en concepto de capital, intereses o prima sobre las Obligaciones Negociables podrán ser determinados por referencia a una moneda, título, valor y/o a otros índices. Los pagos respecto de las Obligaciones Negociables se efectuarán sin retención ni deducción alguna en concepto o a cuenta de impuestos, aranceles, tasas, contribuciones, retenciones o gastos de transferencia de cualquier naturaleza, presentes o futuros, que estuvieran vigentes en la fecha de cierre o fueran impuestos o creados en el futuro por la Argentina o cualquier autoridad de la Argentina, excepto lo establecido en este Prospecto. Las Obligaciones Negociables podrán ser obligaciones simples, directas e incondicionales de la Sociedad, con garantía común sobre su patrimonio, y calificarán pari passu sin preferencia alguna entre sí y con igual rango en el pago que todas las demás obligaciones simples y no garantizadas, presentes y futuras de la Sociedad (que no sean obligaciones preferidas según disposición de la ley o aplicación de la misma) o podrán ser obligaciones garantizadas según se especifique en el suplemento respectivo. Las Obligaciones Negociables constituirán "obligaciones negociables" en los términos de la Ley de Obligaciones Negociables y sus modificaciones, y demás leyes y normas aplicables de la Argentina, y serán emitidas de conformidad con dichas leyes.

Los intereses sobre las Obligaciones Negociables a Tasa Fija y los intereses sobre las Obligaciones Negociables a Tasa Flotante serán pagaderos en las fechas detalladas en el Suplemento del Prospecto respectivo. Las Obligaciones Negociables con Cupón de Interés Cero no devengarán intereses.

En caso de ocurrir ciertos hechos que afecten el régimen impositivo vigente en la Argentina, la Sociedad podrá optar por el rescate de las Obligaciones Negociables respectivas en su totalidad.

Podrá realizarse la oferta de una o varias series de las Obligaciones Negociables bajo este Programa en los Estados Unidos de América mediante la registración respectiva en la Securities and Exchange Commission (la "SEC"), de conformidad con la Securities Act de 1933 (la "Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América"), y fuera de los Estados Unidos de América, para su venta en operaciones Off-Shore en virtud de la Regulation S (la "Regulación S") de dicha Ley.

Podrá presentarse una solicitud para la cotización de las Obligaciones Negociables del Programa en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres, en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la "BCBA"), y la negociación en el Mercado Abierto Electrónico de la Argentina (el "MAE") y en cualquier otra bolsa nacional o internacional según se defina en el Suplemento de Prospecto respectivo. A pedido de los suscriptores podrá solicitarse autorización para que las obligaciones negociables se negocien en el sistema Portal de la NASDAQ.

Para obtener mayor información sobre los factores que deberán considerarse en relación con la inversión en las Obligaciones Negociables, véase "Consideraciones sobre la Inversión".

Las Obligaciones Negociables son "Obligaciones Negociables" bajo la Ley Nº 23.576, y sus modificaciones (la "Ley de Obligaciones Negociables"). La Sociedad ha obtenido todos los consentimientos, aprobaciones y autorizaciones necesarias relacionadas con la creación del Programa.

De acuerdo a la Ley Nº 24.587, vigente desde el 22 de noviembre de 1995, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos al portador. En tal sentido, mientras las disposiciones de dicha ley sean aplicables, la Sociedad sólo podrá emitir bajo el Contrato de Fideicomiso Obligaciones Negociables en forma nominativa.

Oferta pública autorizada por Resolución Nº 12.923 de fecha 19 de agosto de 1999 de la CNV. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información, suministrada en el Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio, del órgano de fiscalización de la Sociedad y, en lo que les atañe, de los auditores que suscriben los Estados Contables que se acompañan. El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Sociedad y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

La creación del Programa ha sido autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 22 de diciembre de 1998 y por resolución del Directorio de fecha 27 de abril de 1999.

Las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas conjuntamente por los Suscriptores que oportunamente se designen, como se especifica en el presente Prospecto y en los Suplementos de Prospecto respectivos, sujeto a recibo y aceptación por ellos y sujeto a su derecho de rechazar cualquier orden total o parcialmente. Véase "Colocación y Venta".

La fecha del presente Prospecto es ___ de marzo de 2001

ÍNDICE

Página

Traslado de Notificaciones y Exigibilidad sobre Responsabilidad Civil 4

Presentación de la Información Financiera 5

Resumen del Prospecto 6

Programa de Emisión de Obligaciones Negociables a Corto y Mediano Plazo 8

Síntesis de la Información Financiera y Operativa Seleccionada 10

Factores de Riesgo 13

Destino de los Fondos 21

Calificaciones de Riesgo 22

Tipos de Cambio 23

Capitalización de MetroGAS 24

Síntesis de la información financiera y operativa seleccionada 25

Análisis de la Dirección de la Sociedad sobre los Resultados de las Operaciones

de la Situación Financiera 28

Privatización de Gas del Estado y Creación de MetroGAS 41

La Industria del Gas en la Argentina 43

Actividad de la Sociedad 47

Marco Regulatorio 73

Dirección y Administración 79

Principales Accionistas 85

Operaciones entre Compañías Vinculadas 87

Descripción del Programa de las Obligaciones Negociables Simples, No Convertibles

en Acciones, a Cortoy Mediano Plazo 88

Compensación y Liquidación Global 111

Tratamiento Impositivo 114

Colocación y Venta 117

Validez de las Obligaciones Negociables 118

Auditores 118

Estados Contables 119

De acuerdo con las leyes argentinas, la oferta pública de las Obligaciones Negociables en la Argentina se encuentra condicionada a la presentación de dos calificaciones de riesgo otorgadas por empresas calificadoras de riesgo habilitadas en la Argentina. Las Obligaciones Negociables con un plazo de vencimiento máximo de cinco años han sido calificadas "AAA" por Humphrey´s Argentina S.A. y "AA+ " por Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A. ("Fitch"). Dicha calificación está en parte basada en la afirmación por parte de la Sociedad de que únicamente emitirá Obligaciones Negociables con un plazo de vencimiento máximo de cinco años. Las calificadoras de riesgo mencionadas no han calificado Obligaciones Negociables de plazo mayor a cinco años; en caso de que la Sociedad emita Obligaciones Negociables con vencimiento mayor a cinco años, dichas calificadoras revisarán las calificaciones otorgadas a las Obligaciones Negociables que tengan un plazo de vencimiento mayor a un año. Véase "Calificaciones de Riesgo".

TRASLADO DE NOTIFICACIONES Y

EXIGIBILIDAD SOBRE RESPONSABILIDAD CIVIL

La Sociedad es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. La mayoría de los directores y funcionarios tienen domicilio fuera de los Estados Unidos de América. Básicamente la totalidad de los activos de la Sociedad y de dichas personas se encuentra ubicada fuera de los Estados Unidos de América. En consecuencia, es posible que los inversores no puedan dar traslado de las notificaciones a la Sociedad o a dichas personas dentro de los Estados Unidos de América ni exigir el cumplimiento de sentencias de tribunales estadounidenses en su contra basadas en cuestiones de responsabilidad civil de la Sociedad o de dichas personas, en base a leyes no vigentes en la Argentina, incluyendo cualquier sentencia basada en las leyes federales de títulos valores de los Estados Unidos de América. Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h), asesores legales argentinos especiales de la Sociedad, han informado a la Sociedad que no existe seguridad en cuanto a la exigibilidad en la Argentina, ya sea en acciones judiciales originales o en acciones iniciadas para exigir el cumplimiento de sentencias de tribunales estadounidenses, de la responsabilidad civil invocada únicamente en base a las leyes federales de títulos valores de los Estados Unidos de América. La Sociedad ha designado a CT Corporation System como su representante autorizado para recibir notificaciones en los juicios o procedimientos que pueden ser originados o basados en el Convenio de Fideicomiso o en las Obligaciones Negociables que pudieran iniciarse en cualquier tribunal federal o estadual con competencia en razón de la materia en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York, Nueva York, habiéndose sometido irrevocablemente a la competencia de dichos tribunales en dichos juicios o procedimientos entablados en los Estados Unidos de América respecto del Convenio de Fideicomiso o las Obligaciones Negociables.

Más aún, de acuerdo con la ley argentina, no hay claridad en cuanto a si un tribunal argentino permitiría el cumplimiento de una sentencia contra cualquier bien de la Sociedad ubicado en la Argentina que los tribunales declararan como de uso en la prestación de servicios públicos esenciales. En ese caso, la capacidad de un acreedor de exigir el cumplimiento de una sentencia contra los bienes de la Sociedad podría verse seriamente afectada.

PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA

El presente Prospecto contiene los estados contables auditados al 31 de diciembre de 2000, 1999 y 1998 ("Estados Contables"). La Sociedad lleva sus libros y registros contables y publica sus Estados Contables en la Argentina en Pesos, y prepara sus Estados Contables de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en la Argentina (los "PCGA argentinos"), los que presentan ciertas diferencias respecto de los principios de contabilidad generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (los “PCGA estadounidenses"). En el presente Prospecto, las referencias a "Pesos", "Ps." o "$" equivalen a pesos de la Argentina; las referencias a "Dólares" o "U$S" equivalen a dólares estadounidenses. Las leyes argentinas exigen que el Banco Central de la República Argentina (el "Banco Central") venda Dólares a la tasa de un Peso por Dólar. Al 31 de diciembre de 2000, la paridad entre Pesos y Dólares era $1,00 por U$S1,00. Véase "Tipos de Cambio" para una mayor información sobre la paridad Peso-Dólar desde el 1º de enero de 1997 hasta la fecha.

Para reflejar los efectos de la inflación en la Argentina y de acuerdo con los PCGA argentinos, con anterioridad al 1º de septiembre de 1995 los Estados Contables de la Sociedad fueron periódicamente ajustados en base a la fluctuación del índice de precios mayoristas nivel general de la Argentina (el "IPMNG") publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (el "INDEC"). Véase la Nota 2.1. a los Estados Contables y el capítulo "Análisis de la Dirección de la Sociedad sobre los Resultados de las Operaciones y de la Situación Financiera". Sin embargo, el Poder Ejecutivo Nacional, a través del Decreto N° 316/95 de fecha 15 de agosto de 1995, obligó a discontinuar la reexpresión de los estados contables. En consecuencia, los Estados Contables de la Sociedad han sido ajustados para reflejar los efectos de la inflación hasta el 31 de agosto de 1995. Este ajuste en Pesos constantes hasta el 31 de agosto de 1995 se ha llevado a cabo de acuerdo con el método de ajuste establecido en la Resolución Técnica Nº 6 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.

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

RESUMEN DEL PROSPECTO

El siguiente es un resumen de la información proporcionada en otros capítulos del presente Prospecto. El presente Resumen está totalmente condicionado y sujeto a la información más detallada y a los Estados Contables incluidos en otros capítulos del presente Prospecto.

La Sociedad

MetroGAS es la empresa de distribución de gas natural más grande de Argentina en términos de cantidad de clientes y volumen de entrega de gas. MetroGAS abastece aproximadamente el 26,6% del total de las entregas del mercado de gas natural en la Argentina y cuenta con aproximadamente 1,9 millones de clientes en su área de servicio que comprende la Capital Federal, el área metropolitana sur y este del gran Buenos Aires, un área densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustibles alternativos, y significativos clientes industriales y comerciales de gas natural. MetroGAS es una de las nueve empresas distribuidoras de gas natural surgidas con motivo de la privatización de Gas del Estado y comenzó sus operaciones en diciembre de 1992. MetroGAS es una de las principales empresas distribuidoras de gas natural de Norte y Sud de América.

Durante 2000, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente un 55,5% de las ventas netas de MetroGAS que ascienden a $718,5 millones, mientras que las ventas de gas y de los servicios de transporte y distribución prestados a clientes industriales, comerciales y entidades gubernamentales totalizaron aproximadamente el 18,2% de las ventas netas de MetroGAS. El remanente de las ventas de gas natural y de servicios de transporte y distribución de MetroGAS fueron destinados a las centrales eléctricas, proveedores y comercializadores de gas natural comprimido ("GNC") utilizado como combustible de vehículos.

La red de distribución de MetroGAS está formada por aproximadamente 15.022 km de cañerías y gasoductos de distribución y abastecimiento. MetroGAS compra gas natural, principalmente, a los productores ubicados en las zonas sur y oeste de la Argentina. El gas comprado por la Sociedad es transportado a través de las dos redes de gasoductos troncales de la Argentina una de las cuales es operada por Transportadora de Gas del Sur S.A. ("TGS") y la otra red por Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN").

En 1992 en la privatización de Gas del Estado ("GdE"), el Gobierno Nacional de la República Argentina (el "Gobierno Nacional") otorgó a MetroGAS una licencia por 35 años (la "Licencia"), prorrogables por un período adicional de diez años en la medida que se cumplan ciertos requisitos, la que le otorga el derecho exclusivo de distribuir gas natural dentro del área de servicio asignada. La Sociedad se encuentra regulada por el Ente Nacional Regulador del Gas (el "ENARGAS"), un organismo dependiente del Gobierno Nacional. El ENARGAS ejerce amplias facultades de control sobre la industria de distribución y transporte de gas, incluyendo el control de sus tarifas. La Ley del Gas (según se la define más adelante) establece que la tarifa para el gas natural cobrada a los clientes finales por MetroGAS se compone de la suma de los siguientes tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia estableció las tarifas iniciales de la Sociedad por un período de cinco años, el cual finalizó el 31 de diciembre de 1997, con sujeción a ajustes semestrales como consecuencia de las variaciones en el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América - Bienes Industriales (US Producer Price Index – Industrial Commodities “PPI”) y asimismo, en algunas otras circunstancias, las tarifas de MetroGAS quedarán sujetas a ajustes cada cinco años. La Ley del Gas y la Licencia establecen que dichas tarifas serán ajustadas quinquenalmente: (i) según el modelo "precio tope con revisión periódica", un tipo de incentivo que permite a las sociedades retener una porción de los beneficios económicos provenientes de las ganancias por eficiencia, y (ii) para dar efecto a las inversiones hechas por MetroGAS. Véase "Marco Regulatorio". Al 1° de enero de 1998 se establecieron las tarifas, para el segundo período de cinco años que finaliza el 31 de diciembre de 2002, en base al factor eficiencia (el "Factor Eficiencia X") y en base al factor de inversión (el "Factor de Inversión K"). Véase "Actividad de la Sociedad – Tarifas – Ajustes Quinquenales".

Las ventas y las ganancias de la Sociedad se ven altamente influenciadas por el clima imperante en la Argentina. La demanda de gas natural y, en consecuencia, las ganancias y ventas de MetroGAS, son considerablemente más altas durante los meses de invierno (de mayo a septiembre). El clima inusualmente cálido en los meses de invierno en el área de servicio de MetroGAS, tal como ocurrió en 1998, puede originar una reducción significativa en la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, la principal fuente individual de ingresos de MetroGAS.

Como, de acuerdo con el sistema regulatorio vigente bajo el cual opera MetroGAS, la sociedad no puede recuperar a través de sus tarifas el costo de la capacidad de transporte en firme no utilizada (capacidad de transporte que MetroGAS ha contratado con TGN o TGS y por la cual MetroGAS debe pagar aunque la misma no sea utilizada), el efecto negativo de la reducción de demanda motivada por causas climáticas por parte de los clientes residenciales puede verse agravado si la Sociedad no puede utilizar dicha capacidad para otra clase de clientes ni disponer de dicha capacidad.

Gas Argentino S.A. ("Gas Argentino") controla a MetroGAS mediante la titularidad del 70% de su capital accionario. Gas Argentino está directamente controlada por British Gas International plc. ("BGI"), una entidad indirectamente controlada por BG Group plc ("British Gas") quien detenta el 54,67%. Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. ("Astra") es titular de un 26,67%, y Argentina Private Development Company Ltd. ("APDC"), tiene el 18,66% del capital social de Gas Argentino.

La Sociedad tiene su sede social en la calle Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, (1267) Buenos Aires, Argentina, teléfono: (5411) 4309-1381, fax: (5411) 4309-1447, Website: www.metrogas.com. La sede social es la que está inscripta en el Registro Público de Comercio como el domicilio legal de la Sociedad.

Estrategia Comercial

La Sociedad tiene en miras ser un activo participante en el mercado energético a fin de asegurar un eficiente servicio de gas natural a sus clientes y ser el proveedor de servicios de distribución de gas más innovador del país. Para alcanzar las metas señaladas, la Sociedad ha desarrollado una estrategia que incluye inversiones de capital y otras medidas diseñadas para (i) continuar brindando un estándar excelente de servicios a todos los clientes; (ii) proveer un continuo crecimiento en los dividendos a los accionistas; (iii) lograr una reducción significativa de los costos operativos; (iv) implementar una estrategia de mercado más coherente con el análisis del mercado; (v) mejorar el uso de la capacidad de transporte existente convirtiéndose en un actor clave en el mercado de capacidad de transporte; (vi) desarrollar aún más el mercado de GNC; (vii) generar una variedad de servicios, tales como seguridad, mantenimiento y seguros, que puedan utilizarse para incrementar la rentabilidad de la Sociedad; (viii) continuar preservando el medio ambiente; (ix) desarrollar nuestros recursos humanos y (x) generar una cultura organizacional de excelencia.

Desde que la Sociedad comenzó sus operaciones, la administración de la Sociedad se ha concentrado en el control de los costos operativos a fin de mejorar la eficiencia operativa disminuyendo el porcentaje de las facturas impagas y mejorando la cobranza de las mismas. En febrero de 1993 se inició un programa de retiro voluntario que resultó en el retiro de un total de 1.268 empleados. Desde el 31 de diciembre de 1992 al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad redujo la cantidad de empleados de 2.021 a 1.047 e incrementó los niveles de remuneración a niveles competitivos con los salarios del sector privado. Asimismo, la Sociedad alcanzó eficiencia operativa mediante la renegociación de contratos de servicio con proveedores independientes contratando ciertos servicios anteriormente prestados por la Sociedad. Como parte de su estrategia, la Sociedad ha programado inversiones de capital para la extensión y renovación de las tuberías, reguladores, válvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de su sistema de distribución, modernizar y centralizar su sistema de información y modernizar su red de sucursales de atención al cliente. La Sociedad ha realizado inversiones de capital por un monto de $462 millones desde 1993 hasta el 31 de diciembre de 2000.

Factores de Riesgo

Para una mayor información sobre ciertos factores que deberían considerarse en relación con la inversión en las Obligaciones Negociables, véase "Factores de Riesgo".

PROGRAMA DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES A CORTO Y MEDIANO PLAZO

Sociedad MetroGAS S.A.

Monto del Programa Hasta U$S600.000.000 en un mismo momento en circulación (o su equivalente, a las fechas respectivas de emisión, en otras monedas o monedas compuestas sobre la base del tipo de cambio spot cotizado por Citibank N.A. en la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables).

Plazo del Programa El programa de obligaciones negociables a Corto y Mediano Plazo ha sido autorizado por Resolución Nº 12.923 de la CNV, de fecha 19 de agosto de 1999, que autoriza la emisión de Obligaciones Negociables conforme al programa por un plazo de cinco años desde el 19 de agosto de 1999 hasta el 19 de agosto del 2004.

Emisión en series Las Obligaciones Negociables que serán de valor nominal un peso ($ 1), serán emitidas en series (cada una denominada una "Serie") y todas las Obligaciones Negociables de cada Serie tendrán los mismos términos y condiciones.

Monedas Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en Dólares o en otra u otras monedas distintas o monedas compuestas (la "Moneda Especificada"), conforme se indique en el Suplemento del Prospecto relativo a las mismas, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos aplicables de la Argentina y otros requisitos legales y regulatorios.

Contrato de Fideicomiso Las Obligaciones Negociables serán emitidas conforme a un contrato de fideicomiso (el "Contrato de Fideicomiso") a ser celebrado entre la Sociedad, Citibank, N.A., en calidad de fiduciario, agente de registro, agente de pago y agente de transferencia y Citibank N.A. (oficina de Londres), en calidad de agente de pago. El representante del Fiduciario en la Argentina, agente de pago y agente de transferencia es Citibank, N.A. (Buenos Aires).

Condiciones de cada

Serie de Obligaciones

Negociables Las condiciones específicas de cada Serie de Obligaciones Negociables, incluidos el capital, la fecha de emisión, el precio de compra, vencimiento, si las Obligaciones Negociables devengarán intereses a tasa fija o flotante, y la forma de cálculo de la tasa de interés, de corresponder, si las Obligaciones Negociables serán rescatables a opción de la Sociedad y, en tal caso, las disposiciones relativas al rescate, si las Obligaciones Negociables serán reajustables, la Moneda Especificada (si fuera distinta del dólar estadounidense) en la que estarán denominadas las Obligaciones Negociables o en que se pagará el capital, la prima o intereses sobre las mismas, así como otras disposiciones, estarán indicadas en esas Obligaciones Negociables y en el Suplemento del Prospecto relativo a la emisión de cada Serie de Obligaciones Negociables en particular y podrán diferir de las que se establecen en el presente.

Retención de impuestos Los pagos sobre las Obligaciones Negociables se efectuarán sin retención o deducción en concepto de impuestos, derechos, contribuciones o cargas gubernamentales de cualquier índole aplicados por la Argentina, si los hubiera, y, sujeto a algunas excepciones, la Sociedad pagará montos adicionales respecto de tales impuestos, según se especifique en el respectivo Suplemento del Prospecto.

Rescate por cuestiones

impositivas De producirse algunos cambios en los impuestos argentinos, la Sociedad podrá optar por rescatar las Obligaciones Negociables en forma total, al 100% del capital de las mismas, con más los intereses devengados hasta la fecha del rescate según se especifique en el respectivo Suplemento del Prospecto.

Compromisos

restrictivos El Contrato de Fideicomiso incluye algunos compromisos que restringen, entre otras cosas, la constitución de gravámenes, la realización de operaciones de "sale and leaseback" y determinadas fusiones, fusiones por absorción y ventas de activos.

Rango Las Obligaciones Negociables podrán ser obligaciones simples, directas e incondicionales de la Sociedad, con garantía común sobre su patrimonio, y calificarán pari passu sin preferencia alguna entre sí y con igual rango en el pago que todas las demás obligaciones simples y no garantizadas, presentes y futuras de la Sociedad (que no sean obligaciones preferidas según disposición de la ley o aplicación de la misma), o podrán ser obligaciones garantizadas, según se especifique en el Suplemento del Prospecto respectivo.

Forma de las

Obligaciones

Negociables Las Obligaciones Negociables podrán estar representadas por títulos definitivos o por uno o más certificados globales correspondientes al monto total de la emisión, susceptibles de ser canjeados en determinadas circunstancias por títulos definitivos. (Remitirse a "Descripción del Programa de Obligaciones Negociables a Corto y Mediano Plazo - Forma y registro de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie".)

Ley aplicable Una vez emitidas las Obligaciones Negociables, el cumplimiento y exigibilidad de las obligaciones representadas por las mismas se regirán por las leyes del estado de Nueva York y serán interpretadas de conformidad con ellas, con la salvedad, sin embargo, de que todas las cuestiones relativas a la debida autorización, otorgamiento, emisión y entrega de las Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad, la aprobación de las mismas por parte de la CNV para su oferta al público en la Argentina y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean consideradas como tales en virtud de la ley argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables y otras leyes y normas argentinas aplicables. Teniendo en cuenta, que cada Serie puede ser regida por las leyes de la jurisdicción en que esta Serie fuere colocada, si ello fuese necesario para la colocación de dicha Serie de acuerdo al Suplemento del Prospecto respectivo. Remitirse a "Descripción del Programa de Obligaciones Negociables a Corto y Mediano Plazo -Ley aplicable. Jurisdicción".

Calificación de riesgo Las obligaciones negociables han sido calificadas "AAA" por Humphrey's Argentina S.A. y "AA+" por Fitch Argentina.

Lugar de cotización Podrá presentarse una solicitud para la cotización de las Obligaciones Negociables del Programa en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres, en la BCBA, y para su negociación en el Mercado Abierto Electrónico de la Argentina (el "MAE") y en cualquier otra bolsa nacional o internacional según se defina en el Suplemento del Prospecto respectivo. A pedido de los suscriptores podrá solicitarse autorización para que las Obligaciones Negociables se negocien en el sistema Portal de la NASDAQ.

Acción Ejecutiva: LOS ASESORES LEGALES DE LA SOCIEDAD HAN FORMULADO UNA OPINIÓN LEGAL QUE SE ENCUENTRA INCORPORADA ENTRE LA DOCUMENTACIÓN DE ESTA EMISIÓN, CONTENIENDO CIERTAS RESERVAS SOBRE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS TÍTULOS (O SOBRE LA EMISIÓN) POR LO QUE SE DESTACA LA IMPORTANCIA DE SU LECTURA.

En efecto, existe una salvedad en la opinión legal de los asesores legales argentinos de la Sociedad en relación a la disponibilidad de la vía ejecutiva prevista en el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, sin perjuicio de otros procedimientos que puedan iniciarse ante tribunales de Nueva York, Estados Unidos de América, de Argentina u otras jurisdicciones que pudieran corresponder, que estarían disponibles a los tenedores de las Obligaciones Negociables a los efectos de reclamar el pago de sus acreencias a la Sociedad. Copia de dicha opción se podrá obtener en las oficinas de MetroGAS.

SÍNTESIS DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OPERATIVA SELECCIONADA

Los siguientes cuadros muestran cierta información contable y operativa seleccionada de MetroGAS para los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2000, 1999 y 1998. Esta síntesis está totalmente condicionada y sujeta a los Estados Contables y sus respectivas Notas, debiendo ser leída conjuntamente con el capítulo “Análisis de la Dirección de la Sociedad sobre los Resultados de las Operaciones y de la Situación Financiera”. El estado de resultados, el balance general y demás información contable del 31 de diciembre de 2000, 1999 y 1998, han sido extraídos de los Estados Contables de MetroGAS que se adjuntan.

Los Estados Contables y la información financiera seleccionada que aparecen más adelante reflejan los efectos de la inflación al 31 de agosto de 1995. No obstante, en virtud de lo dispuesto por la Resolución N° 8/95 de la IGJ y las Normas de la CNV, las empresas argentinas no pueden reflejar el efecto de la inflación en base a las variaciones del IPMNG en sus estados contables correspondientes a cualquier fecha posterior al 1° de septiembre de 1995. En consecuencia, la Sociedad está obligada a reflejar los efectos de la inflación en sus estados contables hasta el 31 de agosto de 1995 pero no respecto de ningún período posterior. Véase la Nota 2.1. a los Estados Contables.

En la información contable incluida en los siguientes cuadros, los montos en Dólares han sido convertidos a Pesos al cambio de un Peso por Dólar.


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	1999	1998
	(información financiera en miles de pesos excepto indicadores)
ESTADO DE RESULTADOS:
Ventas netas (a)	718.450	692.647	602.306
Utilidad bruta (b)	206.639	184.250	144.133
Resultado operativo	108.195	97.665	64.170
Resultados financieros y por tenencia (pérdida) ganancia(c)	(29.191)	(31.373)	(27.218)
Utilidad antes de impuestos	79.474	66.232	37.153
Resultado neto	48.043	42.041	23.232
BALANCE GENERAL:
Bienes de uso (neto de depreciación)	878.961	870.127	861.093
Total activo	1.048.426	1.050.713	1.031.455
Total deuda financiera	342.717	349.763	368.188
Deuda financiera de Corto Plazo	148.282	264.959	103.884
Deuda financiera de Largo Plazo Total Pasivo	194.435 448.397	84.804 453.194	264.304 444.615
Total de aportes de los Accionistas: Capital Social Aportes no capitalizados	569.171 -	569.171 -	569.171 -
Total de Reservas	16.838	14.736	13.574
Resultados No Asignados	14.020	13.612	4.095
Total patrimonio neto	600.029	597.519	586.840
Capitalización total (d)	942.746	947.282	955.028
INFORMACIÓN FINANCIERA ADICIONAL:
Compra de bienes de uso (e)	45.083	44.408	55.867
Amortización de bienes de uso y activos intangibles	41.204	41.157	40.687
Egresos por intereses nominales	34.095	36.199	35.153
Ingresos por intereses	7.908	7.330	5.661
Egresos netos por intereses (f)	26.187	28.869	29.492
EBITDA (g)	149.869	138.762	105.058
Flujo de caja operativo (h)	85.602	110.219	49.680


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	1999	1998
INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
Índice de liquidez (activo corriente/ pasivo corriente)	57,6%	43,1%	78,5%
Índice de solvencia (patrimonio neto/ total pasivo)	133,8%	131,8%	132,0%
Índice de bienes de uso (bienes de uso/ total activo)	83,8%	82,8%	83,5%
Margen de resultado neto (resultado neto/ ventas netas (a))	6,7%	6,1%	3,9%
Total deuda financiera / total capitalización (d)	36,4%	36,9%	38,6%
Inmovilización del capital (Activo no corriente./total activo)	86,2%	84,9%	86,3%
Rentabilidad (Resultado del ejercicio/patrimonio neto promedio)	8,0%	7,0%	4,0%
Índice de:
EBITDA (g) / egresos por intereses nominales	4,4	3,8	3,0
EBITDA (g) / egresos netos por intereses (f)	5,7	4,8	3,6
EBITDA (g) / egresos netos por intereses (f) más intereses capitalizados	5,2	4,3	3,2
Flujo de caja operativo (h) / egresos por intereses nominales	2,5	3,0	1,4
Ganancia / Cargos Fijos (i)	3,2	2,7	1,9
Deuda de largo plazo / flujo de caja operativo (h)	2,3	0,8	5,4
INFORMACIÓN OPERATIVA SELECCIONADA:
Cantidad total de clientes	1.905.633	1.890.746	1.876.641
Residenciales	1.826.658	1.810.933	1.795.013
Otros	78.975	79.813	81.628
Kilómetros de gasoductos	15.022	14.530	13.713
Número total de empleados	1.047	998	996


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	2000	1999		1999	1998		1998
	MMMC	MMPC	MMMC		MMPC	MMMC		MMPC

VOLÚMENES TRANSPORTADOS (j)
Capacidad de transporte firme diaria promedio	21,7	765,6	21,9		773,0	22,4		790,3
Volumen diario promedio	20.2	714,1	18,4		650,1	15,1		532,3
En firme (incluyendo residencial)	11,7	413,9	11,1		393,0	10,6		375,5
Interrumpible	8,5	300,2	7,3		257,1	4,5		156,8
Factor de carga (k)	93,3%			84,1%			67,3%

VOLÚMENES ENTREGADOS
Volumen diario promedio	19,6	691,8	17,8		630,0	14,6		516,0
En firme (incluyendo residenciales)	11,4	400,8	10,7		380,9	10,3		364,0
Interrumpible	8,2	291,0	7,1		249,1	4,3		152,0

______

Notas:

(a) Representa los ingresos brutos por ventas menos el impuesto sobre los ingresos brutos. El impuesto a los ingresos brutos es un impuesto aplicable a la Sociedad, que varía entre el 3,0% y el 3,4%, según la clase de clientes atendidos y la jurisdicción fiscal. La tarifa de distribución está calculada en base Dólares y expresada en Pesos a la conversión de un Peso por Dólar, según lo establece la Ley de Convertibilidad, Véase "Tipos de Cambio".

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

(c) Incluye ingresos por intereses provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad y los gastos por intereses a pagar por la Sociedad en relación con la deuda impaga.

(d) Deuda financiera total más el total del patrimonio neto.

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

(f) Egresos por intereses nominales menos ingresos por intereses.

(g) "EBITDA" son las ganancias antes de resultados financieros y por tenencia, impuestos a las ganancias, amortizaciones y depreciaciones. Se incluye por ser un indicador financiero ampliamente aceptado de la capacidad de las empresas de contraer y pagar sus deudas. No debería ser considerado por los inversores, como una alternativa del flujo de caja de la Sociedad proveniente de las operaciones, ni como una medida de liquidez.

(h) Representa los fondos netos originados (o aplicados) en las actividades operativas según los Estados de Origen y Aplicación de Fondos incluidos en los Estados Contables.

(i) Representa la relación entre (i) las ganancias antes de impuestos más cargos fijos (incluyendo intereses nominales capitalizados) y (ii) el total de cargos fijos. Los cargos fijos consisten en los egresos por intereses nominales (erogaciones y capitalizaciones) y un tercio de los gastos por alquileres (el monto considerado representativo del factor intereses).

Volúmenes transportados excedente de los volúmenes vendidos primariamente debido a las pérdidas de gas que ocurren durante el sistema de distribución.

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

FACTORES DE RIESGO

Antes de decidir una inversión en las Obligaciones Negociables ofrecidas por el presente, los potenciales inversores deberían considerar en detalle, a la luz de su propia situación financiera y de sus propios objetivos de inversión, toda la información suministrada en el presente Prospecto. Entre otras cosas, los futuros compradores deberían tener en cuenta los factores de riesgo relacionados con las empresas argentinas, normalmente no asociados con inversiones en otros países y con otras emisoras, incluyendo los mencionados a continuación.

Influencia de las Temperaturas de Invierno

Las ventas y ganancias de la Sociedad se ven altamente influenciadas por el clima imperante en la Argentina. La demanda de gas natural y, en consecuencia, las ventas y ganancias de MetroGAS, son considerablemente más altas durante los meses de invierno (de mayo a septiembre) que durante el resto del año. El clima inusualmente cálido en los meses de invierno en el área de servicio de MetroGAS, tal como ocurrió durante 1998 puede originar una reducción significativa en la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, la principal fuente individual de ingresos de MetroGAS. Debido a que, de acuerdo con el sistema regulatorio en el cual la Sociedad opera, ésta no puede recuperar a través de sus tarifas el costo de la capacidad de transporte en firme no utilizada, el efecto negativo de la reducción de demanda motivada por causas climáticas por parte de los clientes residenciales puede verse agravado si la Sociedad no puede utilizar dicha capacidad para otra clase de clientes ni disponer de dicha capacidad. Véase "Dependencia de las Centrales Eléctricas".

Dependencia de las Centrales Eléctricas

Efecto de las precipitaciones

De conformidad con el sistema regulatorio de la industria eléctrica en la Argentina, los generadores se despachan en orden ascendente del costo marginal. Como la producción hidroeléctrica es la fuente de energía eléctrica de menor costo marginal, un aumento considerable en el abastecimiento de energía hidroeléctrica desplaza una gran cantidad de electricidad producida por centrales térmicas, ocasionando una correspondiente disminución de las ventas de la Sociedad a las centrales eléctricas de su área. Fuertes precipitaciones durante el primer semestre de 1998 aumentaron el abastecimiento de las centrales hidroeléctricas en el cuarto trimestre de este año, reduciendo las ventas de la Sociedad a centrales eléctricas durante los períodos en los cuales las ventas a las centrales eléctricas representan un porcentaje importante de los ingresos de la Sociedad, permitiendo a la misma utilizar su capacidad de transporte en firme.

Efecto del aumento en la generación hidroeléctrica

La central hidroeléctrica de Yacyretá, ubicada al norte de la Argentina, aumentó significativamente la capacidad hidroeléctrica instalada en Argentina. La medida en que dicha capacidad sea utilizada en Argentina, dependerá de varios factores, tales como: el abastecimiento suficiente de agua, la cantidad de energía hidroeléctrica exportada al Brasil y la creación de capacidad de transporte adicional en Argentina. Del total de electricidad consumida en la Argentina durante 2000, el 52,5% correspondió a la generación de las centrales térmicas, el 39,1% a las centrales hidroeléctricas, el 7,2% a las centrales nucleares, y el 1,3% proveniente de importación, de acuerdo a lo informado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. ("CAMMESA"), la entidad que administra el mercado mayorista de electricidad en la Argentina. Una reducción significativa en las operaciones de las centrales eléctricas clientes de la Sociedad como resultado de la competencia de la energía hidroeléctrica o por cualquier otra razón, podría tener un impacto sustancialmente adverso en los ingresos de la Sociedad. Véase "Derechos de Bypass y Competencia" – "Actividad de la Sociedad – Clientes y Mercados – Centrales Eléctricas".

Efecto de los precios de combustibles alternativos

MetroGAS compite directamente con los proveedores de fuel-oil en las ventas a centrales térmicas. Los precios del fuel-oil en la Argentina han sido inestables pero siempre han estado por encima de los precios del gas por igual cantidad de energía; sin embargo, los precios del fuel-oil por igual cantidad de energía, han caído ocasionalmente por debajo de las tarifas máximas de la Sociedad para ventas de gas interrumpibles a las centrales eléctricas, principalmente en 1998. Cabe mencionar que durante 2000 y 1999, el precio del fuel-oil aumentó como consecuencia de los altos precios del petróleo en la Argentina y en los mercados internacionales del petróleo. Es intención de MetroGAS efectuar descuentos a fin de competir con los precios del fuel-oil como combustible para las plantas duales. No puede asegurarse que futuros aumentos en los precios del gas natural o la reducción de los precios del fuel-oil no harán más económico el uso del mismo, afectando así adversamente los proyectos comerciales de MetroGAS. Véase "Actividad de la Sociedad - Clientes y Mercados-Centrales Eléctricas" y "Competencia y Derechos de Bypass".

Cabe destacar que si bien las principales empresas de generación, clientes de la Sociedad, han instalado o instalarán tecnología de ciclo combinado que requiere una menor demanda específica de gas natural, la Sociedad estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas incrementará su posibilidad de despacho de acuerdo con las reglas de CAMMESA. El ciclo combinado tiene como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo, y como consecuencia del menor costo del gas natural respecto del gas-oil, la Sociedad considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha aumentado y continuará aumentando como consecuencia de la instalación de la tecnología de ciclo combinado. No puede asegurarse que los futuros aumentos en el precio del gas o las disminuciones en el precio del gas-oil, lleven a este último a ser más económico para los clientes y ello pueda resultar en un efecto adverso para los ingresos de MetroGAS. Las siguientes son las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS, clientes de la misma desde las siguientes fechas: Central Térmica Buenos Aires, desde 1995; Central Costanera, desde 1998 y Central Puerto desde 1999. La Sociedad ha celebrado un contrato de suministro de gas a la planta de ciclo combinado de Central Dock Sud situada dentro de su área de servicio que se estima demandará el 100% de la capacidad de transporte contratada en marzo de 2001. Desde 1997, MetroGAS ha cedido parte de su capacidad de transporte en firme a Central Genelba, planta de ciclo combinado, situada fuera de su área de servicio, bajo acuerdos que permiten a la Sociedad recomprar parte de dicha capacidad de transporte en firme durante los períodos de demanda pico. Asimismo, A.E.S. Paraná ingresará su ciclo combinado al mercado durante el segundo semestre de 2001. MetroGAS proveerá del transporte al comercializador que presta dicho servicio a esta misma, mejorando la utilización de su capacidad de transporte.

En 2000 las ventas a las centrales eléctricas fueron de aproximadamente 42,0% del volumen de ventas de la Sociedad y aproximadamente 14,0% de las ventas netas. Véase “Análisis de la Dirección de la Sociedad sobre los Resultados de las Operaciones y la Situación Financiera".

Marco Regulatorio

MetroGAS opera en una industria regulada que suministra un servicio público esencial, por lo que el resultado de sus operaciones depende, en parte, del marco regulatorio vigente y de su interpretación y aplicación por parte del ENARGAS, organismo dependiente del Gobierno Nacional creado para regular las compañías privatizadas de transporte y distribución de gas. MetroGAS en varias oportunidades no ha estado de acuerdo con la interpretación y aplicación del marco regulatorio efectuada por el ENARGAS. Por ejemplo, de acuerdo al Marco Regulatorio que rige el servicio público de distribución de gas, las tarifas del distribuidor se ajustarán periódicamente conforme a los cambios que sufra el costo de adquisición del gas. El objetivo de estos ajustes es asegurar que el distribuidor no sufra ni ganancias ni pérdidas en su tarifa al producirse variaciones en dicho costo. No obstante ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo del gas contratado con los productores. Como resultado de ello, la Sociedad se vio imposibilitada de recuperar aproximadamente $23,1 millones correspondientes a sus compras de gas en los años 1995 a 2000. La Sociedad ha presentado recursos con respecto a estos temas.

Futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por el ENARGAS, incluyendo futuras limitaciones al traslado a las tarifas de los costos significativos de la compra de gas podría afectar adversamente a la Sociedad. Véase "Actividad de la Sociedad– Relaciones con la Autoridad de Control" y "Marco Regulatorio".

Derechos de Bypass y Competencia

La Licencia otorga a MetroGAS el derecho exclusivo de prestar servicios de distribución de gas dentro de su área de servicio; sin embargo, dicha Licencia no implica el derecho exclusivo de vender todo el gas natural en dicha zona. En ciertas circunstancias, los grandes clientes podrán celebrar directamente contratos con productores o intermediarios para la compra directa de gas natural, y con las dos empresas de transporte para el transporte del gas comprado. Al 31 de diciembre de 2000 todas las centrales eléctricas clientes de la Sociedad y 21 de las industrias clientes de la Sociedad compraron gas directamente de los proveedores. Conforme a tales acuerdos, todos los clientes mencionados dependen de la capacidad de transporte y de ciertos servicios de distribución de la Sociedad. Véase "Actividad de la Sociedad-Competencia y Derechos de Bypass". Es posible que, en el futuro, algunos de los clientes de la Sociedad celebren acuerdos para ejercer en su totalidad los derechos de Bypass respecto de los servicios de la Sociedad o pidan a la Sociedad que no continúe prestando servicios, lo cual tendría un efecto adverso significativo en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad. Es también posible que el ENARGAS reduzca el volumen mínimo de gas que es requerido para que un gran cliente compre capacidad de transporte en firme directamente del transportista.

En la actualidad se utilizan fuentes alternativas de energía, principalmente el fuel-oil y gas-oil para centrales eléctricas y el gas licuado ("LPG") para clientes residenciales y pequeños clientes comerciales, en aquellos lugares o épocas en las que no se dispone del servicio de gas natural o cuando éste se encuentra interrumpido, los que continúan siendo utilizados como sustitutos del gas natural siempre que sean más económicos en una base equivalente de energía. Asimismo, otras tecnologías para la generación de energía pueden ser desarrolladas para competir con la tecnología basada en el gas. Véase "Dependencia de las Centrales Eléctricas" y "Actividad de la Sociedad-Competencia y Derecho de Bypass". Una variación considerable en el costo relativo del gas natural y de las fuentes alternativas de energía podría tener un impacto sustancialmente adverso en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

El ENARGAS con fecha 1° de junio de 2000 dictó la Resolución N° 1748/00, en la que modifica las Condiciones Especiales del Reglamento de Servicio. Esta Resolución permite a los usuarios pertenecientes a las categorías SGP y SGG, con demandas de servicio firme mayores a 5.000 m3/día (10.000 m3/día anteriormente), realizar Bypass comercial y reduce el límite para las demandas interrumpibles (1.500.000 m3/año en lugar de 3.000.000 m3/año) para poder realizar Bypass en la distribución y una reducción para la notificación a las distribuidoras (de 6 a 3 meses). El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo impropio y se solicitó la suspensión de los efectos del acto administrativo. Véase "Actividad de la Sociedad - Derecho de Bypass".

Posibles Obligaciones Derivadas de los Compromisos de Adquirir o Pagar ("take-or-pay")

La mayoría de los contratos de compraventa de gas de la Sociedad incluyen cláusulas conocidas con el nombre de compromisos de adquirir o pagar ("take-or-pay"), que requieren que la Sociedad pague por ciertos volúmenes mínimos de gas, aún cuando dichos volúmenes no sean tomados por la Sociedad. Los compromisos de adquirir o pagar de la Sociedad bajo sus contratos de compraventa de gas hasta el año 2004, la obligan a pagar entre el 70% y el 90% del gas que está autorizada a comprar bajo dichos contratos. Véase la Nota 13.1 de los Estados Contables. Aunque la Sociedad no ha incurrido aún en compromisos importantes de adquirir o pagar, podría incurrir en compromisos de adquirir o pagar si, a causa de cambios climáticos, competencia de otras fuentes de energía o por algún otro motivo, las ventas de la Sociedad declinan significativamente. Véase "Actividad de la Sociedad-Suministro de Gas-Contratos Actuales de Compra de Gas".

Posibles responsabilidades que surgen de reclamos derivados del Impuesto de Sellos

El impuesto de sellos, es aplicado por la mayoría de las provincias de la Argentina sobre documentos que evidencian la realización de transacciones, tales como escrituras públicas, hipotecas, contratos y cartas de aceptación. Los contratos celebrados fuera de cada provincia estarán sujetos al impuesto en esa jurisdicción si el contrato tiene efectos dentro de cada provincia. Debido a la naturaleza instrumental del impuesto de sellos, se aplica solamente a documentos instrumentado por escrito (i) que contengan una oferta y una expresa aceptación por la otra parte en el mismo documento, o (ii) que estén instrumentados mediante un intercambio de cartas por las cuales la carta de aceptación contenga o establezca los mismos términos del acuerdo. Aunque la mayoría de los códigos fiscales de las provincias requieren que se cumplan dichos recaudos para aplicar el impuesto de sellos en los contratos, en los últimos años algunas provincias han comenzado a cuestionar la utilización de ciertos acuerdos contractuales que tienen por efecto evitar la aplicación del impuesto, incluyendo los intercambios de cartas o de aceptaciones tácitas (los "Contratos de Aceptación Tácita"). Ello ha generado el inicio de litigios, entre los cuales se encuentra la decisión de la Suprema Corte de la provincia de Neuquén en el año 1996 mediante la cual se hizo aplicable el impuesto de sellos a los Contratos de Aceptación Tácita.

La Dirección General Impositiva de la provincia de Neuquén sostuvo que MetroGAS debe abonar la suma de Ps. 17,2 millones, en concepto de impuesto de sellos, con respecto a los contratos transferidos por GdE a la Sociedad y celebrados con anterioridad a la privatización de GdE y $14,5 millones, con respecto a Contratos de Aceptación Tácita, entre MetroGAS y varios proveedores de gas, celebrados con posterioridad a la privatización de GdE. El Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos (el "Ministerio de Economía") también reconoció la responsabilidad del Gobierno Nacional con respecto a los impuestos de sellos devengados con anterioridad al 28 de diciembre de 1992. No puede asegurarse que MetroGAS podrá trasladar a sus tarifas el impuesto de sellos correspondiente con posterioridad a la privatización. A pesar de que la provincia del Neuquén no ha formulado reclamos adicionales contra MetroGAS por los pagos sobre el impuesto de sellos relativos a los Contratos de Aceptación Tácita celebrados luego de la privatización de GdE, la Sociedad considera que la provincia del Neuquén iniciará los reclamos correspondientes. MetroGAS no puede calcular el monto de dichas demandas potenciales. No puede asegurarse que de iniciarse dichas demandas no serían significativas.

MetroGAS ha rechazado el argumento de la provincia de Neuquén y ha iniciado una acción declaratoria ante la Corte Suprema de la Nación a los efectos de determinar la validez del reclamo efectuado por la provincia de Neuquén. Este litigio aún se encuentra pendiente de resolución.

No puede asegurarse que se reconozca la aplicación por parte de la provincia de Neuquén del impuesto de sellos sobre los contratos previos a la privatización de GdE o sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados por MetroGAS con posterioridad a la privatización de GdE, ni el monto que resultará aplicable a toda indemnización que deba pagar el Gobierno Nacional con respecto al impuesto de sellos sobre los contratos previos a la privatización, ni sobre el recupero a través de las tarifas del impuesto de sellos sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados con posterioridad a la privatización de GdE. Asimismo, tampoco puede asegurarse que en el futuro no sean iniciados nuevos reclamos o procedimientos de verificación contra la Sociedad con relación al impuesto de sellos. MetroGAS no ha creado ninguna reserva para cubrir los actuales y potenciales reclamos por impuesto de sellos. Véase "Asuntos Legales".

Ajuste semi-anual por aplicación del PPI

El ENARGAS, a través de la Resolución Nº 1477, determinó las tarifas de la Sociedad a partir del 1º de enero de 2000, no incluyendo en la tarifa el ajuste por PPI, que hubiera representado un aumento del 3,78% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas a partir de esa fecha. Dicho hecho se debió a que en negociaciones con el Ente Regulador y el Gobierno Nacional, las Licenciatarias de los Servicios de Transporte y Distribución acordaron diferir la percepción de los montos resultantes del ajuste por PPI correspondiente al primer semestre del año. Asimismo, el ENARGAS estableció, mediante la misma resolución, la metodología de recupero de los ingresos devengados por aplicación del PPI en el primer semestre de 2000, a partir del 1° de julio de 2000 en un período de 10 meses.

Con fecha 17 de julio de 2000, las Licenciatarias de los Servicios de Transporte y Distribución, el Ente Regulador y el Estado Nacional confirmaron a través de un Acta-Acuerdo, el traslado a las tarifas a partir del 1° de julio de 2000 de: a) el saldo pendiente de facturar correspondiente al ajuste por PPI diferido mencionado anteriormente por el 1º semestre de 2000; y b) la incorporación del incremento de PPI (3,78%) a los cuadros tarifarios con vigencia a partir de dicha fecha. A su vez, acordaron diferir la percepción de los montos resultantes de los ajustes por PPI que se produjesen entre el 1° de julio de 2000 hasta el 30 de junio de 2002. Consecuentemente, establecieron la implementación de un “Fondo de Estabilización del PPI” que constituye un crédito cierto contra terceros avalado por el Poder Ejecutivo Nacional y, por lo tanto, los ingresos devengados correspondientes, serán recuperados a través de las tarifas a partir del 1° de julio de 2002 y hasta el 30 de junio de 2004, según el método establecido en dicha Acta-Acuerdo.

El 4 de agosto de 2000, fue promulgado por el Poder Ejecutivo Nacional el Decreto N° 669 confirmando los términos del acuerdo mencionado anteriormente.

El 29 de agosto de 2000 MetroGAS fue notificada de una medida cautelar, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, que ordena suspender la aplicación del Decreto N° 669, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. Por esa razón, el ENARGAS comunicó a MetroGAS que debería retrotraer las tarifas a la situación previa a la promulgación del Decreto N° 669 y aplicar la tarifa de mayo de 2000. La Sociedad apeló la medida cautelar y recurrió la Nota del ENARGAS. Asimismo, el ENARGAS y el Poder Ejecutivo Nacional (el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía) apelaron también la mencionada medida cautelar para que la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal resuelva la cuestión. Los recursos no han sido resueltos a la fecha del presente documento.

El ENARGAS, a través de la Resolución N° 2058 de fecha 3 de enero de 2001, rechazó, en los términos de la medida cautelar antes citada, la aplicación del ajuste semianual hasta tanto la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal se pronuncie sobre la medida cautelar dispuesta por la Juez de Primera Instancia.

Dada la suspensión del Decreto N° 669 establecida por la medida cautelar, la Dirección de MetroGAS entiende que es de plena aplicación el ajuste semestral de acuerdo a la variación del PPI según lo establecido por la Licencia, que conllevaría a un nivel de ajuste significativamente mayor. Por su parte, el Procurador del Tesoro Nacional, en representación del ENARGAS y el Poder Ejecutivo Nacional sostuvo la legitimidad de la aplicación de la variación del PPI. Por los motivos antes mencionados, la Sociedad ha reconocido los respectivos ingresos netos en los presentes estados contables y clasificando los créditos y deudas en función de los plazos previstos en el Acta-Acuerdo refrendada por el Decreto N° 669. Sin embargo, los resultados de MetroGAS podrían verse afectados por una resolución negativa sobre este tema.

Fuentes de Abastecimiento de Gas

La Sociedad no ha tenido dificultades con relación a la entrega de gas de sus proveedores durante el invierno de los años 1998, 1999 y 2000. La Sociedad espera inversiones adicionales por parte de los productores para aumentar la entrega de gas producido en sus yacimientos en condiciones de ser despachada, en especial, el proveniente de la importante Cuenca Neuquina. La situación financiera y los resultados de las operaciones de MetroGAS podrían verse seriamente afectados en caso de que la Sociedad no pudiera obtener gas de calidad en volumen suficiente para satisfacer la demanda de sus clientes.

Posible Interrupción del Sistema de Transporte de Gas

La situación financiera y los resultados de las operaciones de MetroGAS podrían verse seriamente afectados en caso de ocurrir cualquier accidente u otra alteración de los medios de transporte utilizados para proveer gas a la Sociedad que ocasionara una reducción de su capacidad de transporte y, en consecuencia, diera lugar a la reducción o suspensión del suministro de gas por un período de tiempo importante.

Posible Terminación de la Licencia

La Licencia, las normas obligatorias específicas que rigen la privatización de GdE (el "Pliego") y las normas dictadas de acuerdo con la Ley del Gas contienen ciertos requisitos en relación con la calidad del servicio, inversiones de capital, restricciones a la transferencia y constitución de gravámenes sobre los activos, restricciones a la titularidad por parte de productores, transportadoras y distribuidoras de gas y transferencias de acciones de MetroGAS y de Gas Argentino. El incumplimiento de dichas disposiciones o restricciones puede determinar la revocación de la Licencia por el Gobierno Nacional a pedido del ENARGAS. Al respecto, la compra por parte de la Sociedad de más del 20% del gas que utiliza en un mes determinado a cualquiera de los controlantes de Gas Argentino o de cualquier subsidiaria de las controlantes, podría tener como resultado, en ciertas circunstancias, la revocación de la Licencia de la Sociedad. Como regla general, al extinguirse la Licencia, MetroGAS tendrá derecho a percibir el menor monto entre el valor neto de libros de los activos de MetroGAS y los fondos, netos de costos e impuestos, pagados por el adjudicatario en un nuevo proceso de licitación. En caso que el Gobierno Nacional decidiera la terminación de la Licencia antes de su vencimiento como resultado de un incumplimiento de MetroGAS, el Gobierno Nacional podrá compensar contra el valor neto de libros de MetroGAS cualquier suma adeudada al Gobierno Nacional por daños y perjuicios originados por hechos provocados por la terminación de la Licencia. La Licencia exige que dichos daños y perjuicios sean como mínimo del 20% del valor neto de libros de los activos de MetroGAS. Alternativamente, el Gobierno Nacional en tales circunstancias podría solicitar a Gas Argentino la transferencia de sus acciones en MetroGAS al ENARGAS como fiduciario para su posterior venta por licitación. Por consiguiente, la indemnización percibida por MetroGAS por la terminación de la Licencia puede resultar insuficiente para satisfacer sus obligaciones, incluyendo el pago de intereses y de capital de las Obligaciones Negociables a su vencimiento. Véase "Marco Regulatorio-La Ley del Gas y la Licencia".

Riesgo de Refinanciación

Aproximadamente U$S84,8 millones de la deuda a mediano plazo de MetroGAS vence en mayo de 2001. MetroGAS tiene la intención de refinanciar sus deudas. Debido a que los mercados financieros pueden deteriorarse significativamente entre la fecha del presente documento y dichas fechas de vencimiento, no puede asegurarse que MetroGAS esté capacitada para refinanciar su deuda a mediano plazo o en términos que puedan ser económicos para MetroGAS.

Accionista Controlante

Gas Argentino es titular de todas las acciones ordinarias Clase A de MetroGAS de valor nominal un Peso por acción (las "Acciones Clase A"), representativas del 51% de las acciones ordinarias de MetroGAS, y del 49% de las acciones ordinarias Clase B de MetroGAS de valor nominal un Peso por acción (las "Acciones Clase B"), representativas del 19% de las acciones ordinarias de MetroGAS, con lo que su tenencia total es del 70% de las acciones ordinarias de MetroGAS. Gas Argentino tiene derecho a decidir casi todos los asuntos a ser resueltos por votación de los accionistas y de elegir a la mayoría de los miembros del Directorio de MetroGAS y a la mayoría de los miembros de su Comisión Fiscalizadora (según se la define en el presente). Asimismo, según el Estatuto de MetroGAS, los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos de los tres miembros de la Comisión Fiscalizadora. Con el consentimiento del ENARGAS, Gas Argentino podrá transferir las acciones Clase A que posee en MetroGAS a un adquirente que podría ser titular de todas las Acciones Clase A de MetroGAS, siempre que (i) la calidad del servicio prestado por MetroGAS no se viera afectada por la transferencia; y (ii) la transferencia se realizara en una transacción en la que British Gas o un nuevo operador técnico debidamente aprobado por el ENARGAS, retuviera al menos el 15% de las acciones de Gas Argentino, y el Contrato de Asistencia Técnica existente o un nuevo acuerdo aprobado por el ENARGAS estuviera vigente. Véase "Dirección y Administración" - "Principales Accionistas".

Riesgo Soberano y Política Económica de la Argentina

Un programa de reformas aplicado por el Gobierno Nacional en 1989 ha modificado y reducido en varios aspectos la participación del sector público en la economía argentina. No obstante ello, el Gobierno Nacional ha ejercido y continúa ejerciendo una influencia significativa sobre diversos aspectos de la economía. Por ello las acciones del Gobierno Nacional referentes a la economía, han tenido y continúan teniendo un efecto relevante sobre las empresas del sector privado como la Sociedad.

La economía argentina ha experimentado altos índices de inflación en décadas recientes. En marzo de 1991, con posterioridad a la implementación de varios planes destinados a disminuir la presión inflacionaria, los cuales fueron parcial o temporariamente exitosos, el Gobierno Nacional implementó una reforma impositiva y un programa de reducción del gasto público destinados a reducir la inflación y reestructurar la economía. Este plan de reforma económica (el "Plan de Convertibilidad") comprendía la Ley Nº 23.928 y su Decreto reglamentario Nº 528/91 (conjuntamente la "Ley de Convertibilidad") la cual estuvo en vigencia el 1º de abril de 1991. De acuerdo con la Ley de Convertibilidad, el Banco Central está obligado a (i) vender Dólares a una relación de cambio de un Peso por Dólar y (ii) mantener una reserva en divisas, oro, inversiones de corto plazo, y determinados títulos públicos argentinos denominados en moneda extranjera, valuados al precio de mercado equivalente, como mínimo, a la base monetaria. A la fecha, el Plan de Convertibilidad y las medidas adoptadas han logrado alcanzar una estabilidad económica, demostrada por una reducción sustancial en la tasa de inflación del país, de acuerdo con el IPMNG del 56,7% en 1991. La tasa anual de inflación (deflación) en Argentina fue de (6,3%) en 1998, 1.1% en 1999 y 2,5 en 2000. No puede asegurarse que el Plan de Convertibilidad continúe o que siga siendo exitoso en reducir la inflación a largo plazo.

Los resultados de las operaciones de MetroGAS, pueden ser adversamente afectados por factores tales como las modificaciones en la política del Gobierno Nacional (incluyendo la política fiscal y de inversiones en moneda extranjera), la inestabilidad social y otros desarrollos políticos o económicos en, o que afecten a la Argentina.

Situación financiera de la Argentina

Frente a la crisis financiera originada por el efecto "Tequila" durante 1995, el gobierno adoptó una serie de medidas que permitieron evitar la devaluación del Peso. Durante 1996 las reservas en moneda extranjera y los depósitos bancarios se recuperaron, reafirmándose la vigencia de la Ley de Convertibilidad como un mecanismo idóneo para mantener la estabilidad y el crecimiento.

A partir de octubre de 1997 Argentina comenzó a sentir los efectos de una nueva crisis financiera internacional, esta vez originada en los países asiáticos. Como consecuencia de la experiencia adquirida a raíz de la crisis mejicana, durante los primeros meses la Argentina no se vio afectada significativamente por esta nueva crisis. Al agudizarse la misma con la caída de la economía rusa y los problemas económicos en Japón, los efectos sobre la Argentina, como sobre todas las economías emergentes, comenzaron a sentirse con más fuerza. En enero de 1999, Brasil liberalizó su moneda, el Real, provocando como consecuencia, una nueva escalada en la crisis financiera internacional. Para la Argentina la manifestación directa de estos sucesos ha significado el aumento del riesgo país y una importante reducción en la disponibilidad de crédito.

Durante el año 1999 las condiciones económicas generales no fueron favorables para el desarrollo de negocios en Argentina. Los siguientes factores económicos contribuyeron a esta situación (i) la baja de los precios de los principales productos exportables, (ii) la contracción de la demanda externa de dichos productos, y (iii) la restricción al acceso al financiamiento externo, tanto para el sector público como para el privado. Este escenario desfavorable derivó en el período recesivo más largo de los últimos años. Un mejor contexto internacional y las favorables expectativas generadas por el recambio presidencial en diciembre de ese año, alentaban pronósticos más optimistas para el año 2000.

A comienzos de 2000, el equipo económico argentino rebajó los salarios del sector público, medida que no favoreció a la recuperación de la confianza interna en el país y consecuentemente la recesión continuó.

La crisis en el Senado y la posterior renuncia del vicepresidente, influyeron negativamente sobre la economía Argentina; y si bien hacia fines de octubre de 2000 la economía internacional comenzó a recuperarse, Argentina continuó con un período recesivo, transformándose en el foco de preocupación dentro de los países emergentes.

En este contexto el Gobierno lanzó un nuevo programa basado principalmente en el congelamiento del gasto primario nacional y provincial, la reforma del régimen previsional y la aprobación del presupuesto para el año 2001. Por estos motivos, el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial, con el apoyo del Tesoro Americano y de otros gobiernos, otorgaron a la Argentina un fondo de reserva o “blindaje” que garantiza la refinanciación de todos los vencimientos de deuda del 2001.

Acontecimientos recientes en países emergentes

Los mercados financieros y de títulos valores reciben, en mayor o menor medida, la influencia de la situación económica y de mercados de otros países emergentes. Si bien la situación económica es diferente en cada país, la reacción de los inversores a los acontecimientos de un país dado puede tener un efecto significativo sobre los valores de emisores de otros países, incluyendo la Argentina. En efecto, la crisis ocurrida en ciertos países del oriente asiático desde mediados de 1997, la moratoria de la deuda en Rusia en 1998, y la devaluación del Real a comienzos de 1999, impactaron negativamente los mercados de valores de todo el mundo, y en particular a los mercados emergentes. No es posible asegurar que el mercado financiero y el mercado de capitales argentino no seguirá siendo perjudicado por acontecimientos producidos en otras partes del mundo, sobre todo en los mercados emergentes.

Efecto de las Devaluaciones Regionales o Nacional

Durante las últimas décadas, la moneda argentina ha sufrido muchas devaluaciones. Desde la vigencia de la Ley de Convertibilidad, se ha reducido el margen de fluctuación de la paridad Peso/Dólar. Véase "Tipos de Cambio". La Ley de Convertibilidad exige que el Banco Central venda Dólares a una relación de no más de un Peso por Dólar; a su vez, el Banco Central adoptó la política de no comprar Dólares a menos de $0,9980 por Dólar. No puede asegurarse que el Banco Central tendrá suficiente reserva internacional para soportar el valor del Peso a dicho tipo de cambio. La capacidad futura del Banco Central de respaldar la moneda argentina depende de varios factores, incluyendo la finalización de reformas estructurales, la capacidad del Gobierno Nacional de cumplir y mantener el excedente fiscal a través de los años, la continuación de los bajos niveles de inflación y el crecimiento económico sostenido. Asimismo, el Gobierno Nacional no ha impuesto ninguna restricción a las sociedades argentinas para transferir dólares estadounidenses fuera de Argentina. No puede asegurarse que la política de restricción del control de cambios pueda reestablecerse en el futuro, pudiendo afectar de manera sustancialmente adversa la capacidad de la Sociedad de obtener obligaciones denominadas en moneda extranjera.

A la fecha del presente Prospecto, y sin considerar la inestabilidad reciente y la volatilidad en el mundo financiero y en el mercado de capitales, el Gobierno Nacional ha podido satisfactoriamente mantener la paridad del Peso/Dólar debido a los altos niveles de las reservas internacionales mantenidas por el Banco Central y el mejoramiento en el sistema financiero argentino. Sin embargo, no puede asegurarse que la Ley de Convertibilidad no sea posteriormente modificada o derogada, ni que el Gobierno Nacional imponga restricciones a libre convertibilidad de Pesos a Dólares, ni que las autoridades monetarias no modificarán su política de control cambiario del Peso frente al Dólar. De producirse una devaluación del Peso, podrían verse afectadas en forma negativa la situación financiera y el resultado de las operaciones, así como la capacidad de las empresas argentinas, incluyendo la Sociedad, para cumplir con sus obligaciones en moneda extranjera.

Asimismo, el valor de las Obligaciones Negociables puede verse afectado no sólo por una devaluación del Peso, sino también por la devaluación de otras monedas latinoamericanas debido a la turbulencia que originaría en los mercados financieros, o porque la caída en el valor de los títulos en un mercado emergente puede resultar en la caída del valor de títulos similares en otros mercados emergentes. A menudo, las devaluaciones de la moneda local tienen otros efectos adversos, tales como la creación de presiones inflacionarias adicionales que reducen el acceso al crédito, aumentan el desempleo y retardan el crecimiento económico. Véase "Riesgo Soberano Argentino" y "Política Económica".

Información Societaria y Normas Contables; Alcance de la Reglamentación sobre Títulos Valores

La información disponible sobre las sociedades emisoras de títulos valores que cotizan en la BCBA, es, en ciertos aspectos, menos detallada que la publicada regularmente sobre las empresas que cotizan en los Estados Unidos de América o en ciertos otros países. Asimismo, las normas que rigen el mercado de capitales de la Argentina son menos exhaustivas que aquéllas vigentes en los Estados Unidos de América y en otros importantes mercados del mundo. Además, a pesar de que la Sociedad se encuentra obligada a suministrar información periódica según la Ley del Mercado de Valores de los Estados Unidos de América, la información periódica exigida por dicha ley a las emisoras extranjeras es más limitada que la exigida a las emisoras estadounidenses.

Conforme a los PCGA argentinos las sociedades argentinas tienen que reflejar los efectos de la inflación en sus Estados Contables. No obstante ello, de conformidad con la Resolución General N° 272 de la CNV, las sociedades que hacen oferta pública no pueden reflejar los efectos de la inflación en sus Estados Contables en base al IPMNG para los períodos posteriores al 1º de septiembre de 1995. El ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1995, la Sociedad, de acuerdo a lo dispuesto por dicha Resolución reflejó el efecto de la inflación en sus Estados Contables hasta el 31 de agosto de 1995, y no podrá efectuarlo para los períodos posteriores. Véase "Presentación de la Información Financiera".

DESTINO DE LOS FONDOS

El producido de la colocación de las Obligaciones Negociables será utilizado de conformidad con los destinos establecidos en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, los cuales son: (i) la refinanciación de pasivos, (ii) la financiación de la inversión por parte de la Sociedad en activos físicos situados en el país y (iii) la integración de capital de trabajo en el país. El Directorio de MetroGAS determinará el destino de los fondos específicos para la emisión o reemisión de cada Serie de Obligaciones Negociables y dicho uso será especificado en el respectivo Suplemento del Prospecto.

CALIFICACIONES DE RIESGO

En razón de que las Obligaciones Negociables serán ofrecidas públicamente en la Argentina, las leyes y reglamentaciones argentinas disponen que las mismas sean calificadas por dos sociedades calificadoras de riesgo argentinas. Los lineamientos específicos acerca de los principios a ser aplicados para emitir una calificación serán sometidas a la consideración y aprobación de la CNV.

El Programa ha sido calificado "AA+" por Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A., domiciliada en Pte. Perón 955, Piso 5º, Buenos Aires, Argentina y "AAA" por Humphrey´s Argentina domiciliada en Bartolomé Mitre 699, Piso 7º, Buenos Aires, Argentina. Ambas sociedades están inscriptas en el Registro de Sociedades Calificadoras de Riesgo de la CNV. De conformidad a las leyes y reglamentaciones argentinas aplicables, estas sociedades calificadoras han establecido cinco categorías básicas de calificación de deuda, de la "A" a la "E", dentro de las cuales puede haber sub-categorías. Las categorías "A" a la "D" se aplican a las emisiones de deuda que cumplen con los requisitos de información establecidos en las leyes y reglamentaciones argentinas aplicables. Los títulos que no cumplen con tales requisitos son calificados bajo la categoría "E".

Para Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A. la categoría "AA+" caracteriza a obligaciones que corresponden a emisores del país cuya capacidad de pago en tiempo, del capital e intereses, es sólida. El riesgo asociado a estas obligaciones difiere levemente de la deuda mejor calificada dentro del país. Los signos "+"o "-" se añaden a una calificación para dar una mayor o menor importancia relativa dentro de la correspondiente categoría y no alteran la definición de la categoría a la cual se los añade.

Para Humphrey´s Argentina S.A. la categoría "AAA" corresponde a instrumentos que cuentan con una excelente capacidad de pago de sus obligaciones en los términos y plazos pactados y que cualesquiera sean las variaciones predecibles en el emisor, industria a la que pertenece o economía, no afectarán la solvencia en ningún grado.

TIPOS DE CAMBIO

El siguiente cuadro muestra las tasas promedio, máxima, mínima y al cierre del período respectivo para la compra de Dólares en los períodos indicados, expresadas en Dólares por Peso nominal. El Banco de la Reserva Federal de Nueva York no publica el tipo de cambio comprador diario para Pesos. Véase "Factores de Riesgo – Efecto de las Devaluaciones a nivel Regional o Nacional".

Tipos de Cambio Observados

____________________________

(U$S por $)

Máxima Mínima Promedio(a) Cierre del Período

_____________________________________________________

1996.................. 1,0000 0,9990 1,0000 0,9998

1997 ................. 1,0000 0,9990 1,0000 1,0000

1998 .…............. 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

1999 ………. 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

2000 ………. 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

2001 (hasta el 28 de febrero) 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

______

Notas:

(a) Promedio de tasas de fin de mes.

Fuente: Banco de la Nación Argentina, Mercado Financiero Bloomberg.

CAPITALIZACIÓN DE METROGAS

El siguiente cuadro muestra la capitalización de la Sociedad (incluyendo la deuda financiera de corto plazo) al 31 de diciembre de 2000 de conformidad con los PCGA argentinos:


		31 de diciembre de 2000
		(en miles de Pesos (a))
Deuda financiera de Corto Plazo
Adelantos en cuenta corriente documentados		57.342
Obligaciones Negociables (netas de rescates)		84.804
Intereses y otros gastos		6.136

Total Deuda financiera de Corto Plazo		148.282

Deuda Financiera de Largo Plazo
Obligaciones Negociables (netas de rescates)		194.435
Total Deuda Financiera de Largo Plazo		194.435

Patrimonio Neto
Capital integrado: Clase A Clase B Clase C		290.277 221.977 56.917
Resultados Acumulados:
Resultados Acumulados No Distribuidos		14.020
Reserva Legal		16.838
Total Patrimonio Neto		600.029
Capitalización Total		942.746

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Notas:

Los montos en Dólares han sido convertidos a Pesos al tipo de cambio de un Peso por Dólar. El tipo de cambio vendedor al cierre de operaciones del mercado de divisas de la Argentina al 31 de diciembre de 2000 era de $1,00 por U$S1,00.

SÍNTESIS DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OPERATIVA SELECCIONADA

En la información contable incluida en los siguientes cuadros, los montos en Dólares han sido convertidos a Pesos al cambio de un Peso por Dólar.


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	1999	1998
	(información financiera en miles de pesos excepto indicadores)
ESTADO DE RESULTADOS:
Ventas netas (a)	718.450	692.647	602.306
Utilidad bruta (b)	206.639	184.250	144.133
Resultado operativo	108.195	97.665	64.170
Resultados financieros y por tenencia (pérdida) ganancia(c)	(29.191)	(31.373)	(27.218)
Utilidad antes de impuestos	79.474	66.232	37.153
Resultado neto	48.043	42.041	23.232
BALANCE GENERAL:
Bienes de uso (neto de depreciación)	878.961	870.127	861.093
Total activo	1.048.426	1.050.713	1.031.455
Total deuda financiera	342.717	349.763	368.188
Deuda financiera de Corto Plazo	148.282	264.959	103.884
Deuda financiera de Largo Plazo Total Pasivo	194.435 448.397	84.804 453.194	264.304 444.615
Total de aportes de los Accionistas: Capital Social Aportes no capitalizados	569.171 -	569.171 -	569.171 -
Total de Reservas	16.838	14.736	13.574
Resultados No Asignados	14.020	13.612	4.095
Total patrimonio neto	600.029	597.519	586.840
Capitalización total (d)	942.746	947.282	955.028
INFORMACIÓN FINANCIERA ADICIONAL:
Compra de bienes de uso (e)	45.083	44.408	55.867
Amortización de bienes de uso y activos intangibles	41.204	41.157	40.687
Egresos por intereses nominales	34.095	36.199	35.153
Ingresos por intereses	7.908	7.330	5.661
Egresos netos por intereses (f)	26.187	28.869	29.492
EBITDA (g)	149.869	138.762	105.058
Flujo de caja operativo (h)	85.602	110.219	49.680


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	1999	1998
INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
Índice de liquidez (activo corriente/ pasivo corriente)	57,6%	43,1%	78,5%
Índice de solvencia (patrimonio neto/ total pasivo)	133,8%	131,8%	132,0%
Índice de bienes de uso (bienes de uso/ total activo)	83,8%	82,8%	83,5%
Margen de resultado neto (resultado neto/ ventas netas (a))	6,7%	6,1%	3,9%
Total deuda financiera / total capitalización (d)	36,4%	36,9%	38,6%
Inmovilización del capital (Activo no corriente./t otal activo)	86,2%	84,9%	86,3%
Rentabilidad (Resultado del ejercicio/patrimonio neto promedio)	8,0%	7,0%	4,0%
Índice de:
EBITDA (g) / egresos por intereses nominales	4,4	3,8	3,0
EBITDA (g) / egresos netos por intereses (f)	5,7	4,8	3,6
EBITDA (g) / egresos netos por intereses (f) más intereses capitalizados	5,2	4,3	3,2
Flujo de caja operativo (h) / egresos por intereses nominales	2,5	3,0	1,4
Ganancia / Cargos Fijos (i)	3,2	2,7	1,9
Deuda de largo plazo / flujo de caja operativo (h)	2,3	0,8	5,4
INFORMACIÓN OPERATIVA SELECCIONADA:
Cantidad total de clientes	1.905.633	1.890.746	1.876.641
Residenciales	1.826.658	1.810.933	1.795.013
Otros	78.975	79.813	81.628
Kilómetros de gasoductos	15.022	14.530	13.713
Número total de empleados	1.047	998	996


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2000	2000	1999		1999	1998		1998
	MMMC	MMPC	MMMC		MMPC	MMMC		MMPC

VOLÚMENES TRANSPORTADOS (j)
Capacidad de transporte firme diaria promedio	21,7	765,6	21,9		773,0	22,4		790,3
Volumen diario promedio	20.2	714,1	18,4		650,1	15,1		532,3
En firme (incluyendo residencial)	11,7	413,9	11,1		393,0	10,6		375,5
Interrumpible	8,5	300,2	7,3		257,1	4,5		156,8
Factor de carga (k)	93,3%			84,1%			67,3%

VOLÚMENES ENTREGADOS
Volumen diario promedio	19,6	691,8	17,8		630,0	14,6		516,0
En firme (incluyendo residenciales)	11,4	400,8	10,7		380,9	10,3		364,0
Interrumpible	8,2	291,0	7,1		249,1	4,3		152,0

______

Notas:

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

(c) Incluye ingresos por intereses provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad y los gastos por intereses a pagar por la Sociedad en relación con la deuda impaga.

(d) Deuda financiera total más el total del patrimonio neto.

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

(f) Egresos por intereses nominales menos ingresos por intereses.

(h) Representa los fondos netos originados (o aplicados) en las actividades operativas según los Estados de Origen y Aplicación de Fondos incluidos en los Estados Contables.

Volúmenes transportados excedente de los volúmenes vendidos primariamente debido a las pérdidas de gas que ocurren durante el sistema de distribución.

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

ANÁLISIS DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD SOBRE

LOS RESULTADOS DE LAS OPERACIONES DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

La información contenida en el presente capítulo debería leerse conjuntamente con los Estados Contables incluidos en el presente Prospecto. Dichos Estados Contables han sido preparados de acuerdo con los PCGA argentinos.

Panorama General

Desde el comienzo de las operaciones, la dirección de la Sociedad se ha concentrado en controlar los costos operativos, mejorar la eficiencia operativa, reducir el porcentaje de deudores morosos y mejorar los procedimientos de cobro de facturas vencidas. En febrero de 1993, la Sociedad implementó un plan de retiro voluntario que dio como resultado el retiro de 1.268 empleados. Desde el 31 de diciembre de 1992 hasta el 31 de diciembre de 2000, la Sociedad redujo el número de empleados de 2.021 a 1.047. No obstante, se incrementaron los sueldos de los empleados restantes para alcanzar niveles competitivos, lo cual fue compensado inicialmente con los ahorros logrados con la reducción de personal. Además, la Sociedad obtuvo logros en cuanto a su eficiencia operativa mediante la renegociación de contratos de servicio con proveedores independientes y la contratación de ciertos servicios que anteriormente realizaba la Sociedad. Como parte de su estrategia, la Sociedad ha completado un programa de inversión de capital de gran envergadura diseñado para (i) extender y renovar los gasoductos, reguladores, válvulas y medidores, (ii) garantizar la seguridad y la confiabilidad de su red de distribución, (iii) modernizar sus sistemas de información, y (iv) mejorar el servicio en su red de sucursales de atención al cliente. La Sociedad ha invertido aproximadamente Ps. 462 millones en inversiones de capital desde 1993 hasta 2000. La Sociedad tiene la intención de continuar efectuando inversiones de capital requeridas para la eficiencia de las operaciones y el crecimiento en sus actividades.

La Ley del Gas impone a todas las empresas distribuidoras de la Argentina la obligación de abastecer la demanda firme de sus clientes residenciales, con severas multas en caso de incumplimiento, incluida la pérdida de la Licencia. Véase "Actividad de la Sociedad-Relaciones con la Autoridad de Control". Al comienzo de las operaciones en 1992, la Sociedad consideró que la capacidad de transporte en firme que le fue asignada en la privatización de GdE no era suficiente para satisfacer la demanda de sus clientes, no dejándole lugar para su expansión en el mercado. En consecuencia, la Sociedad tomó la decisión estratégica de adquirir capacidad de transporte en firme adicional, lo cual le permitió acceder a las más importantes cuencas productoras de gas en la Argentina. Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad había aumentado su capacidad de transporte en firme para distribución en un 22,6% por sobre el nivel de capacidad que le fue asignado inicialmente, elevándolo a 21,7 MMMC (765,6 MMPC) por día, el cual fue adecuado para satisfacer la demanda durante el invierno de 2000.

Debido a que el marco regulatorio no permite a MetroGAS recuperar el costo de la capacidad de transporte no utilizada mediante el traslado a sus tarifas, la Sociedad se ve obligada a buscar otros clientes para la capacidad firme excedente durante los meses más cálidos del año a efectos de compensar los costos de transporte firme. La Sociedad estima que en condiciones de demanda normal durante los meses más cálidos del año podrá vender suficiente gas a las centrales eléctricas y clientes industriales sobre una base interrumpible a cambio de menores tarifas o transferir efectivamente a ellos la capacidad de transporte, lo cual le permitirá incrementar la utilización de su capacidad de transporte excedente. Sin embargo, cuando el nivel de demanda de gas de las centrales eléctricas y de los clientes industriales o restricciones en la entrega de gas no permitan a la Sociedad utilizar totalmente la capacidad de transporte en firme en exceso, las ganancias de la Sociedad se verán seriamente afectadas. Véase "Actividad de la Sociedad" - "Clientes y Mercado" - "Transporte de Gas".

Influencia de las Condiciones Climáticas

Las ventas y ganancias de la Sociedad se ven altamente influenciadas por el clima imperante en la Argentina. La demanda de gas natural y, en consecuencia, las ventas y ganancias de MetroGAS son, considerablemente más altas durante los meses de invierno (de mayo a septiembre) que durante el resto del año. El clima inusualmente cálido en los meses de invierno en el área de servicio de MetroGAS, tal como ocurrió en 1998, puede originar una reducción significativa en la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, la principal fuente individual de ingresos de MetroGAS. Como, de acuerdo con el sistema regulatorio en el cual opera MetroGAS, ésta no puede recuperar a través de sus tarifas el costo de la capacidad de transporte en firme no utilizada, el efecto negativo de la reducción de demanda motivada por causas climáticas por parte de los clientes residenciales puede verse agravado si la Sociedad no puede utilizar dicha capacidad para otra clase de clientes ni disponer de dicha capacidad. Véase "Actividad de la Sociedad-Clientes y Mercados".

Como la Sociedad depende, en gran medida, de las ventas a las centrales eléctricas para mantener un alto factor de carga, particularmente durante los meses más cálidos cuando la demanda residencial disminuye, las ventas y ganancias de MetroGAS pueden verse afectadas por cualquier hecho que ocasione una reducción de la demanda de gas para producir energía eléctrica, como, por ejemplo, precipitaciones o nevadas inusualmente elevadas que permiten el aumento de la producción de energía hidroeléctrica o el cierre de centrales alimentadas a gas. Por el contrario, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica, como el bajo promedio de precipitaciones y nevadas, que limita la generación de energía hidroeléctrica, beneficiaría a MetroGAS. El promedio de precipitaciones y nevadas mencionado limitó la generación de energía hidroeléctrica durante el segundo semestre de 1998 y la mayor parte de 1999 resultando en un aumento de la generación de energía térmica y produciendo un aumento en la demanda de gas por las centrales térmicas. En el primer semestre de 1998 precipitaciones y nevadas abundantes permitieron el aumento en la generación de energía hidroeléctrica lo cual causó una disminución sustancial en la generación de energía térmica y consecuentemente una disminución en la demanda de gas. Véase "Actividad de la Sociedad– Clientes y Mercados – Centrales Eléctricas".

Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999

Los resultados de las operaciones de la Sociedad varían significativamente de un período a otro, en relación con las ventas y ganancias de MetroGAS, siendo significativamente mayores durante los meses más fríos de mayo a septiembre. El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Sociedad, ganancia bruta, ingresos operativos, ingresos (pérdida) antes de impuestos e ingresos netos (pérdida) para cada trimestre de 2000:


	Período de 3 meses (no auditado)
	31 de marzo de 2000	30 de junio de 2000	30 de septiembre de 2000	31 de diciembre de 2000	Total
Ventas netas	141,4	199,1	246,1	131,9	718,5
Ganancia bruta	27,0	63,9	84,2	31,5	206,6
Ingresos operativos	6,2	39,6	55,9	6,5	108,2
Ingresos (pérdida) antes de impuestos	(1,6)	31,2	49,1	0,8	79,5
Ingreso neto (pérdida)	(2,4)	19,4	28,5	2,5	48,0

Con fecha 30 de junio de 1997 el ENARGAS dictó la Resolución Nº 464/97 por medio de la cual aprobó las tarifas máximas para MetroGAS correspondientes al quinquenio 1998/2002. La mencionada Autoridad Regulatoria estableció la variación porcentual del Factor de Eficiencia "X" en 4,7% y del Factor de Inversión "K". Véase "Factor K" "Ajuste Quinquenal". A partir del mes de julio de 1998 las tarifas correspondientes a las categorías residencial, pequeños y medianos consumidores comerciales e industriales, subdistribuidores y gas natural comprimido contienen el Factor de Inversión "K". El mencionado Factor acumula al 31 de diciembre de 2000, un aumento de aproximadamente un 2,5% promedio para cada categoría de usuarios.

Las ventas netas de la Sociedad durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 aumentaron en un 3,7% y los costos de operación aumentaron en un 0,7% respecto del ejercicio anterior, originando un incremento en la ganancia bruta de $22,4 millones, ascendiendo a $206,6 millones en 2000 respecto de $184,3 millones en el ejercicio anterior. En el ejercicio 2000 se registró una ganancia operativa de $108,2 millones, representando un aumento del 10,8% respecto de $97,7 millones registrados en el ejercicio anterior.

La ganancia neta de la Sociedad correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 ascendió a $48,0 millones totalizando un aumento del 14,3% en el resultado neto respecto de $42,0 millones del ejercicio anterior.

Ventas Netas

El total de ventas netas aumentó un 3,7% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, totalizando $718,5 millones respecto de $692,6 millones del ejercicio 1999. Este aumento se produjo principalmente por el incremento en las ventas netas de gas a clientes residenciales, de gas natural comprimido (“GNC”), de procesamiento de gas natural, y de gas y del servicio de transporte y distribución a industrias, comercios y entidades públicas, por $40,5, $5,4, $5,2, y $2,1 millones respectivamente.

En cada cuadro tarifario vigente a partir del 1º de julio de 1998, hasta el 1º de julio de 2000, se incorporó a la tarifa el Factor de Inversión “K” con un porcentaje acumulado del 2,5% promedio de aumento en el margen de distribución. Este porcentaje de aumento en los márgenes de distribución, se aplica solamente a los usuarios de las categorías residencial, pequeños y medianos consumidores comerciales e industriales, subdistribuidores y gas natural comprimido.

Las ventas netas a clientes residenciales aumentaron en un 11,3%, de $358,3 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 a $398,8 millones en 2000. El incremento en las ventas netas corresponde al aumento de la tarifa por el factor “K” aplicable a esta categoría de clientes y al incremento del índice de precios al productor de Estados Unidos de Norteamérica (“PPI”) aplicable a la tarifa a partir del 1° de enero y 1º de julio de 2000. El volumen vendido a clientes residenciales durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 también aumentó en un 5,7% respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento corresponde a las temperaturas más bajas registradas durante el segundo y tercer trimestre de 2000 comparadas con los mismos trimestres de 1999.

Las ventas netas de gas y del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas disminuyeron en un 21,4% respecto del ejercicio anterior. Los volúmenes entregados a esta categoría de clientes aumentaron en un 16,7% durante el 2000 con respecto a 1999. Este aumento en los volúmenes se originó fundamentalmente en una mayor generación de energía térmica debido a la apertura de nuevos ciclos combinados, lo que trajo aparejado el aumento de los volúmenes despachados por las centrales térmicas en el 2000. Cabe destacar que el aumento registrado en los volúmenes entregados a esta categoría de clientes respecto de la disminución en las ventas netas, corresponde al mayor incremento en los volúmenes entregados bajo la modalidad del servicio de transporte y distribución que se realizan a una menor tarifa que los volúmenes de venta de gas.

A pesar del menor nivel de actividad económica registrado en la economía de Argentina desde principios de 1999, los volúmenes de ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a clientes industriales, comerciales y entidades públicas lograron aumentar un 9,4% durante el 2000 respecto del ejercicio anterior. Las ventas netas a esta categoría de clientes registraron un aumento del 1,7%. El mayor aumento registrado en los volúmenes entregados respecto de las ventas netas se debió al incremento en el servicio de transporte y distribución que se realiza a una menor tarifa que los volúmenes de venta de gas.

Las ventas netas de gas natural comprimido aumentaron en un 12,3% durante el 2000 respecto del ejercicio anterior, como consecuencia del antes mencionado factor de inversión “K” que incrementó la tarifa a esta categoría de usuarios y al incremento del PPI aplicable a la tarifa a partir del 1° de enero y del 1º de julio de 2000. Los volúmenes de GNC entregados durante el 2000 se incrementaron en un 5,5% respecto del ejercicio anterior debido a un mayor número de conversiones de vehículos a GNC producto de los reiterados incrementos en los precios de los combustibles alternativos.

Las ventas relacionadas con el procesamiento de gas natural aumentaron un 15,6% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 respecto del ejercicio anterior, y el volumen total vendido disminuyó un 13,4%. El aumento en las ventas se relaciona con que los precios internacionales han aumentado y recuperado sus posiciones históricas a partir de septiembre de 1999 producto del incremento en el precio del petróleo.

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999, expresadas en millones de pesos:

(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% de Ventas Netas	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Ventas Netas

Clientes Residenciales	398,8	55,5	358,3	51,7
Centrales Eléctricas	67,0	9,3	114,3	16,5
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	114,1	15,9	115,2	16,6
Gas Natural Comprimido	49,5	6,9	44,1	6,4
Procesamiento de Gas Natural	38,3	5,3	33,1	4,8
Total Ventas de Gas	667,7	92,9	665,0	96,0

Servicio de Transporte y Distribución:
- Centrales Eléctricas	33,9	4,7	14,1	2,0
- Industrias	16,9	2,4	13,6	2,0
Subtotal	50,8	7,1	27,6	4,0

Total Ventas Netas	718,5	100,0	692,6	100,0

Volumen de Ventas

El siguiente cuadro muestra el volumen de ventas de gas natural de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999, expresados en millones de metros cúbicos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000		% del Volumen de Gas Entregado	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999		% del Volumen de Gas Entregado
	MMMC	MMPC		MMMC	MMPC
Clientes Residenciales	1.886,1	66.607	26,4	1.784,8	63.029	27,4
Centrales Eléctricas	1.077,5	38.051	15,1	1.830,5	64.643	28,1
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	943,6	33.323	13,2	985,5	34.802	15,1
Gas Natural Comprimido	494,1	17.449	6,9	468,3	16.538	7,2
Procesamiento de Gas Natural	299,5	10.577	4,2	345,9	12.215	5,3
Total Volumen de Gas Vendido	4.700,8	166.007	65,8	5.415,0	191.227	83,1
Servicio de Transporte y Distribución
- Centrales Eléctricas	1.928,3	68.097	26,9	744,2	26.281	11,5
- Industriales,	519,9	18.360	7,3	351,9	12.427	5,4
Subtotal	2.448,2	86.457	34,2	1.096,1	38.708	16,9
Total Volumen de Gas Entregado	7149,0	252.464	100,0	6.511,1	229.935	100,0

Costos Operativos

Los costos de operación totalizaron $511,8 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, representando un aumento del 0,7% respecto de $508,4 millones registrados en el año anterior. Esta variación se originó fundamentalmente por un aumento en los costos de transporte de gas, en mano de obra, honorarios por servicios y otros gastos operativos, parcialmente compensado por una reducción en los costos de compra de gas.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, los costos de compra de gas disminuyeron en un 6,2% debido a que se adquirieron 5.240,7 millones de metros cúbicos que representan una disminución del 11,6% respecto de los volúmenes de gas comprados en el año 1999. Esta disminución en los volúmenes comprados es producto del cambio en la mezcla de ventas realizadas a los clientes industriales y centrales eléctricas, aumentando los volúmenes de gas entregados bajo la modalidad del servicio de transporte y distribución y disminuyendo los volúmenes de gas vendidos que se realizan a una mayor tarifa como consecuencia del costo del gas contenido en la misma.

Los costos de transporte de gas aumentaron en un 5,7% de $205,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 a $217,2 millones durante el ejercicio de 2000. Este aumento se debe fundamentalmente al aumento en el costo de procesamiento de gas y al incremento de las tarifas de transporte de gas debido principalmente al aumento del PPI aplicable a partir del 1º de enero y 1º de julio de 2000.

El siguiente cuadro muestra los costos de operación de la Sociedad por tipo de gasto por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999, expresados en millones de pesos:

Gastos Operativos


	(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% de Costos de Operación Totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Costos de Operación Totales

Compra de Gas	243,5	47,6	259,5	51,0
Transporte de Gas	217,2	42,5	205,5	40,4
Amortización de Bienes de Uso	26,7	5,2	26,6	5,2
Mano de Obra	13,0	2,5	11,6	2,3
Operaciones y Mantenimiento	3,5	0,7	4,6	0,9
Honorarios por Servicios	3,7	0,7	1,5	0,3
Otros Gastos Operativos	7,4	1,4	2,1	0,4
Capitalización de costos en Bienes de Uso	(3,2)	(0,6)	(3,0)	(0,5)
Total	511,8	100,0	508,4	100,0

Gastos Administrativos

Los gastos administrativos disminuyeron en un 1,9%, de $39,3 millones durante 1999 a $38,5 millones durante 2000. Esta disminución se debió principalmente a la reducción registrada en las amortizaciones de bienes de uso y en la tasa de verificación y control.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999 y el porcentaje de gastos administrativos de la Sociedad representado por cada tipo de gasto administrativo:


	(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% de Gastos Administrativos totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Gastos Administrativos Totales

Sueldos y Contribuciones Sociales	17,1	44,3	17,5	44,5
Impuestos, tasas y aportes	2,1	5,7	2,5	6,4
Honorarios por servicios diversos	5,4	14,0	6,4	16,3
Seguros	1,5	3,9	1,4	3,6
Amortización de bienes de uso	6,6	17,1	7,4	18,8
Otros Gastos administrativos	5,8	15,0	4,1	10,4
Total	38,5	100,0	39,3	100,0

Gastos de Comercialización

Los gastos comerciales aumentaron en un 9,9%, de $28,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 a $31,3 millones en el ejercicio 2000. El aumento se originó, principalmente como consecuencia del incremento de la previsión para deudores incobrables y de los gastos en publicidad y propaganda.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999 y el porcentaje de gastos comerciales de la Sociedad representado por cada clase de gasto de comercialización:


	(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% de Gastos por Ventas Totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Gastos por Ventas Totales

Gastos de facturación y cobranzas	9,1	29,1	9,1	31,9
Deudores Incobrables	6,3	20,1	4,3	15,1
Sueldos y Contribuciones Sociales	10,3	32,9	8,6	30,2
Honorarios por servicios diversos	2,3	7,3	3,0	10,5
Publicidad y propaganda	2,2	7,0	1,1	3,9
Otros gastos de comercialización	1,1	3,6	2,4	8,4
Total	31,3	100,0	28,5	100,0

Otros Gastos

Los otros gastos aumentaron en un 52,2%, de $18,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 a $28,6 millones en el ejercicio 2000. Este aumento se debió principalmente al incremento en los honorarios del Operador Técnico, los cuales se calculan en función de las ganancias del ejercicio, y debido al aumento de ciertas provisiones.

El monto total anual del honorario del Operador Técnico pagado a British Gas es equivalente al mayor de (i) $3,0 millones, y (ii) 7% de la suma obtenida después de deducir U$S3,0 millones de la ganancia antes de Impuestos y después de Resultados Financieros.

El siguiente cuadro muestra el rubro otros gastos de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2000 y 1999 y el porcentaje de otros gastos de la Sociedad representado por cada clase de gastos de este rubro.


	(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000	% total de Otros Gastos	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% total de Otros Gastos

Amortización de activos intangibles	7,9	27,6	7,2	38,3
Honorarios del operador técnico	8,2	28,7	6,9	36,7
Otros	12,5	43,7	4,7	25,0
Total	28,6	100,0	18,8	100,0

Resultados Financieros y por Tenencia

Los resultados financieros y por tenencia netos totalizaron una pérdida de $29,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 respecto de $31,4 millones del ejercicio anterior.

Dicha disminución se originó, fundamentalmente, en una reducción de $1,6 millones de la pérdida por resultados financieros y por tenencia generados por pasivos, respecto del ejercicio de 1999, debido al menor endeudamiento registrado durante el ejercicio de 2000 respecto del ejercicio anterior. Los intereses generados por activos durante el ejercicio 2000 se incrementaron en $0,6 millones respecto del ejercicio anterior.

Otros Ingresos y Egresos

El rubro otros ingresos y egresos registró una ganancia de $0,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 respecto de una pérdida de $0,06 millones registrados en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999.

Impuesto a las Ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, la Sociedad devengó un cargo de $31,4 millones por impuesto a las ganancias, resultando una tasa efectiva del 39,5%. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad devengó un cargo por impuesto a las ganancias de $24,2 millones, resultando una tasa efectiva del 36,5%. Este aumento en la tasa efectiva es debido a que existen ciertas provisiones y previsiones contables que no son deducibles impositivamente.

Fondos Originados en las Actividades Operativas

Los fondos netos originados en las actividades operativas fueron de $85,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 y de $110,2 millones en el ejercicio anterior. La reducción de fondos originados en las actividades operativas se debe principalmente al incremento en el pago de deudas fiscales, producto del aumento en los anticipos de impuesto a las ganancias y a un aumento en otros créditos y en créditos por ventas producto de mayores ventas en el ejercicio 2000, parcialmente compensado por un mayor resultado luego de eliminar las partidas que no generaron orígenes ni aplicaciones de fondos.

Fondos Aplicados a las Actividades de Inversión

Los fondos aplicados en actividades de inversión ascendieron a $45,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, comparados con $44,4 aplicados en el ejercicio anterior, representando un aumento en los niveles de inversión de acuerdo a los planes definidos para 2000.

Fondos Aplicados u Originados en las Actividades Financieras

Los fondos aplicados en las actividades financieras totalizaron $53,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000 y $49,5 millones en el ejercicio anterior. Esta variación de fondos al 31 de diciembre de 2000 respecto del ejercicio anterior se debe principalmente al mayor pago de dividendos parcialmente compensado por la menor cancelación de deuda financiera en relación a los nuevos préstamos obtenidos.

Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Sociedad, ganancia bruta, ingresos operativos, ingresos (pérdida) antes de impuestos e ingresos netos (pérdida) para cada trimestre de 1999:


	Período de 3 meses (no auditado)
	31 de marzo de 1999	30 de junio de 1999	30 de septiembre de 1999	31 de diciembre de 1999	Total
Ventas netas	125,3	195,6	214,4	157,3	692,6
Ganancia bruta	21,7	58,5	67,2	36,9	184,3
Ingresos operativos	1,3	36,3	43,3	16,8	97,7
Ingresos (pérdida) antes de impuestos	(6,9)	27,6	36,1	9,4	66,2
Ingreso neto (pérdida)	(6,9)	20,5	22,7	5,7	42,0

Las ventas netas de la Sociedad durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 aumentaron en un 15,0% y los costos de operación aumentaron en un 11,0% respecto del ejercicio anterior, originando un incremento en la ganancia bruta de $40,2 millones, ascendiendo a $184,3 millones en 1999 respecto de $144,1 millones en el ejercicio anterior. Adicionalmente, en el ejercicio 1999 se registró una ganancia operativa de $97,7 millones, representando un aumento del 52,2% respecto de $64,2 millones registrados en el ejercicio anterior.

La ganancia neta de la Sociedad correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 ascendió a $42,0 millones totalizando un aumento del 81,0% respecto de la ganancia neta de $23,2 millones del ejercicio anterior.

Ventas Netas

El total de ventas netas aumentó un 15,0% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, totalizando $692,6 millones respecto de $602,3 millones del ejercicio 1998. Este aumento se produjo principalmente por el incremento en las ventas netas a las centrales eléctricas de $61,3 millones debido a una menor generación de energía hidráulica en las cuencas del Comahue y Salto Grande durante el ejercicio 1999 respecto del ejercicio anterior, y también por el incremento en las ventas netas a los clientes residenciales de $25,4 millones ya que las temperaturas registradas en el período de mayo a septiembre de 1999 fueron más bajas que las registradas en el mismo período del ejercicio anterior. Asimismo, se produjo un aumento en las ventas netas de procesamiento de líquidos de $4,3 millones y en las ventas netas de gas natural comprimido de $2,2 millones. Las ventas netas a clientes industriales, comercios y entidades públicas se redujeron en $2,8 millones en el año 1999, respecto del ejercicio anterior.

Las ventas netas a clientes residenciales aumentaron en un 7,6%, de $332,9 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 a $358,3 millones en 1999. El volumen vendido aumentó en un 8,6% respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento corresponde a las temperaturas más bajas registradas durante el segundo y tercer trimestre de 1999 comparadas con los mismos trimestres de 1998. El porcentaje de aumento en las ventas netas fue menor que el porcentaje de aumento en los volúmenes vendidos debido principalmente a la reducción de las tarifas como consecuencia de la disminución acumulada en el PPI.

Las ventas netas de gas y del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas aumentaron un 91,2% en 1999, respecto del ejercicio anterior. Los volúmenes entregados a esta categoría de clientes aumentaron en un 63,9%. Este significativo aumento en los volúmenes se originó fundamentalmente en una menor generación de energía hidráulica en las cuencas del Comahue y Salto Grande, lo cual generó un mayor consumo de gas para reemplazar los bajos aportes hidráulicos durante el ejercicio 1999 respecto del ejercicio anterior, lo que trajo aparejado el aumento de los volúmenes despachados por las centrales térmicas durante este año. Cabe destacar que durante 1998 se verificó un extraordinario aumento de la hidraulicidad que impactó en la disminución de los volúmenes despachados a las centrales en ese ejercicio. Asimismo, es notorio que el mayor aumento registrado en las ventas netas a esta categoría de clientes respecto de los volúmenes entregados, corresponde al mayor incremento en los volúmenes de venta de gas que se realizan a una mayor tarifa que la que se aplica para los volúmenes entregados bajo la modalidad del servicio de transporte y distribución debido a que las primeras incluyen el costo del gas y las últimas no lo hacen.

Debido al menor nivel de actividad económica registrado en la economía argentina durante el año 1999, las ventas netas de gas y del servicio de transporte y distribución a clientes industriales, comercios y entidades públicas se redujeron en un 2,1% respecto del ejercicio anterior. A su vez, los volúmenes entregados a esta categoría de clientes durante el año 1999 disminuyeron un 1,9%.

Las ventas netas de gas natural comprimido aumentaron en un 5,3% durante el ejercicio 1999 respecto del ejercicio anterior como consecuencia del Factor de Inversión "K" mencionado anteriormente, y el valor del gas que incrementaron la tarifa aplicable a esta categoría de usuarios. Los volúmenes de gas natural comprimido entregados durante el ejercicio 1999 se incrementaron en un 2,5% respecto del ejercicio anterior como consecuencia de las campañas publicitarias realizadas, la comercialización de vehículos convertidos a gas natural comprimido desde las principales terminales automotrices e importadoras automotrices con garantía total y al aumento en la cantidad de estaciones de servicio que venden gas natural comprimido dentro del área de servicio de la Sociedad.

Las ventas relacionadas con el procesamiento de gas natural aumentaron un 14,8% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 respecto del ejercicio anterior, y el volumen total vendido aumentó un 15,8% dado que la planta Gral. Cerri estuvo cerrada durante dos meses en 1998 y no reasumió el pleno funcionamiento hasta mayo de este año. El menor aumento relativo registrado en las ventas netas respecto del incremento en los volúmenes entregados, se debió a la baja en el precio internacional de líquidos desde enero de este año hasta agosto de 1999. A partir de septiembre de 1999, los precios han aumentado y recuperado sus posiciones históricas.

El siguiente cuadro muestra las ventas netas de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998, expresadas en miles de pesos:


	(en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Ventas Netas	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	% de Ventas Netas

Clientes Residenciales	358,3	51,7	332,9	55,3
Centrales Eléctricas	114,3	16,5	56,1	9,3
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	115,2	16,6	117,5	19,5
Gas Natural Comprimido	44,1	6,4	41,8	6,9
Procesamiento de Gas Natural	33,1	4,8	28,9	4,8
Total Ventas de Gas	665,0	96,0	577,2	95,8

Servicio de Transporte y Distribución:
- Centrales Eléctricas	14,1	2,0	11,0	1,8
- Industrias	13,5	2,0	14,1	2,4
Subtotal	27,6	4,0	25,1	4,2

Total Ventas Netas	692,6	100,0	602,3	100,0

Volumen de Ventas

El siguiente cuadro muestra el volumen de ventas de gas natural de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998, expresados en millones de metros cúbicos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999		% del Volumen de Gas Entregado		Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998			% del Volumen de Gas Entregado
	MMMC	MMPC				MMMC	MMPC
Clientes Residenciales	1.785	63.029		27,4		1.643	58.032		30,8
Centrales Eléctricas	1.831	64.643		28,1		876	30.921		16,4
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	985	34.802		15,1		1.034	36.536		19,4
Gas Natural Comprimido	468	16.538		7,2		457	16.132		8,6
Procesamiento de Gas Natural	346	12.215		5,3		299	10.545		5,6
Total Volumen de Gas Vendido	5.415	191.228		83,1		4.309	152.167		80,8
Servicio de Transporte y Distribución
- Centrales Eléctricas	744	26.281		11,5		695	24.558		13,0
- Industriales,	352	12.427		5,4		329	11.611		6,2
Subtotal	1.096	38.708		16,9		1.024	36.169		19,2
Total Volumen de Gas Entregado	6.511	229.936		100,0		5.333	188.336		100,0

Costos Operativos

Los costos de operación totalizaron $508,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, representando un aumento del 11,0% respecto de $458,2 millones registrados en el año anterior. Esta variación se originó fundamentalmente por un aumento en los costos de suministro de gas.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, los costos de suministro de gas aumentaron en un 23,0% debido a que se adquirieron 5,928.2 MMMC que representan un aumento del 23,5% respecto de los volúmenes de gas comprados en el año 1998. Este aumento en los volúmenes comprados se origina en el incremento de las ventas de gas a las centrales eléctricas y a los clientes residenciales.

Los costos de transporte de gas disminuyeron un 0,1% de $205,8 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 a $205,5 millones durante el ejercicio 1999. Esta variación se origina fundamentalmente en la reducción de los volúmenes de capacidad en firme contratada durante el ejercicio 1999, parcialmente compensada por el incremento de los costos de procesamiento de gas, respecto del ejercicio anterior.

El aumento del 24,1% de los gastos de operaciones y mantenimiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 respecto del ejercicio anterior se origina en el aumento de la cantidad de reparaciones efectuadas en el ejercicio y en el aumento de los costos por la utilización de materiales.

La capitalización de costos de la Sociedad fue de $3,0 millones y $3,8 millones durante 1999 y 1998, respectivamente, representando los costos operativos atribuibles al planeamiento, ejecución y supervisión de los proyectos de inversiones realizadas para incrementar la confiabilidad y seguridad del sistema así como también su expansión.

El siguiente cuadro muestra los costos de operación de la Sociedad por tipo de gasto por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998, expresados en miles de pesos:

Gastos Operativos


	(expresados en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Costos de Operación Totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	% de Costos de Operación Totales

Compra de Gas	259,5	51,0	211,0	46,0
Transporte de Gas	205,5	40,4	205,8	45,0
Amortización de Bienes de Uso	26,6	5,2	26,8	5,8
Mano de Obra	11,6	2,3	12,0	2,6
Operaciones y Mantenimiento	4,6	0,9	3,7	0,8
Honorarios por Servicios	1,5	0,3	1,3	0,3
Otros Gastos Operativos	2,1	0,4	1,4	0,3
Capitalización de costos en Bienes de Uso	(3,0)	(0,5)	(3,8)	(0,8)
Total	508,4	100,0	458,2	100,0

Gastos Administrativos

Los gastos administrativos aumentaron un 0,6%, de $48,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 a $48,9 millones durante el ejercicio finalizó el 31 de diciembre de 1999. Este aumento se debió principalmente al incremento en los honorarios por servicios diversos de $2,0 millones, el cual fue parcialmente compensada por una disminución en la tasa de fiscalización y control establecida por el ENARGAS.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998 y el porcentaje de gastos administrativos de la Sociedad representado por cada tipo de gasto administrativo:



		(expresados en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999		% de Gastos Administrativos totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	% de Gastos Administrativos totales

Gastos de facturación y cobranzas	6,7		13,7	7,6	15,6
Sueldos y Contribuciones Sociales	17,5		35,8	17,9	36,8
Impuestos, tasas y aportes	2,5		5,1	3,2	6,6
Honorarios por servicios diversos	8,3		17,0	6,3	13,0
Seguros	1,4		2,9	1,3	2,7
Amortización de bienes de uso	7,4		15,1	7,4	15,2
Otros Gastos administrativos	5,1		10,4	4,9	10,1
Total	$ 48,9		100,0%	$ 48,6	100,0%

Gastos de Comercialización

Los gastos comerciales aumentaron en un 11,2%, de $16,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 a $18,8 millones en el ejercicio 1999. El aumento se originó, principalmente como consecuencia del incremento en los sueldos y contribuciones sociales de $0,9 millones y en los honorarios por servicios diversos de $0,4 millones. Estos aumentaron principalmente debido a la contratación adicional de personal comercial y de marketing durante el ejercicio 1999.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998 y el porcentaje de gastos comerciales de la Sociedad representado por cada clase de gasto de comercialización:



	(expresados en millones de Pesos, excepto por los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% de Gastos por Ventas Totales	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	% de Gastos por Ventas Totales

Deudores Incobrables	4,3	22,9	4,6	27,1
Sueldos y Contribuciones Sociales	8,6	45,7	7,7	45,6
Honorarios por servicios diversos	3,5	18,6	3,0	17,8
Otros gastos de comercialización	2,4	12,8	1,6	9,5
Total	$ 18,8	100,0%	$ 16,9	100,0%

Otros Gastos

Los otros gastos aumentaron en un 29,7%, de $14,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998 a $18,8 millones en el ejercicio 1999. Este aumento se debió principalmente al incremento en los honorarios del Operador Técnico de $2,2 millones y al incremento en la amortización de activos intangibles de $0,7 millones.

El monto total anual del honorario del Operador Técnico pagado a British Gas es equivalente al mayor de (i) $3,0 millones, y (ii) 7% del monto obtenido de la sustracción de U$S3,0 millones previo al impuesto a las ganancias antes de los resultados financieros y por tenencia. El aumento año a año de los honorarios del Operador Técnico se debe al aumento en el impuesto a las ganancias de MetroGAS antes de los resultados por tenencia.

El siguiente cuadro muestra el rubro otros gastos de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 1999 y 1998 y el porcentaje de otros gastos de la Sociedad representado por cada clase de gastos de este rubro.


	(expresados en millones de Pesos, excepto los porcentajes)
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999	% total de Otros Gastos	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998	% total de Otros Gastos

Amortización de activos intangibles	7,2	38,3	6,5	44,8
Honorarios del operador técnico	6,9	36,7	4,7	32,4
Otros	4,7	25,0	3,3	22,8
Total	$ 18,8	100,0%	$ 14,5	100,0%

Resultados Financieros y por Tenencia

Los resultados financieros y por tenencia netos totalizaron una pérdida de $31,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 respecto de $27,2 millones del ejercicio anterior.

Dicho aumento se originó, fundamentalmente, en un incremento de la pérdida por resultados financieros y por tenencia de $5,8 millones generados por pasivos respecto del ejercicio 1998, debido principalmente a la entrada en vigencia del impuesto sobre el costo financiero vigente a partir de diciembre de 1998 y al aumento de los intereses por adelantos en cuentas corrientes debido al mayor saldo promedio de los mismos durante el ejercicio 1999. Este impuesto significó un costo adicional de $4,7 millones respecto del ejercicio anterior. Los intereses generados por activos al 31 de diciembre de 1999 se incrementaron en $1,7 millones respecto del ejercicio anterior debido a mayores intereses por cobro de deudas morosas y de rentas generadas por inversiones de corto plazo. Los intereses capitalizados por activos fijos en 1999 aumentaron un 10,0% ascendiendo a $3,3 millones en 1999 comparados con $3,0 millones en 1998.

Otros Ingresos y Egresos

El rubro otros ingresos y egresos registró una pérdida de $0,06 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 respecto de una ganancia de $0,2 millones registrados en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998, principalmente como consecuencia de los mayores gastos por adaptación de sistemas para el año 2000.

Impuesto a las Ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, la Sociedad devengó $24,2 millones por impuesto a las ganancias, resultando una tasa efectiva del 36,5%. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1998, la Sociedad devengó un cargo por impuesto a las ganancias de $13,9 millones, resultando una tasa efectiva del 37,5%.

Fondos Originados en las Actividades Operativas

Los fondos netos originados en las actividades operativas fueron $110,2 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 y $49,7 millones en el ejercicio anterior. El incremento de fondos se debe principalmente al aumento de la ganancia neta y al incremento de las cuentas por pagar, de las deudas fiscales y de los créditos por ventas de $18,8 millones, $3,7 millones, $13,9 millones y $5,7 millones, respectivamente.

Fondos Aplicados a las Actividades de Inversión

Los fondos aplicados en actividades de inversión ascendieron a $44,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, comparados con $55,9 millones aplicados en el ejercicio anterior, representando una disminución en los niveles de inversión de acuerdo a los planes definidos para 1999.

Fondos Originados o Aplicados en las Actividades Financieras

Los fondos aplicados en las actividades financieras totalizaron $49,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999 en contraposición con los fondos originados durante el ejercicio anterior de $3,1 millones. Esta variación de fondos al 31 de diciembre de 1999 respecto del ejercicio anterior se debe principalmente al menor nivel de endeudamiento al cierre del ejercicio y adicionalmente se registró un menor pago de dividendos.

Liquidez y Recursos de Capital

Al 31 de diciembre de 2000, el endeudamiento total de la Sociedad era de $342,7 millones. La capitalización total de MetroGAS al 31 de diciembre de 2000 fue de Ps. 942,7 millones consistentes en Ps. 148,3 millones de deuda de corto plazo, Ps. 194,4 millones de deuda de largo plazo y Ps. 600,0 millones de Patrimonio Neto. La deuda financiera como porcentaje del total de capitalización, ascendió a un 36,4% al 31 de diciembre de 2000 y al 36,9% al 31 de diciembre de 1999. Aproximadamente U$S84,8 millones de la deuda de mediano plazo de MetroGAS vence en el mes de mayo de 2001. MetroGAS tiene intenciones de refinanciar dicha deuda.

Con fecha 8 de mayo de 1996, MetroGAS colocó y emitió la Serie B de Obligaciones Negociables bajo el Programa Anterior por un valor nominal de U$S100,0 millones, con vencimiento en el año 2001, a un precio equivalente al 99,786% de su valor nominal, las cuales devengan una tasa de interés del 10 7/8% anual, pagadero semestralmente. La emisión de la Serie B se ha registrado en la SEC con fecha 8 de mayo de 1996 y ha sido autorizada a cotizar en la BCBA el 29 de mayo de 1996. El 22 de octubre de 1997 y el 16 de septiembre de 1998, la Sociedad recompró U$S13,2 millones y 2,0 millones, respectivamente, de la Serie B de Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa Anterior de U$S350 millones.

El 22 de diciembre de 1998 la Sociedad aprobó la creación del Programa para la emisión de obligaciones simples, no convertibles en acciones por un valor nominal de U$S600 millones (o su equivalente en otras monedas con una duración de cinco años desde la fecha de su autorización por la CNV).

El 27 de marzo de 2000, MetroGAS ha colocado y emitido la Serie A de Obligaciones Negociables bajo el Programa por un valor de US$ 100 millones, con vencimiento en el año 2003, a un precio equivalente al 99,677% de su valor nominal, las cuales devengan una tasa de interés del 9,875% anual, pagadero semestralmente. La emisión de la Serie A ha sido autorizada a cotizar en la BCBA el 24 de marzo de 2000 y en la Bolsa de Luxemburgo el 3 de abril de 2000.

El 27 de septiembre de 2000, MetroGAS ha colocado y emitido la Serie B de Obligaciones Negociables bajo el Programa por un valor de Euros 110 millones (equivalente a aproximadamente US$ 94,4 millones, al tipo de cambio vigente al momento de la emisión), con vencimiento en el año 2002, a un precio equivalente al 99,9% de su valor nominal, las cuales devengan una tasa de interés del 7,375% anual, pagadero anualmente. La emisión de la Serie B ha sido autorizada a cotizar en la Bolsa de Luxemburgo el 27 de septiembre de 2000. La Sociedad ha concertado un acuerdo de compra de Euros a futuro con el objetivo de establecer una protección frente a la exposición a la devaluación del dólar estadounidense con respecto al Euro. Por lo tanto, en dicho acuerdo se estipuló un tipo de cambio fijo (0,8585 Euros por dólar) a la fecha de pago de intereses y al vencimiento de la mencionada Serie.

Dividendos

La Sociedad pagó dividendos en 1998 Ps. 36,4 millones, en 1999 Ps. 31,4 millones y en 2000 Ps. 45,5 millones.

PRIVATIZACIÓN DE GAS DEL ESTADO Y CREACIÓN DE METROGAS

Antes de su privatización, GdE, una compañía estatal creada por el Gobierno Nacional, era propietaria y operaba virtualmente la totalidad de los servicios de transporte y distribución de gas natural de la Argentina. El gas era transportado por GdE a través de gasoductos de alta presión de aproximadamente 10.590 km de longitud, desde las cuencas productoras ubicadas principalmente en el oeste, noroeste y sur de la Argentina hasta las áreas de distribución a efectos de ser suministrado a los clientes.

La privatización de GdE se llevo a cabo conforme la Ley del Gas, promulgada en junio de 1992 y reglamentada a través de los Decretos Nº 1738/92 y Nº 1189/92. La Ley del Gas establece una nueva estructura industrial para el transporte y distribución de gas natural en la Argentina. Las funciones integradas desempeñadas por GdE de compra, procesamiento, transporte, distribución y venta de gas fueron reemplazadas por la creación de diez nuevas compañías, dos de transporte y ocho de distribución cada una de las cuales está habilitada y regulada por un nuevo marco regulatorio. En diciembre de 1992, el Gobierno Nacional concluyó con éxito la privatización de GdE mediante la transferencia de la mayor parte de las acciones ordinarias de todas las empresas de distribución y transporte de gas a las respectivas sociedades de inversión formadas por los consorcios que las adquirieron. El Gobierno Nacional conservó la titularidad de una parte del paquete accionario de cada una de las nuevas empresas participando en las mismas con porcentajes que varían entre el 10% y el 40% incluyendo una participación en MetroGAS del 30%. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas". El Gobierno ha vendido posteriormente gran parte de su participación en varias compañías de transporte y distribución mediante oferta pública de acciones, como por ejemplo la oferta pública local e internacional de las acciones ordinarias clase B de MetroGAS. En el caso de estas acciones, el Gobierno vendió el remanente el 13 de enero de 1997. En cuanto a la clase C de acciones del Gobierno en MetroGAS, éstas fueron transferidas a los respectivos empleados a través del Programa de Propiedad Participada.

El Gobierno Nacional dictó detallados y minuciosos procedimientos licitatorios para la privatización de GdE. Dichos procedimientos se incluyeron en el Pliego. El Pliego establecía que los grupos que presentaran ofertas para una compañía distribuidora de gas debían incluir entre sus miembros a un operador técnico con experiencia en el manejo de una compañía distribuidora que suministrara gas a un mínimo de 500.000 clientes residenciales. Se requirió, asimismo, que el operador técnico celebrara un contrato de asistencia técnica por el que debía prestar, entre otras cosas, asistencia técnica a MetroGAS. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas".

El consorcio (el "Consorcio") formado por British Gas plc., Perez Companc, Astra e Invertrad S.A. ("Invertrad"), una sociedad anónima argentina, resultó adjudicatario del 70% del capital de MetroGAS. Los miembros del Consorcio constituyeron una sociedad denominada Gas Argentino para ejercer la titularidad de dicho 70% en MetroGAS. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas". British Gas calificó como operador técnico del Consorcio. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas". El 20 de enero de 1993, Invertrad cedió su participación en el Consorcio a APDT (ahora denominada "APDC"). El 12 de noviembre de 1993, British Gas plc. transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a British Gas Netherlands Holding ("BGNH"), una sociedad totalmente controlada de British Gas. El 24 de septiembre de 1997, Astra adquirió a Inter-Río Holdings Establishment el 100% de las acciones de APDC. El 11 de agosto de 1998, Perez Companc vendió su participación en Gas Argentino a BGNH y a Astra. El 11 de agosto de 1998 Perez Companc transfirió su participación en Gas Argentino a BGNH, Astra y APDEC, que adquirieron dicha participación en proporción a sus respectivas tenencias. El 30 de agosto de 1999, BGNH transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a BGI, una subsidiaria totalmente controlada por British Gas.

El Pliego establecía que cada oferta debía estar conformada por un monto determinado en dólares (pagadero parte en efectivo y parte en títulos de la deuda pública argentina externa e interna) más un monto fijo de U$S62,0 millones a ser desembolsado en efectivo a la Fecha de Toma de Posesión correspondiente a diversos pasivos de GdE en favor del Gobierno Nacional. Luego de varias ruedas de ofertas, el Consorcio resultó ganador ofertando U$S300,0 millones más el monto obligatorio de U$S62,0 millones. Como resultado, el precio ofertado por la participación mayoritaria del 70% en MetroGAS totalizó la suma de U$S362,0 millones.

El Contrato de Transferencia, celebrado el 28 de diciembre de 1992 entre el Gobierno Nacional, GdE, British Gas, Perez Companc, Astra, Invertrad, Gas Argentino y MetroGAS (el "Contrato de Transferencia") dispuso la transferencia a MetroGAS de los activos de GdE relacionados con la red de distribución de gas dentro del área de servicio de MetroGAS.

MetroGAS asumió sólo aquellos pasivos y deudas expresamente previstos en el Contrato de Transferencia y en el Pliego. El Contrato de Transferencia estableció que (además del precio de licitación pagado por Gas Argentino) MetroGAS debía asumir determinadas deudas de corto y mediano plazo de GdE por un monto total aproximado de U$S110,0 millones; este monto estaba conformado por deudas a favor del Gobierno Nacional en la suma de U$S60,0 millones y a favor de YPF por U$S50,0 millones. Asimismo, MetroGAS libró tres pagarés de corto plazo por un monto total aproximado de U$S26,0 millones para pagar ciertos créditos y facturas por suministro de gas realizado antes de la Fecha de Toma de Posesión por GdE. Al 31 de diciembre de 1997, la Sociedad había cancelado los U$S60,0 millones de su deuda con el Gobierno Nacional, la deuda por U$S40,0 millones con YPF y los tres pagarés de aproximadamente U$S26,0 millones. Asimismo, el Contrato de Transferencia dispuso que MetroGAS actuara como agente de cobro en relación con determinados créditos vencidos adeudados a GdE. Al respecto, la Sociedad debió efectuar una precancelación no reembolsable de U$S23,8 millones, la que representó un pago mínimo a ser percibido por GdE a cuenta de deudas vencidas. Véase "Actividad de la Sociedad– Clientes y Mercados – Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos".

Bajo el Contrato de Transferencia, MetroGAS asumió ciertas obligaciones en relación con sus nuevos empleados que anteriormente eran empleados de GdE. MetroGAS asumió la obligación de aceptar dichos empleados con su antigüedad y salarios a esa fecha, haciéndose responsable por reclamos laborales, de accidentes de trabajo y obligaciones relativas a retiros, surgidos con posterioridad a la Fecha de Toma de Posesión. MetroGAS asumió también la obligación de colaborar en la implementación de un plan para que los empleados sean titulares de acciones, denominado Programa de Propiedad Participada ("PPP") a fin de posibilitar a los empleados de MetroGAS adquirir el 10% de las acciones de MetroGAS que estaban originalmente en poder del Gobierno Nacional. Asimismo, los empleados de MetroGAS tienen derecho a participar en las ganancias anuales de MetroGAS recibiendo una distribución total equivalente al 0,5% de las ganancias de MetroGAS después de impuestos. Véase "Actividad de la Sociedad-Empleados-Programa de Propiedad Participada".

LA INDUSTRIA DEL GAS EN LA ARGENTINA

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

Antecedentes Históricos

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

En 1992, la Ley del Gas dispuso la privatización de GdE. Dicha Ley del Gas y los decretos reglamentarios establecían, entre otras cosas, la transferencia de casi todos los activos de GdE a dos empresas de transporte y a ocho empresas de distribución. El Gobierno Nacional llamó a licitación pública internacional respecto de estas diez nuevas empresas y una porción mayoritaria de cada una de ellas fue vendida a consorcios privados de oferentes, reteniendo el Gobierno Nacional entre el 10% y el 40% del capital accionario de las nuevas empresas. Cada consorcio calificó sobre la base de su patrimonio neto y capacidad técnica y se le exigió que incluyera entre sus miembros participantes, un operador técnico de una empresa transportadora de gas o de un sistema de distribución de gas del exterior. Véase "Privatización de GdE y Creación de MetroGAS".

Los activos del servicio de distribución de GdE fueron divididos en ocho sistemas sobre una base geográfica conforme a lo especificado en la licencia de cada una de las ocho compañías distribuidoras. El área metropolitana de Buenos Aires, el principal mercado de gas en la Argentina, se dividió entre dos empresas distribuidoras, MetroGAS y Gas Natural BAN S.A. ("BAN"). MetroGAS, la más grande de ellas, en términos de número de clientes y volumen de entrega de gas, con aproximadamente el 26,6% de las entregas del mercado de gas argentino, opera dentro del área que cubre la parte sur y este del gran Buenos Aires, incluyendo la Capital Federal. La segunda más grande, en términos de entregas de gas, es Camuzzi Gas Pampeana S.A. ("Pampeana"), con aproximadamente el 14,0% de las entregas del mercado, abarcando a la Provincia de Buenos Aires (sin incluir el gran Buenos Aires). Camuzzi Gas del Sur, la tercera más grande en términos de entregas de gas, opera en el área de mercado que cubre el sur de Argentina, lo que constituye aproximadamente el 13,6% del mercado argentino. Gas Natural BAN S.A., es la cuarta más grande en términos de entrega de gas de las sociedades distribuidoras, cubre norte y oeste del gran Buenos Aires y tiene aproximadamente el 13,0% de las entregas de gas del mercado argentino. Las restantes compañías distribuidoras de gas en Argentina son Litoral Gas S.A. (que abarca el noroeste de Buenos Aires a lo largo del río Paraná),Gasnor S.A., Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana S.A., (cuyas respectivas áreas de servicio se encuentran ubicadas en las regiones noroeste y centro-oeste de Argentina), una novena compañía distribuidora fue creada en 1997 para abastecer al noreste de Argentina.

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

La Ley del Gas y los decretos reglamentarios también otorgaron a cada empresa privatizada, una licencia para operar los activos transferidos, establecieron un marco regulatorio para la industria privatizada el cual se basa en el acceso abierto y no discriminatorio, y crearon el ENARGAS para regular el transporte, distribución, comercialización y almacenamiento del gas natural. Asimismo, la Ley del Gas dispuso la regulación de los precios del gas en boca de pozo, por un período transitorio de entre uno y dos años a partir de junio de 1992, para ser desregulados antes de junio de 1994. Con anterioridad a la desregulación, el precio fue establecido en U$S0,97 por MMBtu en boca de pozo, que era el precio regulado desde 1991. De conformidad con la Ley del Gas, los precios del gas fueron desregulados a partir del 1º de enero de 1994. Véase "Factores de Riesgo-Incertidumbres con respecto al Régimen Regulatorio Argentino para la Industria de Distribución de Gas." A partir de la desregulación, los precios promedio del gas pagado por la Sociedad han subido aproximadamente un 34%. Los precios pueden variar dependiendo de factores tales como la cuenca productora y la estación del año. Véase "Actividad de la Sociedad - Desregulación del Precio del Gas".

Consumo y Demanda de Gas Natural

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

La Argentina tiene un mercado energético altamente desarrollado dentro del cual el gas constituye aproximadamente el 46% del consumo total de energía primaria. El consumo de gas natural en Argentina se ha más que triplicado desde 1980, de aproximadamente 9,3 BMC (328 BPC) en 1980 a aproximadamente 30,9 BMC (1.092 BPC) al 31 de diciembre de 2000. Dicho aumento refleja la sustitución de fuentes de energía por parte de clientes finales, los bajos precios respecto de las fuentes competitivas y un aumento en la capacidad de los gasoductos. Asimismo, el gas natural ha experimentado un importante aumento en su participación dentro de la balanza energética durante los últimos años. La demanda de gas en la Argentina está sujeta a variaciones estacionales considerables, con picos de demanda para calefacción domiciliaria en invierno. A pesar de la relativamente elevada participación en el mercado del gas natural en la Argentina, en relación con otros países, la Sociedad cree que existen oportunidades de mercados adicionales en el país y que la demanda del producto continuará creciendo mientras la economía argentina se mantenga en desarrollo.

La siguiente tabla muestra el consumo total de gas natural por clase de clientes para los períodos calendarios indicados excepto para 2000 que se refiere al período octubre 1999 a septiembre 2000:


	1985	1990	1992(a)	1993(a)	1994	1995(c)	1996(c)	1997(c)	1998(c)	1999(c)	2000(c)
Residencial
MMMC	3.463	4.346	4.835	5.607	5.645	5.760	5.843	5.803	5.878	6.366	6.908
BPC	122	153	171	198	199	203	206	205	208	225	244
Comercial
MMMC	527	521	400	904	978	1.041	924	995	949	996	1.053
BPC	19	18	14	32	35	37	33	35	34	35	37
Industrial
MMMC	5.197	6.114	6.469	6.174	7.387	9.112	7.805	8.291	8.506	7.989	8.121
BPC	183	216	228	218	261	322	276	293	300	282	287
Centrales Eléctricas
MMMC	3.360	5.319	5.385	5.665	4.779	5.912	6.278	6.111	5.713	6.962	7.272
BPC	119	188	190	200	169	209	222	216	202	246	257
Entidades Públicas
MMMC	686	1.054	944	592	385	223	252	243	278	323	336
BPC	24	37	33	21	14	8	9	9	10	11	12
Gas Natural Comprimido (b)
MMMC	4	218	582	764	941	1.007	1.092	1.268	1.412	1.485	1.621
BPC	-	8	21	27	33	36	39	45	50	52	57
Otros
MMMC	394	207	-	285	293	262	218	232	250	270	290
BPC	14	7	-	10	10	9	8	8	8	10	10
TOTAL
MMMC	13.631	17.779	18.615	19.991	20.408	23.317	22.412	22.943	22.986	24.391	25.601
BPC	481	627	657	706	721	824	793	811	812	861	904

______

Notas:

(a) Debido a la reclasificación de ciertas categorías por parte del Gobierno Nacional en relación con la privatización de GdE, la división del consumo en comercial, industrial y entidades públicas no se encuentra disponible, aunque si están las cifras totales. La división fue estimada por el ENARGAS.

(b) Principalmente utilizado para automóviles.

(c) El consumo estimado para 1995, 1996, 1997, 1998, 1999 y 2000 es más alto comparado con los años que se incluyen en la tabla dado que,. este consumo incluye conceptos no considerados en la tabla como: entregas de gas hechas por sociedades de transporte de gas, gas entregado que reemplaza el valor calorífico utilizado en el procesamiento de líquidos en la planta de General Cerri, etc.

Fuentes: Anuario de la Secretaria de Energía de la República Argentina 1992; Anuario de GdE de 1985 y 1991. Las cifras correspondiente a 1993, 1994, 1995, 1996, 1997, 1998, 1999 y 2000 fueron obtenidas de información proporcionada por CAMMESA y el ENARGAS.

Suministro de Gas

Argentina tiene grandes reservas de gas comprobadas, aproximadamente 748.133 MMMC (26.420 BPC) en 1999, con una garantía de provisión de 17 años. Dichas reservas han sido descubiertas, en su mayoría, como consecuencia de trabajos de exploración de petróleo. Para el período de doce meses, de octubre de 1999 a septiembre de 2000, la producción nacional total de gas fue de 44.458 MMMC (1.570 BPC). Existen 19 cuencas sedimentarias conocidas en el país, de las cuales diez se encuentran en su totalidad en el continente, seis combinadas entre el continente y el mar y tres completamente en el mar. La producción de petróleo y gas se concentra en cinco cuencas: Noroeste, en el norte de la Argentina, Neuquina y Cuyana en el centro oeste de Argentina, Golfo San Jorge y Austral en el sur del país (que incluye yacimientos en el continente y en el mar). Las principales cuencas productoras de gas son la del Noroeste, Neuquina y Austral que contienen aproximadamente el 95.4% de las reservas de gas comprobadas del país y actualmente totalizan aproximadamente el 93.9% de la producción nacional de gas natural del 1° de septiembre 1999 al 31 de agosto de 2000. En ciertas cuencas la disponibilidad de gas se encuentra limitada por restricciones de producción, transporte y tratamiento. Véase "Actividad de la Sociedad"-"Transporte de Gas". TGS transporta el gas desde las Cuencas Neuquina, Austral y Golfo San Jorge. El gas transportado por TGN se origina en la Cuenca Neuquina, en la Cuenca Noroeste y en las cuencas de gas en Bolivia. Ni TGS ni TGN están conectadas directamente a la cuenca Cuyana. Del gas comprado por MetroGAS durante 2000, aproximadamente el 73,1% se originó en la Cuenca Neuquina y el 26,9% restante en la cuenca Austral y Golfo San Jorge.

El cuadro que figura a continuación expone la ubicación de las principales cuencas de producción de gas que abastecen el mercado de gas natural en la Argentina, por provincia. Las reservas de gas comprobadas de la Argentina están estimadas al 31 de diciembre de 1999 y la información sobre producción corresponde al período septiembre 1999 – agosto 2000


Cuencas	Ubicación por Provincia	Reservas de Gas Comprobadas (a)		Producción		Duración estimada de la Reserva (b) (años)
		(MMMC)	(BPC)	(MMMC)	(BPC)
Neuquina	Neuquén, Río Negro, La Pampa, Mendoza(centro-oeste)	377.117	13.318	25.806	911	15
Noroeste	Salta, Jujuy, Formosa (noroeste)	165.363	5.840	7.016	248	24
Austral	Tierra del Fuego, Santa Cruz (sur)	171.437	6.054	8.944	316	19
Golfo San Jorge	Chubut, Santa Cruz (norte)	33.337	1.177	2.614	92	13
Otras áreas		879	31	78	3	11
Total		748.133	26.420	44.458	1.570	17

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Notas:

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

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

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.

Producción Total Local. La producción total local de gas natural acumulado para el período de septiembre de 1999 a agosto de 2000 fue de aproximadamente 44.458 MMMC (1.570 BPC), un aumento de aproximadamente 4,8% con respecto al año 1999. En 2000, la producción total de gas aumentó a aproximadamente 121,8 MMCM (4,3 BPC) de gas natural diarios comparados con 116,2 MMCM (4,1 BPC) de gas natural diarios durante 1999.

Cuenca Neuquina. Es la cuenca más grande de la Argentina con un área de superficie explotable de más de 100.000 km2, y la fuente principal de suministro para MetroGAS, la que en 1999 representaba aproximadamente el 50,4% de la reservas de gas natural comprobadas de la Argentina y está ubicada en la zona centro-oeste del país, estratégica posición con respecto al mercado principal de Buenos Aires. En 2000 la Cuenca Neuquina produjo un promedio total de 70,7 MMMC (2,5 BPC) de gas natural por día, o sea el 58,0% de la producción nacional total.

Cuenca Noroeste. En 2000, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 19,2 MMMC (0,7 BPC) de gas natural por día, y totalizaba aproximadamente el 22,1% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina.

Cuencas Austral y Golfo San Jorge. En 2000 las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina produjeron un promedio de aproximadamente 31,7 MMMC (1,1 BPC) de gas natural por día. En la cuenca Austral, que en 1999 totalizaba aproximadamente el 22,9% de las reservas de gas natural comprobadas, la exploración se concentró dentro y alrededor de los yacimientos gasíferos existentes en la cuenca y en otros yacimientos ubicados en el mar. La Cuenca Golfo San Jorge es principalmente productora de petróleo.

ACTIVIDAD DE LA SOCIEDAD

Consideraciones Generales

La Sociedad es la empresa de distribución de gas natural más grande de Argentina en términos de cantidad de clientes y volumen de entrega de gas. La Sociedad abastece aproximadamente el 26,6% del total de las entregas de gas de las compañías distribuidoras en la Argentina durante 2000. MetroGAS cuenta con aproximadamente 1,9 millones de clientes en su área de servicio que comprende la Capital Federal, el área metropolitana sur y este del gran Buenos Aires, un área densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustibles alternativos, y significativos clientes industriales y comerciales de gas natural. La Sociedad es una de las nueve principales empresas distribuidoras de gas constituidas luego de la de privatización de GdE y comenzó sus operaciones comerciales en diciembre de 1992. MetroGAS es una de las mayores empresas distribuidoras de gas natural en términos de cobertura de clientes, en el Norte y Sur de América.

Durante 2000, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente un 55,5% de las ventas netas de MetroGAS que ascendieron a un total de $718,5 millones, mientras que las ventas de gas y de los servicios de transporte y distribución prestados a clientes industriales, comerciales y entidades gubernamentales totalizaron aproximadamente el 18,2% de las ventas netas de MetroGAS. El remanente de las ventas de gas natural del servicio de transporte y distribución de MetroGAS fueron destinados a las centrales eléctricas, proveedores y comercializadores de GNC utilizado como combustible de vehículos.

El sistema de distribución de la Sociedad está conformado por aproximadamente 15.022 km de cañerías de distribución principales y de servicio. La Sociedad adquiere el gas natural principalmente a los productores ubicados en el sur y oeste de Argentina. El gas adquirido por la Sociedad es transportado a través de dos sistemas de gasoductos troncales operados por TGS y TGN.

En 1992 en la privatización de GdE, el Gobierno Nacional de la República Argentina (el "Gobierno Nacional") otorgó a la Sociedad una licencia por 35 años (la "Licencia"), prorrogables por un período adicional de diez años en la medida que se cumplan ciertos requisitos, la que le otorga el derecho exclusivo de distribuir gas natural dentro del área de servicio asignada. La Sociedad se encuentra regulada por el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS"), un organismo dependiente del Gobierno Nacional. El ENARGAS ejerce amplias facultades de control sobre la industria de distribución y transporte de gas, incluyendo el control de sus tarifas. La Ley del Gas (según se la define más adelante) establece que la tarifa para el gas natural cobrada a los clientes finales por la Sociedad se compone de la suma de los siguientes tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia estableció un ajuste semestral de las tarifas como consecuencia de las variaciones en el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América - Bienes Industriales (el "PPI") y asimismo, en algunas otras circunstancias, las tarifas de la Sociedad quedarán sujetas a ajustes cada cinco años a partir de dicha fecha. La Ley del Gas y la Licencia establecen que dichas tarifas serán (i) determinadas según el modelo "precio tope con revisión periódica", un tipo de incentivo que permite a las sociedades retener una porción de los beneficios económicos provenientes de las ganancias por eficiencia y (ii) para dar efecto a las inversiones hechas por MetroGAS. Desde el 1° de enero de 1998, se establecieron las tarifas para el segundo quinquenio que finaliza el 31 de diciembre de 2002 sobre la base del Factor de Eficiencia X y del Factor de Inversión K. Véase "Marco Regulatorio".

Estrategia

La Sociedad tiene en miras ser un activo participante en el mercado energético a fin de asegurar un eficiente servicio de gas natural a sus clientes, así como también ser la compañía distribuidora de gas más eficiente con relación a los servicios y productos derivados.

Para alcanzar las metas señaladas, la Sociedad ha desarrollado una estrategia que incluye inversiones de capital y otras medidas diseñadas para (i) continuar brindando un estándar excelente de servicios a todos los clientes; (ii) proveer un continuo crecimiento en los dividendos a los accionistas; (iii) lograr una reducción significativa de los costos operativos; (iv) desarrollar una estrategia de mercado coherente con el análisis del mercado; (v) mejorar el uso de la capacidad de transporte existente convirtiéndose en un actor clave en el mercado de capacidad de transporte; (vi) desarrollar aún más el mercado de GNC; (vii) generar una variedad de servicios, tales como seguridad, mantenimiento y servicios de seguro que puedan utilizarse para incrementar la rentabilidad de la Sociedad; (viii) continuar preservando el medio ambiente; (ix) desarrollar sus recursos humanos y (x) generar una cultura organizacional de excelencia.

Desde que la Sociedad comenzó sus operaciones, la administración de la Sociedad se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorando la eficiencia operativa. En febrero de 1993 se inició un programa de retiro voluntario que resultó en el retiro en un total de 1.268 empleados. Desde el 31 de diciembre de 1992 al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad redujo la cantidad de empleados de 2.021 a 1.047 e incrementó los niveles de remuneración a niveles competitivos con los salarios del sector privado. Asimismo, la Sociedad alcanzó eficiencias operativas mediante la renegociación de contratos de servicio con proveedores independientes contratando ciertos servicios anteriormente prestados por la Sociedad. Como parte de su estrategia, la Sociedad ha programado inversiones de capital destinadas a la extensión y renovación de las tuberías, reguladores, válvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de su sistema de distribución, modernizar y centralizar su sistema de información y modernizar su red de sucursales de atención al cliente. La Sociedad ha realizado inversiones de capital por un monto de $462,0 millones desde 1993 a 2000.

Clientes y Mercados

Durante 2000, la Sociedad efectuó entregas de gas por un total de aproximadamente 7,1 BMC (252,5 BPC). Las principales clases de servicio que provee MetroGAS son las siguientes: servicios residenciales, servicio general "P", servicio general "G", grandes clientes servicio interrumpible y grandes clientes servicio firme. Otras clases de servicios han sido establecidas para el servicio de clientes GNC, subdistribuidores y clientes que utilizan sólo el servicio de transporte y distribución de MetroGAS o sólo el servicio de venta de gas de la Sociedad tanto sobre una base firme como interrumpible. Las tarifas que han sido autorizadas por el ENARGAS difieren para cada clase de servicio. Véase "Tarifas".

El cuadro siguiente expone la información para cada clase de servicio para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000:

Ventas por tipo de Servicio durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000


Categoría de servicio	Volumen (millones de m3)	% Ventas m3	% Venta Neta $	Cantidad de Clientes
Residenciales	1.886,1	26,4%	55,5%	1.826.658
Grandes Clientes Servicio Interrumpible
Centrales Eléctricas	1.077,5	15,1%	9,3%	4
Otros	16,7	0,2%	0,2%	5
Servicio General "P"	647,2	9,0%	13,1%	78.638
Servicio General "G"	17,8	0,2%	0,3%	10
Grandes Clientes Servicio Firme	261,9	3,7%	2,3%	38
Gas Natural Comprimido	494,1	6,9%	6,9%	259
Procesamiento de gas natural	299,5	4,2%	5,3%	1
Servicio de transporte y distribución	2.448,2	34,2%	7,1%	25
Centrales Eléctricas	1.928,3	27,0%	4,7%	4
Servicio General Grandes Clientes	519,9	7,3%	2,4%	21
Total	7.149,0	100,0%	100,0%	1.905.638

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

Consumo residencial

La Sociedad suministra el servicio a más de 1,8 millones de clientes residenciales dentro de su área de servicio, de los cuales aproximadamente 69% se encuentra en la Capital Federal. Un censo parcial realizado en 1991 por el Gobierno indica que el 77% de los domicilios particulares dentro del área de servicio de la Sociedad (y el 95% dentro del área de la Capital Federal) estaban conectados al sistema de distribución. Al 31 de diciembre de 2000, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 26% del volumen de ventas de la Sociedad y el 56% aproximadamente de las ventas netas de la Sociedad, mientras que al 31 de diciembre de 1999, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 27% y 52%, respectivamente. El cuadro tarifario está estructurado de tal modo que los clientes residenciales y los clientes del servicio general pagan una tarifa superior debido al factor de carga más bajo y a los costos operativos más altos relacionados con estos grupos. De acuerdo con la Licencia, se requiere que la Sociedad suministre servicio continuo a los clientes residenciales. El volumen de ventas a clientes residenciales aumentó de aproximadamente 1,78 BMC (63,0 BPC) en 1999 a aproximadamente 1,89 BMC (66,6 BPC) durante 2000. La Sociedad agregó aproximadamente 15.725 y 15.920 nuevos clientes residenciales en 2000 y 1999, respectivamente. Los clientes residenciales reciben Servicio Residencial y pagan la tarifa para esa clase de servicio. No se requieren contratos para la obtención del Servicio Residencial. La tarifa para los clientes residenciales consiste en un cargo fijo por factura y por unidad de consumo.

Centrales eléctricas

Al 31 de diciembre de 2000, las ventas de la Sociedad a centrales eléctricas constituyeron aproximadamente el 42% del volumen de ventas de la Sociedad y el 14% de las ventas netas comparado con el 40% del volumen de ventas de la Sociedad y el 19% de las ventas netas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999. El consumo total de gas natural por parte de las centrales eléctricas en el área de la Sociedad aumentó de 2,57 BMC (90,7 BPC) en 1999 a 3,00 BMC (105,59 BPC) en 2000, un aumento aproximado del 17% debido a la baja disponibilidad de energía hidroeléctrica en algunas cuencas y el alto precio del fuel-oil y la introducción de la nueva tecnología del ciclo combinado en otras plantas. Las ventas netas de las centrales eléctricas disminuyeron un 21% en 2000 comparado con 1999, esto se debe a que si bien aumentó la venta de transporte y distribución a usinas, se produjo una menor venta de gas. El mayor aumento en el porcentaje de las ventas netas a centrales eléctricas comparado con el aumento en los porcentajes de volúmenes de gas entregado, resultaron de un aumento relativamente amplio comparando ambos períodos en el volumen de gas vendido (el cual es facturado a un precio más alto debido a la inclusión del costo de gas en la tarifa correspondiente), en comparación al aumento en el servicio de transporte y distribución. Las ventas del servicio de transporte y distribución son facturadas a un precio más bajo que las ventas de gas, debido a que los cargos por distribución y transporte no incluyen el costo del gas que es comprado por las centrales eléctricas directamente a los productores de gas. A fin de negociar precios más rentables para la entrega de gas a las centrales eléctricas, MetroGAS ha desarrollado un modelo comercial para asistir en la administración del servicio de transporte de gas que se aplica en dichas entregas.

Cabe destacar que si bien las principales empresas de generación, clientes de la Sociedad, han instalado o instalarán tecnología de ciclo combinado que requiere una menor demanda específica de gas natural, la Sociedad estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas incrementará su posibilidad de despacho de acuerdo con las reglas de CAMMESA. El ciclo combinado tiene como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo, y como consecuencia del menor costo del gas natural respecto del gas-oil, la Sociedad considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha aumentado y continuará aumentando como consecuencia de la instalación de la tecnología de ciclo combinado. No puede asegurarse que los futuros aumentos en el precio del gas o las disminuciones en el precio del gas-oil, lleven a este último a ser más económico para los clientes y ello pueda resultar en un efecto adverso para los ingresos de MetroGAS. Se detallan a continuación las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS y las fechas desde las cuales operan: Central Térmica Buenos Aires, desde 1995; Central Costanera, desde 1998, Central Puerto desde 1999 y Central Dock Sud, que si bien comenzó a realizar pruebas durante 2000, aún no demandó el 100% de capacidad de transporte contratada con MetroGAS y se estima que lo hará en marzo de 2001. Desde 1997, MetroGAS ha cedido parte de su capacidad de transporte en firme a Central Genelba, planta de ciclo combinado, situada fuera de su área de servicio, bajo acuerdos que permiten a la Sociedad recomprar parte de dicha capacidad de transporte en firme durante los períodos de demanda pico. Asimismo, A.E.S. Paraná ingresará su ciclo combinado al mercado durante el segundo semestre de 2001. MetroGAS proveerá del transporte al comercializador que presta dicho servicio a esta usina, mejorando la utilización de su capacidad de transporte.

La mayoría de las centrales eléctricas contratan el servicio Grandes Clientes-Servicio Interrumpible, el que está disponible para cualquier cliente que contrate por un mínimo de 3,0 MMMC (105,9 MMPC) por año. La tarifa consta de un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo. Las plantas generadoras adquieren gas sobre una base interrumpible de baja prioridad, otorgándoles el derecho al servicio a costos inferiores pero posibilitando que la Sociedad interrumpa el servicio en épocas de demanda pico e insuficiente capacidad de transporte o provisión de gas para asegurar el servicio ininterrumpido a aquellos clientes cuyo suministro no puede ser interrumpido. Las centrales eléctricas pagan generalmente tarifas inferiores a las máximas permitidas según la Licencia, en parte teniendo en cuenta la competencia proveniente de las fuentes alternativas de combustible y los riesgos de Bypass. Además, las ventas con márgenes inferiores a las centrales eléctricas durante los meses más cálidos, cuando desciende la demanda de servicio residencial, compensa una parte de los costos de transporte firme anuales de la Sociedad. Véase "Suministro de Gas y Transporte".

Periódicamente la Sociedad coopera con las centrales eléctricas y con otros clientes industriales que compran el gas directamente a los proveedores de gas. Dicho gas es entregado de la capacidad de transporte en firme de la Sociedad. Este tipo de acuerdos permite a la Sociedad (i) evitar incurrir en costos de compra de gas (y cargas por el ejercicio del compromiso de "tomar o pagar") ("take-or-pay") y (ii) cobrar tarifas a las centrales eléctricas, cubriendo por lo tanto, total o parcialmente el costo de la capacidad de transporte en firme que es usada para tales ventas. Estos acuerdos también permiten a la Sociedad realizar ciertos ahorros evitando (a) incurrir en el costo de compra del gas que es usado como gas de compresión fuel, el cual, de conformidad con el marco regulatorio no puede ser trasladado a los clientes, y (b) ciertos impuestos sobre los ingresos brutos sobre las ventas de gas de la Sociedad. Todas las centrales eléctricas, clientes de la Sociedad, y 21 de sus clientes industriales compraron gas directamente de los proveedores de gas durante 1998, 1999 y 2000. Bajo dichos acuerdos, dichos clientes continuarán contratando los servicios de distribución y transporte suministrados por la Sociedad. Véase "Derechos de Bypass".

De conformidad con el marco regulatorio que rige la industria de la electricidad en la Argentina, la energía eléctrica se despacha en orden ascendente al costo marginal, para posibilitar que el sistema eléctrico nacional opere al menor costo posible. La energía hidroeléctrica tiene el costo marginal más bajo del sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, las centrales eléctricas con costos marginales superiores, tales como las centrales termoeléctricas, no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica tal como precipitaciones y nevadas por debajo del promedio, limitan la generación de energía hidroeléctrica lo cual beneficiaría a MetroGAS. Las precipitaciones y nevadas por debajo del promedio, limitaron la generación de energía eléctrica durante la segunda mitad de 1998 y la mayor parte de 1999, resultando en un relativo aumento en la generación de energía térmica y en la demanda de gas por las centrales térmicas. No obstante ello, durante el primer semestre de 1998, hubieron fuertes precipitaciones y nevadas, éstas permitieron un incremento en la generación de energía hidroeléctrica, y causaron una reducción sustancial en la generación de energía térmica y en la demanda de gas.

La central hidroeléctrica de Yacyretá se encuentra en funcionamiento y aumentará significativamente la capacidad hidroeléctrica instalada en Argentina. La medida en que dicha capacidad sea utilizada en Argentina, dependerá de varios factores, tales como la cantidad de energía hidroeléctrica exportada al Brasil y la creación de capacidad de transporte adicional en Argentina. Del total de electricidad consumida en la Argentina durante 2000, el 52,5% correspondió a la generación de las centrales térmicas, el 39,1% a las centrales hidroeléctricas, el 7,2% a las centrales nucleares, y el 1,3% fue importada, de acuerdo a lo informado por CAMMESA, la entidad que administra el mercado mayorista de electricidad en la Argentina. La Sociedad espera que las inversiones en mejoras operativas que están llevando a cabo algunas centrales eléctricas de combustible alternativo dentro de su área de servicio, reduzcan sus costos marginales de producción y aumenten su probabilidad de despacho. La Sociedad también espera que las ampliaciones efectuadas por algunas centrales eléctricas dentro de su área de servicio afecten en forma positiva el total de la demanda de gas dentro de ese grupo de clientes. No obstante ello, y debido a que la generación hidroeléctrica es la fuente de electricidad de costo marginal más bajo, la misma puede sustituir una cantidad sustancial de generación eléctrica a gas producida por centrales eléctricas dentro del área de servicio de la Sociedad, provocando la correspondiente disminución en las ventas de la Sociedad a dichas centrales eléctricas.

La Sociedad compite directamente con vendedores de fuel-oil en ventas a las centrales eléctricas que utilizan tanto gas como fuel-oil. Los precios del fuel-oil en Argentina han sido históricamente volátiles, pero generalmente han estado por encima del precio del gas (por un monto equivalente de energía); sin embargo, los precios del fuel-oil (para energía equivalente) han sido ocasionalmente inferiores a las tarifas máximas de la Sociedad para venta interrumpible de gas a las centrales eléctricas. Durante el año 1998 el precio del fuel-oil fue competitivo con las tarifas establecidas por la Sociedad para las ventas de gas interrumpible a las centrales eléctricas, como resultado de los bajos precios del petróleo en Argentina y en los mercados internacionales y la mayor disponibilidad de fuel-oil, en parte como resultado de un aumento en las importaciones de Brasil. Con el objeto de posibilitar que la Sociedad logre un mayor factor de carga positivo durante los meses de verano, cuando la demanda del consumo residencial es más baja, algunas centrales eléctricas clientes han acordado tomar una cantidad mínima de gas con descuentos sobre las tarifas máximas. Por el contrario, durante los meses invernales, la Sociedad y algunas centrales eléctricas de combustible alternativo dentro del área de servicio acordaron con la Sociedad una entrega de volumen mínimo sobre una base interrumpible. Si la Sociedad no cumple con tales compromisos, deberá reembolsar la parte del precio del fuel-oil que excede del precio correspondiente al gas respecto de los volúmenes de gas no entregados, sobre una base de energía equivalente. Dichos acuerdos fueron negociados a fin de obtener el compromiso de tales generadoras de energía para comprar gas en volúmenes acordados, sin perjuicio del riesgo de que la Sociedad pueda tener que interrumpir sus entregas a dichas generadoras de energía a fin de servir a su mercado básico. MetroGAS tiene la intención de continuar logrando políticas apropiadas de descuentos a fin de mantener la competitividad del gas con el precio del fuel-oil.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Al 31 de diciembre de 2000, las ventas de la Sociedad a clientes industriales, comerciales y entidades públicas representaron aproximadamente el 21% del volumen de ventas de la Sociedad y aproximadamente el 18% de sus ventas netas comparadas con 1999, las cuales representaron aproximadamente el 21% del volumen de ventas de la Sociedad y el 19% aproximado de las ventas netas. El consumo de gas natural por clientes industriales, comerciales y gubernamentales en el área de distribución de la sociedad se ha incrementado de 1,33 BMC (47,2 BPC) a 1,46 (BMC) (51,7 BPC) en el año 2000. El estancamiento en los niveles generales de actividad no impidió que algunas industrias dentro del área de la Sociedad registraran una mejor performance que en 1999, lo cual sumado a un mayor consumo de los clientes con perfil más estacional (comerciales y gubernamentales) consecuente con las características del invierno pasado, impulsara el aumento antes mencionado (9%). Asimismo, las ventas registraron un incremento del orden del 2%.

Entre los clientes de la Sociedad se encuentran importantes industrias, fundamentalmente en los segmentos del vidrio, alimentación, papel y química. Algunas de ellas emplean gas natural como materia prima o tienen procesos especializados continuos que dependen de un suministro constante de gas natural. Los clientes industriales que utilizan por lo menos 10.000 MC por día pueden, sujetos a disponibilidad de capacidad firme, contratar bajo la categoría de Grandes Clientes Servicio Firme. La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por factura, un cargo por reserva de capacidad de transporte y un cargo por MC consumido. Los cargos de reserva de capacidad de transporte permiten a la Sociedad recuperar el costo de transporte correspondiente a los volúmenes reservados para dichos clientes industriales. A los clientes industriales se les factura mensualmente. Los clientes industriales más pequeños que utilizan un mínimo de 1.000 MC por día pueden contratar la categoría de Servicio General "G". La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por factura, un cargo por reserva de capacidad de transporte y un cargo por MC consumido con dos escalas tarifarias relacionadas con el volumen mensual utilizado. Los grandes clientes, con un consumo mínimo de 3 MMC/año, y cuyos procesos pueden ser discontinuados o están en condiciones de reemplazar el gas natural por otra fuente energética o combustible alternativo, tienen el derecho de optar por el Servicio Grandes Clientes Interrumpible. Véase "Centrales Eléctricas". La Sociedad, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el suministro en forma parcial o total de todos aquellos clientes con contratos interrumpibles. Tales interrupciones generalmente están asociadas a períodos de demanda pico e insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas, y se orientan a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles (p.e. residenciales). La Sociedad actualmente tiene contratos con algunos clientes industriales que son una combinación de servicio firme e interrumpible, donde si bien el cliente paga una tarifa menor que en el servicio firme total, la Sociedad se ve beneficiada en que puede interrumpir el servicio durante el período de demanda pico de invierno, expandiendo de esta forma la disponibilidad de precios y opciones de sus clientes, y mejorando al mismo tiempo la capacidad de la Sociedad de cubrir el requerimiento de gas en los períodos de demanda pico.

La Sociedad también abastece de gas a entidades oficiales y a una amplia gama de clientes comerciales (restaurants, hoteles, shoppings, etc.). Los mismos, dados sus volúmenes y características de consumo, normalmente se encuadran dentro de la categoría de Servicio General "P", el que está disponible para todo cliente no residencial. La tarifa consta de un cargo fijo por factura y un cargo por MC consumido con tres escalas tarifarias relacionadas con el total del volumen suministrado.

Gas Natural Comprimido

El uso de GNC como combustible para vehículos constituyó aproximadamente el 7% del volumen de ventas durante el año 2000, y el 7% durante el año 1999 y aproximadamente el 7% y el 6% de las ventas netas de la Sociedad durante el año 2000 y el año 1999, respectivamente se debió al incremento en el número de usuarios de este producto. La tarifa para clientes de GNC consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo. La dirección de la Sociedad estima que la infraestructura existente dentro del área de servicio de la Sociedad presenta condiciones favorables para el desarrollo más amplio del uso de GNC. Más de 255 estaciones de servicio proveen el GNC dentro del área de servicio de la Sociedad, y la utilización en automóviles es relativamente bien aceptada. La Sociedad estima, por ejemplo, que alrededor de 50.000 taxis y remises de combustible alternativo actualmente funcionan en el área del servicio de la Sociedad. Asimismo, la Sociedad calcula que el costo de convertir un automóvil inyección para el uso de GNC oscila entre $1.100 y $1.500; no obstante, sobre una base de energía equivalente, el precio del GNC es, aproximadamente, un tercio menor que el de la nafta. La Sociedad considera que están dadas las condiciones, para que se produzca una mayor conversión de vehículos a GNC, en parte por razones ambientales, pero, fundamentalmente, si se mantiene la brecha de precios entre combustibles, nafta y GNC y continúan los lanzamientos de vehículos a GNC desde las terminales automotrices. Pese a que en Argentina los costos de convertir el transporte público automotor que utiliza combustible diesel a GNC son altos como para permitir una reconversión masiva de dichos vehículos, la Sociedad está estudiando la aplicación de nueva tecnología de conversión a GNC que podría reducir los costos de dicho proceso como así también una estrategia comercial integral desde el suministro de gas hasta la obtención de los productos competitivos que permita la transformación con costos mínimos para los transportistas. La diferenciación de precios entre el gas-oil y el GNC todavía no es lo suficientemente significativa como para que los costos de cambiar los motores de GNC y adaptar el chasis para los cilindros contenedores de gas, se puedan recuperar en un período razonable.

Durante 2000 las demandas de GNC fueron mayores que en el pasado, como resultado de la promoción del uso de GNC y los precios más ventajosos entre el GNC y otros combustibles líquidos. Cabe mencionar el esfuerzo comercial realizado por la Sociedad durante 2000, el cual estuvo centrado en la conversión vehicular, concretándose nuevos compromisos con terminales e importadoras automotrices para obtener sus vehículos convertidos a GNC desde su origen en fábrica con garantía total, campañas promocionales con empresas automotrices y estaciones de servicio.

Procesamiento de Gas Natural

De acuerdo con los términos de un contrato de procesamiento celebrado entre TGS y la Sociedad, ésta suministra gas para su tratamiento en una planta separadora de gases de propiedad de TGS cerca de Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Al 31 de diciembre de 2000, el procesamiento de gas natural representó aproximadamente el 4% del volumen de ventas y el 5% de las ventas netas de la Sociedad, comparado con el 5% aproximadamente del volumen de ventas y el 5% de ventas netas de la Sociedad al 31 de diciembre de 1999. El complejo de separación de gases de TGS consiste en una planta de extracción que recupera etano, propano, butano y gasolina natural.

Experiencia de Despacho

En virtud de que se requiere que las empresas distribuidoras de gas paguen la totalidad de la capacidad de transporte en firme contratada independientemente de su utilización, la Sociedad procura lograr el factor de carga más alto posible. La dirección de la Sociedad considera que la Sociedad posee actualmente un gran número de clientes residenciales que constituyen la mayoría de las ventas durante los meses pico de invierno, así como un gran número de clientes industriales y centrales eléctricas que pueden ser abastecidos en una base interrumpible durante el invierno, con aumento en las ventas en las épocas más cálidas, lo que constituye un perfil de mercado favorable. Durante 1993, la Sociedad utilizó aproximadamente el 92% de su capacidad de transporte en firme de 17,7 MMMC (625,1 MMPC) por día.

Durante el período de invierno de 1993 (mayo a septiembre) MetroGAS atendió a una demanda en exceso de su capacidad de transporte en firme utilizando una combinación de derechos de transporte adquiridos a otros distribuidores de gas, linepack (gas almacenado en el sistema de transmisión a través de presión) y el canje y reemplazo de gas (gas canjeado o comprado a otros tenedores de capacidad de transporte en firme). Durante ese período las entregas estaban por encima de la capacidad de transporte en firme en un 70% de los días y había 36 días de entregas en exceso de aproximadamente 20,0 MMMC (706,3 MMPC). Como resultado del aumento de un 20% en el promedio de la capacidad de transporte en firme en 1994 comparado con 1993, el factor de carga de la Sociedad disminuyó 80,3% en 1994. En 1995, 1996, 1997, 1998, 1999 y 2000 el factor de carga fue de aproximadamente un 73,5%, 82,4%, 75,3%, 67,3%, 84,1% y 93,3% respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad tenía una capacidad de transporte en firme de 21,7 MMMC (765,6 MMPC) para distribución y procesamiento de líquidos, lo que representa un aumento del 23% con respecto al 1º de enero de 1993. La decisión de la Sociedad de asegurarse una capacidad de transporte en firme más significativa se basó en parte en su experiencia del invierno de 1993, cuando tuvo que hacer grandes esfuerzos para satisfacer la demanda de servicio residencial no interrumpible, lo que constituye una obligación legal de acuerdo con los términos de la Licencia, cuyo incumplimiento puede resultar en multas importantes para la Sociedad, incluyendo, en ciertas circunstancias, la revocación de la Licencia. Teniendo en cuenta que la Sociedad no posee depósitos disponibles para el almacenamiento de gas, la Sociedad tomó la decisión estratégica de aumentar su acceso a capacidad de transporte en firme para satisfacer el crecimiento esperado en la demanda, aumentando su capacidad de transporte en firme con TGS y TGN.

Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos

Las cuentas pendientes de cobro (la mayoría de clientes residenciales (incluyendo clientes de bajo ingreso) y servicios generales "P" de clientes comerciales) totalizan Ps. 41,5 millones al 31 de diciembre de 2000, Ps. 48,1 millones al 31 de diciembre de 1999 y Ps. 49,7 millones al 31 de diciembre de 1998. Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad ha efectuado una previsión de Ps. 28,2 millones contra dichos montos.

De acuerdo con la Licencia, la Sociedad puede cortar el servicio a los clientes morosos, siempre que notifique por anticipado a tales clientes. Ni la Licencia ni el ENARGAS requieren un período de tiempo mínimo entre la fecha de recepción de la notificación que intima a los clientes morosos al pago correspondiente y el efectivo corte del servicio. La Sociedad normalmente otorga a los clientes al menos un plazo de 10 días hábiles desde la notificación, antes de efectuar el corte del servicio. La administración de la Sociedad espera, basada en la experiencia de la industria y ante la ausencia de alternativas económicas para clientes residenciales, que dicho programa reduzca significativamente el número de cuentas pendientes de cobro.

Programa de Comercialización

La Sociedad desarrolla políticas tarifarias estratégicas para retener en el sistema a los grandes consumidores industriales y a los generadores de energía y al mismo tiempo desanimar el desvío (Bypass) del sistema de distribución. MetroGAS estima que aproximadamente el 20% de los hogares en su área de servicio no están conectados a la red de distribución. Asimismo la Sociedad desarrolla una mayor penetración en el mercado domiciliario, usando su derecho preferencial a futura capacidad de transporte en firme para brindar servicios a un grupo mayor de consumidores. La Sociedad intenta obtener mayor consumo de los usuarios familiares promocionando el uso del gas para la cocina hogareña, calefacción y otras aplicaciones domésticas. Las expansiones de la red para el mercado residencial también se logra celebrando acuerdos con la municipalidad y otros grupos de usuarios que financien la instalación de tuberías locales de distribución que están conectadas a la red de distribución de la Sociedad. En tanto la Sociedad no se vea obligada a efectuar expansiones que son consideradas antieconómicas, la Sociedad promueve expansiones que son financiadas por las municipalidades o por los clientes proveyendo sin cargo a los mismos una vez conectados al sistema de distribución hasta 1.000 MC de gas a los clientes que son conectados al sistema de distribución o el gas requerido por dicho cliente por un año, el que sea menor. Una vez instalada, los activos que conforman la red local pasan a pertenecer la red de distribución de la Sociedad. Los planes de comercialización también cubren otras comercializaciones de gas para GNC y otros usos, incluyendo programas de conocimiento ambiental para promover la utilización de en vehículos de GNC.

Durante el proceso de revisión de las tarifas, MetroGAS presentó al ENARGAS una propuesta para la expansión de la red de distribución que podría calificar para el Factor de Inversión "K". Con fecha 30 de junio de 1997 el ENARGAS dictó la Resolución Nº 464/97 por medio de la cual aprobó las tarifas máximas para MetroGAS correspondientes al quinquenio 1998/2002 dentro de las siguientes áreas de la provincia de Buenos Aires: Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, Quilmes y San Vicente. Se espera que la expansión de la red de tubería residencial represente un aumento de aproximadamente 40.000 nuevos clientes en el período de cinco años mencionado anteriormente. MetroGAS se encuentra analizando diferentes proyectos de desarrollo urbano, alguno de los cuales ya han sido puesto en marcha, tales como el proyecto "Abril" en Hudson y Berazategui y el Complejo del Abasto en la Capital Federal. También hay otros proyectos en etapa de implementación, tales como el complejo residencial para retirados, el que se encontrará ubicado en el sector este de Puerto Madero, Capital Federal y un complejo de 13.000 residencias de Crearurban en la ciudad de Monte Grande, provincia de Buenos Aires.

Sistema de Distribución

La Sociedad adquirió de GdE aproximadamente 11.182 km de cañerías principales de distribución y cañerías de servicio, abasteciendo a más de 1,8 millones de clientes dentro de su área de servicio. También adquirió gasoductos operando bajo cuatro regímenes de presión: 286 km de sistema de alta presión con una presión barométrica 22 veces por encima de lo normal ("Bar"), 548 km de 10 Bar sistema de presión intermedia, 6.101 km de 1,5 Bar sistema de presión media y 4.246 km de 0,022 Bar sistema de baja presión. Los registros y mapas del sistema de distribución transferidos por GdE generalmente han resultado exactos. Al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, la Sociedad condujo una revisión de los activos recibidos de GdE y comenzó una revisión de las redes de distribución, como se describe más adelante. La Sociedad heredó los activos y el sistema de distribución en relativo buen estado y en forma adecuada para el cumplimiento de sus funciones.

Todos los sistemas de presión alta e intermedia de la Sociedad son de acero soldado. Aproximadamente el 55.1% del sistema de presión media es de acero soldado, y el 44,9% de polietileno. Alrededor del 85% del sistema de presión media de acero, tiene menos de veinte años de antigüedad, lo que es relativamente moderno según los parámetros de la industria. Aproximadamente el 55% del sistema de presión intermedia tiene menos de 30 años de antigüedad y casi la totalidad del sistema de alta presión tiene menos de 34 años de antigüedad. Toda la cañería principal de acero y las instalaciones de acero asociadas cuentan con protección catódica. Actualmente el nivel de protección es tal que a diciembre de 2000 el 98% del sistema de acero tenía un umbral de protección por arriba de los 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia. Casi la totalidad del sistema de baja presión es de hierro fundido. Aproximadamente el 63% de los sistemas de baja presión de hierro tienen menos de 45 años de antigüedad. La política actual de la Sociedad incluye planes de reemplazo de una parte importante del sistema de baja presión, con sistemas de cañería de polietileno de presión media, que es anticorrosivo y goza de otras ventajas operativas sobre la cañería de acero. Desde la Fecha de Toma de Posesión, la Sociedad ha aumentado los sistemas de distribución de aproximadamente 11.182 km a aproximadamente 15.022 km , Este aumento principalmente se debe al sistema de expansión, con la mayoría de la expansión llevada a cabo con cañería de polietileno de media presión.

Además de la cañería principal de distribución y las redes, el sistema de distribución incluye 327 estaciones de reducción de presión, No existen limitaciones significativas en la capacidad del sistema de distribución, en relación a los servicios prestados a los actuales clientes.

Para el período 1998-2002, la Sociedad ha comenzado dos grandes proyectos: (i) un proyecto de expansión de redes que consiste en la construcción de 480 km de polietileno de media presión por año y (ii) un proyecto de refuerzo en la alimentación de la ciudad de Buenos Aires que consiste en la construcción de un gasoducto de alta presión de 60 km de longitud para reforzar el anillo del sistema de alta presión y permitirá implementar un programa de reducción de presiones en los tramos que por la antigüedad y el estado general de la cañería así lo requiera; como también satisfacerá la ascendiente demanda de nuestros clientes.

Mantenimiento

Con posterioridad a la privatización, la administración de la Sociedad priorizó los trabajos tendientes a garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema de distribución. La Sociedad finalizó la revisión de todos los reguladores y controladores localizados en las estaciones reguladoras de presión y han sido reemplazados o reparados según fuese necesario. La Sociedad, asimismo, llevó a cabo un estudio global en la totalidad del sistema para detectar escapes de gas y descubrió que el sistema tiene un promedio de pérdidas de gas comparable con los parámetros internacionales. En 1998, MetroGAS instaló 22 estaciones reguladoras de presión. La Sociedad se encuentra realizando un mantenimiento de riesgo basado en el análisis de las estaciones reguladoras de presión y renovó 21 de ellas durante 1999 y 2000.

A fin de asegurar la integridad del sistema de distribución, se han introducido cambios para dividir medidas preventivas de mantenimiento y correctivas. Las medidas de mantenimiento correctivas están actualmente integradas dentro del nuevo Centro de Servicios, el que reúne numerosas actividades relacionadas al servicio al cliente. El Centro de Servicios es el canal más significativo de comunicación con el cliente, particularmente en casos de emergencia. Los costos, la calidad y la velocidad del servicio son por lo tanto aspectos sustanciales de esta función.

Se ha llevado a cabo un intenso entrenamiento multifuncional en seguridad y operaciones y el mismo continuará durante el año 2000 con miras a tener un equipo que mejorará el servicio al cliente a un bajo costo. El entrenamiento de mantenimiento se centra en la prevención más que en la corrección y en actividades tendientes a minimizar los riesgos.

Las actividades de mantenimiento preventivo tienen como objetivo minimizar el riesgo de fallas en el sistema. Estas actividades están conectadas directamente con el programa de inversiones de la Sociedad (reemplazo de tuberías e instalaciones de nuevas tuberías, servicios y regulaciones de plantas). Además, el mantenimiento preventivo es responsable del sistema de actividades de mantenimiento programadas y no programadas. La inversión en mantenimiento preventivo permitió que MetroGAS lograra estabilizar el índice de escapes denunciados por el público relativos a emergencias cada 100 km de red. Durante 1998, 1999 y 2000, dicho índice fue de 77, 56 y 61, respectivamente.

Entre diciembre de 1992 y diciembre de 2000 MetroGAS reemplazó 822,9 kilómetros de cañerías de hierro, 110 kilómetros de cañerías de acero y, 7,7 kilómetros de cañerías de PVC (representando un 100% de reemplazo).

El sistema de medición de la Sociedad comprende aproximadamente 1.150 medidores industriales, aproximadamente 20.000 medidores comerciales y aproximadamente 1,89 millones de medidores residenciales. Se ha introducido un nuevo sistema de medidores con correctores de temperatura y presión para grandes clientes con el objeto de posibilitar el monitoreo a control remoto y el control de distribución, incluyendo la posibilidad de controlar la interrupción de clientes con contratos de suministro interrumpible durante los períodos de demanda pico en invierno. La Sociedad comenzó a investigar los medidores comerciales durante el tercer trimestre de 1995 en un esfuerzo para reducir la inseguridad de los medidores. Durante el año 2000 el plan de reemplazo abarcó el recalibramiento de 163 medidores de grandes consumidores.

La dirección de la Sociedad cree que las mejoras en la medición y el sistema de monitoreo podrían reducir significativamente las pérdidas de gas (la diferencia entre la cantidad de gas recibida de la compañía transportadora en el acceso a la ciudad y la cantidad vendida).

La Sociedad continuará con las actividades de mantenimiento para asegurar un sistema de distribución de gas confiable y seguro.

Inversiones Obligatorias

La Sociedad se encuentra obligada por la Licencia a mantener el sistema en buen estado. Históricamente, cuestiones tales como seguridad, diseño, mantenimiento y funcionamiento estaban reguladas en las Normas Técnicas de GdE, las que están basadas principalmente en el "Code of Federal Regulations" de los Estados Unidos de América, Título 49, Artículos 190-192, del año 1976, con algunas modificaciones para las condiciones locales e inclusión de algunos estándares Europeos. Luego de la privatización de GdE, el Gobierno requirió que el sistema de la Sociedad sea adaptado a los "Federal Standards Nº 49", del año 1991, vigentes en los Estados Unidos de América. De acuerdo con la Licencia, la Sociedad, como las demás compañías distribuidoras y transportadoras privatizadas, debió efectuar ciertas inversiones iniciales de capital durante 1993 – 1997 para satisfacer estos requerimientos (las "Inversiones Obligatorias") durante sus primeros cinco años de operaciones.

El costo de las Inversiones Obligatorias de la Sociedad, según lo establecido en el Pliego, fue de aproximadamente U$S99,0 millones. Era obligatorio para la Sociedad llevar a cabo las Inversiones Obligatorias especificadas en la Licencia, independientemente del costo de las mismas. El incumplimiento en la realización de las Inversiones Obligatorias podía resultar en la revocación de la Licencia. El ENARGAS está autorizado para imponer multas a las compañías transportadoras y distribuidoras que hayan incumplido en efectuar las Inversiones Obligatorias. El ENARGAS ha aprobado el cumplimiento por parte de la Sociedad del Programa de Inversiones Obligatorias.

Factor de Inversión "K"

El Factor de Inversión "K" corresponde a los proyectos de inversión en confiabilidad, seguridad y expansión del sistema. La aplicación del Factor de Inversión "K" se utiliza para asegurar a la Sociedad el recupero de una tasa de retorno razonable en sus futuras inversiones. El ENARGAS estableció dicha tasa en un 13,1% anual por la restante duración de la Licencia. Este mecanismo permite a la Sociedad expandir sus servicios en áreas de bajos ingresos en donde dicha expansión no sería rentable si fuese realizada de otra manera. Este factor se aplica al margen de distribución correspondientes a los usuarios de las categorías residencial, pequeños y medianos consumidores comerciales e industriales (general P y general G), y servicios de GNC. La implementación del Factor de Inversión "K", se incluye en las tarifas luego de que MetroGAS haya presentado sus proyectos de inversión, sean autorizados por el ENARGAS y la Sociedad haya completado el proyecto de inversión y permita comenzar a prestar el servicio a los usuarios.

En relación con el proceso de revisión quinquenal de tarifas para la determinación del Factor K el ENARGAS aprobó los proyectos presentados por MetroGAS por un monto total de $109,8 millones por el período 1998 – 2002, incluyendo los 60 km de 30" de diámetro del gasoducto Retiro - Buchanan. El Factor de Inversión "K" para el quinquenio 1998/2002 asciende a 6,6%, 4,8% y 5,7% aplicable a los usuarios de las categorías residencial, pequeños y GNC, respectivamente.

En los cuadros tarifarios vigentes a partir del 1º de julio de 1998 hasta el 1º de enero de 2001, el ENARGAS reconoció a la Sociedad el cumplimiento de las obras relacionadas con la expansión de redes de 1998, 1999 y 2000, otorgándosele el Factor de Inversión "K" porcentual previsto oportunamente. No obstante ello, la Sociedad le ha requerido al ENARGAS revisar la metodología utilizada para aplicar el Factor K a las tarifas, ya que este factor no ha sido aplicado sobre márgenes de distribución homogéneos como se había previsto cuando fue originalmente determinado. Las tarifas que fueron tomadas en cuenta para el Factor de Inversión "K" presentado al ENARGAS, contienen diferentes componentes de transporte de los contenidos en las tarifas aplicadas al 1° de enero de 1998 y no contienen el Factor de Eficiencia "X" aplicado a las tarifas al 1° de enero de 1998. Por lo tanto, los márgenes de distribución aplicados a los cuales los porcentajes del Factor de Inversión "K" han sido aplicados fueron menores. Véase "Tarifas – Ajuste Quinquenal".

Suministro de Gas y Transporte

Precio y Contratos de Compra de Gas

Antes de la privatización de GdE, el Gobierno hizo celebrar varios contratos de suministro de gas entre GdE e YPF. Esos contratos de suministro de gas fueron asignados a una o más compañías de distribución a fin de proveerles acceso al suministro de gas al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, de acuerdo a los requisitos de sus respectivos suministros de gas anticipado y para evitar la interrupción del suministro de gas a los usuarios luego de la privatización de GdE. Como parte de la transferencia de activos de GdE a las compañías distribuidoras, le fueron asignados a la Sociedad derechos de acuerdo con dos contratos de provisión: (1) un contrato de compra de gas de fecha 18 de noviembre de 1991 entre GdE e YPF (que posteriormente realizó una cesión parcial de los derechos emergentes del mismo a ciertos productores privados que habían adquirido una participación mayoritaria en áreas operadas inicialmente por YPF) (el "Contrato de la Cuenca Austral"); y (2) un contrato celebrado entre GdE e YPF específicamente para su cesión a la Sociedad (el "Contrato de la Cuenca Neuquina").

Desregulación de los Precios del Gas

Los precios del gas natural en boca de pozo se desregularon de acuerdo con la Ley del Gas mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2731/93, a partir del 1º de enero de 1994. En consecuencia, el precio del gas, bajo los nuevos contratos de suministro de la Sociedad y los contratos de suministro renegociados, generalmente aumentaron, con relación al precio regulado anterior de U$S0,97 por MMBTU, a un promedio ponderado de aproximadamente U$S1,3 por MMBTU para diciembre de 2000.

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

Según se expone más detalladamente en "Tarifas - Ajustes Semestrales", la Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de gas serán ajustadas para reflejar los cambios en el costo del gas comprado y de los servicios de transporte contratados. Los ajustes de las tarifas basados en los cambios en el precio del gas se producen en mayo y octubre. La Sociedad debe remitir sus contratos de compra de gas al ENARGAS para fundamentar un pedido de ajustes de tarifas basado en cantidades estimadas a ser compradas a precios establecidos bajo cada uno de dichos contratos durante el siguiente período tarifario. En varias ocasiones la Sociedad y el ENARGAS han discrepado acerca del ajuste tarifario que refleje los aumentos en el precio del gas, debido a que el ENARGAS denegó parcialmente o demoró la aplicación de los aumentos en las tarifas basados en los incrementos en el precio del gas acordados contractualmente. Véase "Marco Regulatorio".

Contratos Actuales de Compra de Gas

Los contratos de compra de gas de la Sociedad actualmente en vigencia le otorgan el derecho de comprar aproximadamente un promedio durante los meses de invierno de 19,5 MMMC (688,6 MMPC) de gas diarios, de los cuales 16,0 MMMC (565,0 MMPC) o el 82,1% diarios, fueron contratados mediante un compromiso "take-or-pay". Mientras que la mayoría del gas se entrega a los clientes de la Sociedad, ésta también suministra gas a TGS para la extracción de líquidos y a las compañías de transporte como pago en especie por las pérdidas en el transporte y la compresión.

El cuadro siguiente indica la cantidad total de gas contratado al 31 de diciembre de 2000, incluyendo los contratos de largo plazo, durante los años y estaciones que se indican, y los correspondientes compromisos de compra (take-or-pay) de la Sociedad bajo dichos contratos:

Contratos de Suministro de Gas

(en MMMC /día)


	2000 MMMC/día	2001 MMMC/día	2002 MMMC/día	2003 MMMC/día	2004 MMMC/día
Volúmenes diarios contratados actualmente:
Verano (oct. a abril) (a)	16,4	13,0	11,7	11,2	7,6
Invierno (mayo a sept.)	19,5	14,1	13,1	12,5	7,0
Volúmenes de compras mínimas comprometidas "take-or-pay":
Verano (oct. a abril) (a)	10,8	8,9	7,9	7,4	4,3
Invierno (mayo a sept.)	16,0	12,1	11,2	10,7	6,0
Cantidades comprometidas por año (en millones de Pesos)	232,8	178,4	157,7	151,3	93,6

______

Nota:

(a) Si los volúmenes diarios contratados de la Sociedad durante el verano son por debajo de la demanda esperada, la Sociedad espera comprar gas adicional en el mercado spot para la venta en los meses de verano.

Desde el 1° de mayo de 1999 (fecha de finalización de los contratos celebrados con YPF en 1994) la cartera de los productores de gas natural se ha modificado con la compra de gas a YPF, disminuida de un 55% a un 21% del total del monto comprado y la incorporación del consorcio formado por Total Austral S.A. ("Total Austral"), Pan American Energy LLC ("Pan American"), Wintershall Energía S.A. (36%) y Pan American Energy LLC (10%). Los contratos con Perez Companc (10%), Petrolera Santa Fe (8%) y otros productores se mantienen vigentes.

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

El contrato con YPF estipula variaciones estacionales significativas en los volúmenes diarios programados de gas que permiten una correspondiente reducción en los compromisos take-or-pay durante los meses más cálidos. Los compromisos take-or-pay de la Sociedad establecidos en los otros contratos de suministro, generalmente oscilan entre el 80% y 90% de las cantidades diarias contratadas dependiendo de la estación del año y la cuenca productora de gas. Durante los meses de invierno los compromisos take-or-pay son generalmente mayores. Los contratos de suministro de la Cuenca Neuquina contienen generalmente compromisos take-or-pay por volúmenes inferiores a los contratos para gas producido en otras cuencas como resultado del suministro abundante de gas de esa cuenca, los costos de transporte más bajos hasta el área de servicio de la Sociedad y las instalaciones de transporte superiores. Los contratos de compra de gas le permiten a la Sociedad recuperar todos los montos pagados como resultado de la responsabilidad asumida por los compromisos take-or-pay frente a los proveedores de gas, dentro de períodos de tres o doce meses, tomando cantidades adicionales de gas en exceso de los volúmenes mínimos diarios fijados contractualmente. La Sociedad cree que es improbable que los compromisos take-or-pay en sus contratos de suministro de gas resulten en alguna responsabilidad significativa por gas no tomado. Desde 1993 a 2000, la Sociedad no incurrió en obligaciones de take-or-pay de acuerdo con los términos de sus contratos de compra de gas que no haya podido recuperar, tomando posteriormente, sin incurrir en costos adicionales para la Sociedad, las cantidades de gas previamente pagadas pero no adquiridas. La responsabilidad de la Sociedad por los compromisos take-or-pay, de todos modos, se ve afectada por una serie de factores que no están bajo el control de la Sociedad.

El 8 de enero de 1999, la Sociedad celebró un contrato con Total Austral S.A. (el "Contrato Total"). El Contrato Total se divide en dos tramos mediante los cuales se comprometen a entregar a la Sociedad 4,7 MMMC de gas natural por día. El Contrato Total está vigente desde el 1º de mayo de 1999 y la obligación de Total Austral de suministrar gas natural se reducirá en 400 MMMC en el 2001 y el compromiso restante de entregar 3,7 MMMC de gas natural por día vencerá el 1° de marzo de 2006. Este contrato también incluye reducciones estacionales significativas en los compromisos de take-or-pay durante los meses de verano. Los compromisos de take-or-pay de la Sociedad, bajo este Contrato Total, oscilan entre el 70% y el 85% y entre el 10% y el 90% de las cantidades contratadas por mes, respectivamente. Los compromisos de delivery-or-pay de Total Austral S.A., bajo este contrato, son de 4,7 MMMC de gas natural por día.

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

La Sociedad ha celebrado dos contratos comerciales con YPF. El primer contrato otorga a MetroGAS 0,4 MMC y 1,2 MMMC de gas natural por día durante el verano y el invierno, respectivamente, de la Cuenca Neuquina. El segundo contrato otorga a MetroGAS 2,0 MMMC de gas natural por día del Contrato Austral. Ambos contratos se encuentran vigentes desde el 1º de mayo de 1999 y vencen el 30 de abril del 2004 y el 15 de febrero de 2004, respectivamente. Los contratos con YPF también otorgan reducciones estacionales significativas en los compromisos de take-or-pay durante los meses más cálidos. Los compromisos take-or-pay de la Sociedad bajo estos contratos son 80% de la Cuenca Neuquina y 90% del contrato de cuenca Austral. Los compromisos de YPF delivery-or-pay son 0,4 MMMC y 1,2 MMMC de gas natural por día para el primer contrato y 2,0 MMMC para el segundo.

Perez Companc, la tercera compañía argentina productora de petróleo y gas de Argentina, es también el tercer proveedor más importante de la Sociedad, suministrando aproximadamente el 10% de los requerimientos de MetroGAS para el año 2000. La Sociedad también tiene contratos de compra de gas con una cantidad de otros proveedores de gas natural en Argentina.

Algunos contratos de compra de gas de la Sociedad generalmente contienen disposiciones que le permiten minimizar el riesgo de incurrir en responsabilidades monetarias bajo sus obligaciones de take-or-pay frente a sus proveedores en el caso que las centrales eléctricas compren directamente gas a los proveedores de gas. Estos contratos generalmente prevén reducciones proporcionales en dichos compromisos en caso que la demanda de la centrales eléctricas disminuya por debajo de 6,0 MMMC de gas diarios. A su vez también permiten que la Sociedad reduzca las cantidades diarias contratadas y las cantidades take-or-pay en un volumen equivalente a cualquier compra directa al proveedor de gas por parte de un cliente dentro del área de servicio de la Sociedad. Véase en esta sección "Derechos de Bypass".

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

Durante el año 2000, la Sociedad ejerció sus opciones bajo los contratos de compra de gas natural a fin de adecuar los volúmenes contratados a la demanda de gas natural, optimizando así el servicio ofrecido a los clientes y motivando el uso intensivo del gas en múltiples aplicaciones.

La Sociedad acordó con sus proveedores de gas la forma en que encararán un eventual rechazo del ENARGAS al traslado de un aumento de precios contratado. En general, los contratos de suministro de gas de la Sociedad establecen procedimientos que permiten a la Sociedad diferir el pago de aumentos en los precios de gas que legalmente no pueden ser trasladados a los clientes, requiriendo que la Sociedad y el proveedor renegocien el precio. No es posible predecir los resultados de estos procedimientos que aún no han sido testeados, si no fueran aplicados por la Sociedad. Véase "Relaciones con la Autoridad de Control".

Limitaciones de los Contratos de Suministro a Corto Plazo

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2731/93 también estableció un sistema por el cual todos los contratos de compra y venta de gas se clasifican en el mercado de gas natural como de corto plazo o de largo plazo, dependiendo si su duración es superior o inferior a los seis meses. Este Decreto requiere que los vendedores y compradores de gas natural se inscriban en un registro especial y determina varias obligaciones de información en cuanto a volúmenes, precios, puntos de envío y de entrega y la ausencia de cláusulas que restrinjan o desvirtúen la competencia. La Secretaría de Energía debe asignarle el carácter de confidencial a toda la información proporcionada de acuerdo con estos requisitos. En virtud de estas reglamentaciones, las compañías de distribución (incluyendo a la Sociedad) están autorizadas a adquirir no más del 20% de su suministro de gas en el mercado de gas natural a corto plazo. La Secretaría de Energía puede dispensar el límite para las compras en el mercado de corto plazo en caso de fuerza mayor, pudiendo ser aumentado a un 40% si la libre competencia se incrementa en ese mismo mercado.

Desde principios de 1999, la Sociedad está realizando compras en el mercado "spot" y desde mayo se ha adherido al Decreto N° 1020 por medio del cual, dependiendo del precio de compra y los precios publicados por el ENARGAS, comparte con los clientes el 50% de los beneficios o de las pérdidas que resultan de las diferencias de dichos precios. El volumen comprado en el mercado "spot" durante 1999 y 2000, representa aproximadamente el 7% y el 11%, respectivamente, sobre el volumen total de gas comprado.

Contratos de Transporte de Gas

General

Dos compañías de transporte de gas, TGS y TGN, fueron creadas con motivo de la privatización de GdE. Las compañías de transporte están reguladas por el ENARGAS y deben proporcionar el servicio de transporte a los clientes de acuerdo con los términos de sus respectivas licencias, la Ley del Gas y otras reglamentaciones. Las compañías transportadoras no están autorizadas a comprar el gas para su reventa. La Sociedad y otras distribuidoras compran el gas directamente a los productores para la reventa a los clientes.

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

La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada. En consecuencia, es importante que las compañías de distribución logren un equilibrio entre sus compromisos de transporte firme y la demanda de gas anticipada dentro de sus respectivas áreas de servicio. Por el contrario, los servicios de transporte interrumpible se suministran sobre la base de que la compañía transportadora transportará el gas cuando y en caso de que se encuentre capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, la Sociedad se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras el gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta el año 2000 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto es aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por la Sociedad.

La capacidad de transporte de gas de las compañías transportadoras en la Argentina luego de las expansiones de capacidad realizadas por dichas compañías, es generalmente adecuada como para permitir a la Sociedad satisfacer las demandas, en días pico, de sus clientes con servicio ininterrumpible. No obstante, la Sociedad, como otras distribuidoras, normalmente interrumpirá el suministro a algunas centrales eléctricas y a otros grandes clientes industriales en los períodos pico a fin de satisfacer las demandas del servicio ininterrumpible básico. La Sociedad cumplió con la demanda de servicio ininterrumpible durante los inviernos desde 1995 a 2000.

Derechos de Transporte en General

Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad tenía una capacidad de transporte en firme para distribución y procesamiento de líquidos total de 21,7 MMMC (765,6 MMPC) por día lo que representa un 23% de aumento por sobre el nivel inicial al 1º de enero de 1993. Mientras que la Sociedad transporta gas principalmente con TGS, comenzó a transportar gas con TGN en 1994. La Sociedad ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme adquiriendo una parte significativa de la capacidad de transporte recientemente construida por TGS y TGN, y mediante acuerdos complementarios con otros titulares de derechos de capacidad de transporte. Asimismo, la Sociedad ha celebrado varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de transporte existente, y también ha adquirido el derecho de utilizar capacidad de transporte en firme de terceros sobre una base interrumpible, posibilitando, de este modo, ventas anuales totales superiores y la posibilidad de satisfacer mejor la demanda de clientes no interrumpibles durante los períodos pico.

Los contratos de transporte en firme de la Sociedad con TGS y TGN contienen ciertos derechos que disminuyen parcialmente el riesgo de Bypass completo de la Sociedad. Bajo dichos contratos, si un cliente de la Sociedad celebra un contrato de transporte en firme con una compañía de transporte (ya sea directamente con una compañía de transporte o con un tercero, ya sea productor o vendedor de gas), la Sociedad tendrá el derecho de reducir su compromiso de transporte en firme con dicha compañía de transporte hasta la cantidad del servicio disminuido entre la Sociedad y el cliente. Véase "Derechos de Bypass y Competencia".

Derechos de Transporte con TGS

Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad tiene contratada capacidad en firme disponible con TGS, para distribución y procesamiento de líquidos, por aproximadamente 20,7 MMMC por día, a través de cuatro contratos vigentes a ese momento.

El principal contrato de transporte otorga a la Sociedad el transporte firme de 17,1 MMMC de gas por día desde las siguientes áreas de producción: Neuquén: 11,3 MMMC; Tierra del Fuego: 3,4 MMMC y Santa Cruz: 2,0 MMMC. Este contrato incluye 0,4 MMMC por día de capacidad de transporte en firme para el transporte de gas natural a la planta separadora de gas líquido de TGS cerca de Bahía Blanca, en la Provincia de Buenos Aires. Este contrato expira el 1º de mayo del 2014. Véase "Clientes y Mercados – Procesamiento de Gas Natural".

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

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

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

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

La Sociedad celebró en mayo de 1997 un acuerdo con Perez Companc, por el cual, la Sociedad cedió a Perez Companc su capacidad de transporte en firme contratada a TGS de 3,0 MMMC de gas natural por día durante un período de 17 años a partir del 1º de mayo de 1997. El contrato expira en el mes de mayo del año 2014. El acuerdo, asimismo, autoriza a la Sociedad a usar dicha capacidad durante los meses de invierno por hasta un máximo de 96,0 MMMC de gas durante el período invernal.

Derechos de Transporte con TGN

MetroGAS ha adoptado la estrategia de adquirir capacidad de transporte en firme para distribución en cada sistema de transporte en la Argentina y tiene en la actualidad capacidad de transporte en firme por aproximadamente 1,0 MMMC por día con TGN.

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

El 1° de junio de 1996 la Sociedad contrató con TGN por 0,5 MMMC de capacidad de transporte en firme por día. El acuerdo con TGN prevé dos contratos, uno el cual es por una capacidad de transporte en firme de 0,4 MMMC por día con vencimiento en mayo del 2006 y el otro por 0,1 MMMC por día con vencimiento en el 2006.

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

Otros Derechos de Transporte

La Sociedad también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad interrumpible desde Neuquén por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le asegura a la Sociedad un mínimo de 2,5 MMMC de gas por día. Conforme a este contrato, la Sociedad ha acordado determinadas obligaciones de "embarque o pago" a una tarifa reducida.

Balance final de transporte

Con el objeto de enfrentar una demanda pico estimada de aproximadamente 24,4 MMMC diarios de servicio firme durante los meses de mayo a septiembre de 2000 la Sociedad aumentó su capacidad de transporte en firme total a 21,7 MMMC de gas natural diarios. Durante el año 2000, la capacidad contratada en firme para distribución y procesamiento de gas por la Sociedad, resultó apropiada para satisfacer la demanda en invierno. Durante los meses de invierno de 2000 (mayo a septiembre) las entregas en días pico excedieron 9 días la capacidad de transporte en firme contratada. El factor de carga de la Sociedad para el año 2000 fue de 93,3%, para 1999 fue de 84,1% y para 1998 fue de 67,3%, como resultado de un incremento de la disponibilidad de energía hidroeléctrica durante el primer semestre de 1998. De conformidad a la Licencia, la Sociedad no puede recuperar en sus tarifas el costo de la capacidad de transporte que no puede utilizar.

Tarifas

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

El distribuidor puede ofrecer descuentos sobre sus tarifas fijadas y aprobadas que reflejen una reducción en su margen de ganancia, siempre que dichos descuentos no sean efectuados de una manera discriminatoria y que la tarifa resultante del descuento no quede por debajo de los costos del distribuidor. La inexistencia de ganancias como resultado del descuento no podrá recuperarse de otros clientes.

Tarifas Actuales

Las tarifas son calculadas en Dólares Estadounidenses y se expresan en Pesos a la tasa de conversión determinada en la Ley de Convertibilidad, o sea un Peso por Dólar. A partir del 1º de enero de 1998 las tarifas han sido fijadas por un segundo período de cinco años que finalizará el 31 de diciembre del año 2002, sujeto a ajustes según se explica a continuación. Las tarifas se ajustan dos veces al año para reflejar las modificaciones en el PPI. La Sociedad no está protegida contra las variaciones de inflación divergentes entre los Estados Unidos de América y Argentina. Si bien se ha producido una significativa disminución en la tasa de inflación en la Argentina, desde la Ley de Convertibilidad las tasas anuales promedio de inflación han sido superiores a las de los Estados Unidos de América. A causa de que los costos de la Sociedad se incurren principalmente en Pesos, y sus ventas están sujetas al PPI los costos de la Sociedad se han visto afectados por una tasa de inflación superior a las de sus ingresos. Como resultado de ello, una falla en el tipo de cambio Peso-Dólar para compensar cualquier exceso en las tasas de inflación de Argentina sobre las tasas de inflación de Estados Unidos de América podría tener un efecto sustancialmente adverso en la situación financiera y resultados de las operaciones de MetroGAS.

MetroGAS tiene ahora dos cuadros tarifarios, uno corresponde a la Capital Federal y el otro a la Provincia de Buenos Aires. Ello se debe a que las tarifas de gas, a partir de julio de 1998, fueron dictadas por el ENARGAS netas del Impuesto a los Ingresos Brutos. Este impuesto es un costo para las distribuidoras de gas y estaba contemplado dentro de las tarifas originales al 1º de enero de 1993. A partir de esta última fecha las distintas jurisdicciones provinciales fueron variando las alícuotas del tributo, y en algunos casos su base imponible. Ello motivó que, a raíz del principio contemplado en la Ley Nº 24.076 artículo 41º: "La metodología reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas", el ENARGAS autorizara a facturar a los clientes en líneas separadas dichas variaciones. Ahora bien, desde el 1º de julio de 1998 las tarifas ya no contienen este impuesto, el cual se factura por completo en línea separada a los clientes. El nivel de ingresos totales de las distribuidoras de gas no se ve afectado por esta modificación.

Las tarifas de la Sociedad, aprobadas por el ENARGAS, difieren para cada categoría de clientes. Véase "Clientes y Mercados". El siguiente cuadro muestra las tarifas máximas vigentes a partir del 1º de enero de 2001 para cada categoría de clientes y jurisdicción.


RESIDENCIAL		Cargo fijo en $	Cargo por m3 de consumo en $	Factura mínima en $
Residencial	Capital Federal Prov. De Bs.As.	7.740052 7.778999	0.149070 0.152876	13.045166 13.170109
SERVICIO GENERAL (1) (P)		Cargo fijo	Cargo por m3 de consumo			Factura
			0 a 1.000 m3	1.001 a 9.000 m3	más de 9.000 m3	mínima
Capital Federal Pequeño Prov. de Bs.As.		10.952124 11.008887	0.139330 0.142497	0.130381 0.133483	0.121410 0.124495	12.928439 13.005683
SERVICIO GENERAL (1) G		Cargo fijo	Cargo por m3/día	Cargo por m3 consumido
(Ind, Com, E.P)			(2)	0 a 5.000 m3	más de 5.000 m3
	Capital Federal Prov. De Bs.As.	10.679295 10.734343	1.006691 1.028992	0.087138 0.088718	0.081312 0.082862
GRANDES USUARIOS (1)		Cargo fijo	ID FD (3)		IT FT (4)
			Cargo por m3/día (2)	Cargo por m3 Consumido	Cargo por m3/día (2)	Cargo por m3 consumido
ID/IT (Ind, Com, E.P)	Capital Federal Prov. De Bs.As.	11.200801 11.258537		0.082377 0.084535		0.075249 0.077371
FD/FT (Centrales Eléctricas)	Capital Federal Prov. De Bs.As.	11.200801 11.258537	0.618001 0.638298	0.082955 0.084515	0.567090 0.587124	0.075828 0.077351
OTROS USUARIOS		Cargo fijo	Subdistribuidores	Expendedores GNC
			Cargo por m3 consumido
Sub-distribuidor	Capital Federal Prov. De Bs.As.	10.679295 10.734343	0.094075 0.096529
GNC	Capital Federal Prov. De Bs.As	10.999197 11.056821		0.096888 0.099202

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Notas:

(1) Los usuarios tienen derecho a elegir el servicio y régimen tarifario aplicable, siempre que se contraten los siguientes mínimos: G: 1.000 m3/día FD-FT: 10.000 m3/día ID-IT: 3.000.000 m3/año y sujeto a disponibilidad del servicio. Las tarifas ID o IT no requieren cargo por reserva de capacidad. las tarifas FD y FT requieren cargo por reserva de capacidad más cargo por m3 consumido.

(2) Cargo mensual por cada m3 diario de capacidad de transporte reservada.

(3) Los usuarios conectados a las redes de distribución.

(4) Los usuarios conectados a los gasoductos troncales.

Ajustes Semestrales

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de los distribuidores sean ajustadas semestralmente para trasladar los cambios en el costo de gas, la tasa de inflación reflejada por el PPI. El objeto de efectuar dichos ajustes es que el distribuidor recupere ni más ni menos que sus costos reales de compra, transporte y distribución de gas.

Los mecanismos de los ajustes periódicos están especificados en la Licencia. Las tarifas son ajustadas en mayo (para el período de cinco meses de invierno) y en octubre (para el período de siete meses de verano) para reflejar las modificaciones proyectadas en el costo de compra del gas. Se requiere que la Sociedad tome en cuenta las diferencias entre el costo proyectado de gas y el costo real, incurrido en forma prudente, junto con cualquier diferencia que haya tenido lugar durante ese período, más intereses, siendo cargados o acreditados al cliente, según corresponda, a través de un ajuste tarifario. Las tarifas también son ajustadas dos veces al año, en enero y julio, para reflejar modificaciones en el PPI. Las tarifas de la Sociedad también pueden ser ajustadas en enero y en julio, mediante notificación al ENARGAS y, de no mediar objeción del ENARGAS al respecto, para reflejar los cambios en las tarifas de las compañías transportadoras de acuerdo con las licencias de transporte. Una reducción en las tarifas de transporte resultaría en una reducción correspondiente en las tarifas de la Sociedad. La Sociedad puede solicitar un ajuste en las tarifas para reflejar hechos imprevistos o causas de fuerza mayor o para reflejar cambios en los impuestos sobre las tarifas. La Ley del Gas estipula que los clientes pueden solicitar una reducción de tarifas, si esta se justificara por circunstancias objetivas y justificadas.

La Ley del Gas y la Licencia autorizan a la Sociedad a trasladar a los clientes el costo de la compra del gas mediante el ajuste de la tarifa al cliente final para reflejar cualquier modificación en los costos reales del gas comprado durante cada período tarifario. No obstante, el ENARGAS puede limitar el traslado de dichos costos en la medida que determine que dicho costo excede los precios negociados por otras compañías distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Gobierno dictó un Decreto (Nº 1411/94) que faculta al ENARGAS para limitar el traslado a tarifas de aumentos a los precios del gas a precios que no sean más altos que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado en condiciones equivalentes de la misma cuenca, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo.

Limitaciones al "pass-through" del gas

El ENARGAS ha impedido el normal funcionamiento del sistema de "pass-through" que prevé la Licencia para el traslado del costo del gas en las tarifas. En efecto, el artículo 37º del Decreto Nº 1738/92, reglamentario de la Ley del Gas, expresa: "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". Apartándose de esta norma, el ENARGAS ha desconocido los valores reales de las compras de MetroGAS facturadas por sus proveedores, y ha reemplazado su consideración por un cómputo técnico de compras o carga óptima, no contemplado en el Marco Regulatorio. “Véase “Relaciones con la Autoridad de Control”.

Ajustes Quinquenales

De acuerdo con los términos de la Ley del Gas, sus regulaciones y las disposiciones pertinentes y fórmulas contenidas en la Licencia, el ENARGAS es responsable de determinar las tarifas de distribución que tendrán vigencia durante cada período de cinco años subsiguiente al período inicial de cinco años que finalizó el 31 de diciembre de 1997. Dicha determinación debe realizarse sobre la base de cierta normativa que el ENARGAS debiera haber dictado el 28 de diciembre de 1995, a más tardar, pero que no fuera dictada sino algunos meses atrás. La Ley del Gas requiere que, al determinar dicha normativa el ENARGAS debe otorgar a las compañías (1) la oportunidad para obtener ingresos suficientes para recuperar todos los costos propios de la operación que resulten razonablemente aplicables al servicio, impuestos y depreciación y (2) una tasa razonable de retorno, determinada en relación a la tasa de retorno de negocios con riesgos, eficiencia y calidad de servicios comparables.

La metodología de fijación de tarifas contemplada por la Ley del Gas y la Licencia es el modelo de “precio tope con revisión periódica”. Esta metodología ha sido adoptada por algunos otros países y comúnmente se hace referencia a ella por su expresión matemática “PPI-X+K”. Dado que el indicador de mercado internacional seleccionado por Argentina fue el Indice de Precios del Productor de los Estados Unidos publicado por el “Bureau of Labor Statistics, U.S. Depratament of Labor”, la fórmula de ajuste de tarifa argentina está más correctamente expresada así: “”PPI-X+K”. La metodología de fijación de tarifas difiere de la forma de regulación de las empresas de servicios públicos utilizada en los Estados Unidos, principalmente respecto de la extensión del período entre revisiones regulatorias y en el hecho de que su tendencia es proyectar hacia el futuro más que basarse en costos históricos.

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

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

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

El ENARGAS por Resolución Nº 557 del 5 de enero de 1998 ajustó las tarifas de MetroGAS a partir del 1º de enero de 1998 de la siguiente forma: a) aplicó el aumento del índice PPI por 0,9456% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas; b) estableció la rebaja correspondiente al Factor de Eficiencia X por 4,7% sobre el componente margen de distribución de las tarifas; y c) reconoció la necesidad que tuvo la Sociedad de contratar un volumen adicional de transporte para atender la demanda ininterrumpible en las condiciones más críticas invernales.

A su vez, por Resolución Nº 667 del 6 de julio de 1998 el ENARGAS modificó las tarifas de MetroGAS a partir del 1º de julio de 1998 tal como se indica: a) actualizó los componentes de transporte y distribución de la tarifa por la variación del PPI, de lo que surgió una rebaja del 2,42%; y b) aplicó el Factor K resultante de las inversiones programadas y habilitadas, lo que significó un aumento en los márgenes de distribución de: Residenciales 0,61%, SGP 0,44%, y GNC 0,53%;aprobando el Factor de Inversión "K" para el segundo semestre de 1998. Con relación al factor "K" el ENARGAS aprobó los proyectos presentados por MetroGAS por un monto total de $109,8 millones relacionados con la construcción de extensiones en la conexión de gas natural, posibilitando en el término de cinco años, la incorporación de aproximadamente 40.000 nuevos clientes, lo cual no hubiera podido llevarse a cabo de otra manera. La construcción del Gasoducto Buchanan‑Retiro facilitará la continuidad del servicio a los clientes durante los meses de invierno de mayor demanda. Asimismo, como parte de la revisión de las tarifas por cinco años, el ENARGAS le aceptó a MetroGAS que trasladara los ajustes de los componentes de transporte a las tarifas, permitiendo el recupero de los costos futuros relacionados con la capacidad adicional de transporte contratada a fin de satisfacer las demandas "no interrumpibles".

El ENARGAS dictó con fecha 6 de enero de 1999, la Resolución Nº 901, por la que ajustó las tarifas de la Sociedad a partir del 1º de enero de 1999, tal como se indica a continuación: a) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas según la variación del PPI (Industrial Commodities), lo que significó una disminución de los mismos del 0,64%; b) aplicó el Factor K del semestre por las inversiones aprobadas, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución de: Residenciales 0,58%, SGP 0,42% y GNC 0,50%; y c) se completó el ajuste en el componente de transporte de la tarifa de los usuarios ininterrumpibles.

Por Resolución Nº 1160, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Sociedad a partir del 1º de julio de 1999, tal como se indica a continuación: a) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas según la variación del PPI (Industrial Commodities), lo que significó un aumento de los mismos del 0,24%; y b) aplicó el Factor K del semestre por las inversiones aprobadas, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución de: Residenciales 0,54%, SGP 0,39% y GNC 0,47%.

Por la Resolución Nº 1477, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Sociedad a partir del 1º de enero de 2000, aplicó el Factor K del semestre por las inversiones aprobadas, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución de: Residenciales 0,51%, SGP 0,37% y GNC 0,44%. Adicionalmente, el ENARGAS estableció la metodología para recuperar los ingresos devengados correspondientes al PPI aplicable durante el primer semestre de 2000. Véase “Relaciones con la Autoridad de Control”.

Derechos de "Bypass"

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

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

La Sociedad periódicamente coopera con las centrales eléctricas y otros usuarios industriales que han comenzado a comprar el gas directamente de los proveedores, pero continúan utilizando el servicio de transporte y distribución de la Sociedad. Este tipo de acuerdos le permite a la Sociedad (i) evitar incurrir en costos de compra de gas (así como cargos por "take-or-pay") y (ii) cobrar una tarifa de las centrales eléctricas, cubriendo de ese modo en forma total o parcial el costo de la capacidad de transporte en firme que se utiliza para dichas ventas. Estos acuerdos también significan ciertos ahorros para la Sociedad ya que (a) se evitan costos de compra del gas que se usa como combustible para la compresión del gas que se transporta, que conforme al Marco Regulatorio no pueden ser trasladados a los clientes, y (b) algunos impuestos sobre ingresos brutos que se deben tributar sobre las ventas de gas de la Sociedad. Bajo dichos acuerdos, todos estos clientes continuarán dependiendo de los servicios de distribución y transporte que provee la Sociedad. Asimismo, la Sociedad mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes más importantes y se encuentra implementando las políticas contractuales y de precios adecuadas a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa entre sus clientes más importantes y los sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Sociedad y evitarían el uso de la capacidad de transporte en firme de la Sociedad. Es posible que ciertos clientes de la Sociedad hagan completo Bypass a los servicios de la Sociedad o requieran a la Sociedad que deje de prestar ciertos servicios de manera que podrían afectar adversamente los márgenes de la Sociedad. También es posible que el ENARGAS reduzca los volúmenes mínimos de gas que son requeridos por los grandes clientes para poder adquirir capacidad de transporte directamente del transportador. El Directorio de la Sociedad considera que el efecto de cualquiera de estas situaciones podría ser parcialmente mitigado por ciertas cláusulas incluidas en los contratos de transporte en firme firmados con TGS que prevén que si un cliente de la Sociedad contrata con TGS un servicio de transporte de gas en firme (ya sea directamente con TGS o con terceros, como ser productores o vendedores) la Sociedad tendría derecho a reducir sus propios compromisos con TGS de transporte en firme hasta el monto equivalente al servicio perdido entre la Sociedad y el cliente. Los contratos de transporte en firme de la Sociedad con TGN contienen cláusulas similares.

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

El Bypass comercial mencionado implica que los clientes de una compañía distribuidora compran el gas directamente a los productores, contratan el servicio de transporte a las transportistas y la distribuidora entrega el gas a sus domicilios por su red de distribución local. En este caso, el usuario paga a la distribuidora únicamente el servicio de transporte del gas desde el gasoducto troncal hasta su inmueble.

Empleados

Consideraciones Generales

A la fecha de Toma de Posesión, el 28 de diciembre de 1992, la Sociedad tenía aproximadamente 1.975 empleados. En febrero de 1993 la Sociedad lanzó un plan de retiro voluntario al que se acogieron 1.268 empleados, lo que significó para la Sociedad un costo de $36,7 millones. La Sociedad ha amortizado dichos costos durante los últimos cinco años. El plan de retiro voluntario fue parte de un plan para reducir costos, lograr un nivel de personal coherente con las normas de la industria internacional y reestructurar la organización interna de la Sociedad.

Al 31 de diciembre de 2000 la Sociedad contaba con 1.047 empleados, una reducción de aproximadamente un 47% desde la Fecha de Toma de Posesión.

El siguiente cuadro muestra el número de empleados por departamento al 31 de diciembre 2000, 1999 y 1998:


		Número de empleados al 31 de diciembre de
Departamento		2000	1999	1998
Operaciones	461		457	419
Administración y Finanzas	103		101	143
Negocios Mayoristas (*)	83		8	6
Recursos Humanos	62		59	55
Asuntos Corporativos (**)	14		8	8
Comercial	273		316	311
Dirección General	51		49	54
Total		1047	998	996

______

Notas:

(*) Años 1998 y 1999 era parte de Comercial.

(**) Años 1998 y 1999 Asuntos Legales y Relaciones Institucionales.

(***) Incluye la Dirección que en los años 1998 y 1999 era Nuevos Negocios.

Al 28 de diciembre de 1992 aproximadamente el 90% de los empleados de la Sociedad pertenecía a uno de los tres sindicatos que nuclean a los trabajadores. En abril de 1995, la Sociedad y el Sindicato de Trabajadores de la Industria del Gas Capital Federal y Gran Buenos Aires ("Sindicato Capital"), un gremio que representa a todos los trabajadores de convenio de la Sociedad, firmaron un Convenio Colectivo de trabajo por tres años. Habiendo vencido el plazo de vigencia, el 1º de abril de 1998, se suscribió un nuevo convenio colectivo por el lapso de dos años el cual fue homologado por el Ministerio de Trabajo el 29 de marzo de 1999. En octubre de 1993, la Sociedad y la Unión del Personal Superior ("UPS"), un sindicato que representa a los supervisores, firmaron un convenio colectivo de trabajo que establece para los supervisores el pago de salarios de acuerdo con el rendimiento. En convenio con UPS venció en octubre de 1995 y los trabajadores que se encontraban bajo el mencionado convenio continuaron trabajando sin estar bajo ningún convenio colectivo de trabajo. Debido a la naturaleza de "servicio público" de los servicios que presta la Sociedad los convenios colectivos estipulan que los empleados deben cumplir con ciertos requisitos, generalmente diseñados para evitar una interrupción de dichos servicios, antes de comenzar una huelga. Parte del personal de supervisión de la Sociedad es miembro de la Asociación de Personal Jerárquico (la "APJ"). La Sociedad no ha firmado convenio con la APJ, dado que es una entidad de segundo grado y los afiliados a la misma están representados por el Sindicato Capital. Al 31 de diciembre de 2000, aproximadamente el 32 % de los empleados de la Sociedad estaban afiliados al Sindicato Capital, aproximadamente el 0,1 % lo estaban a la APJ, aproximadamente el 0,2% a la UPS y el remanente no estaba afiliado a ninguno, incluyendo al personal de administración senior.

La Sociedad considera que sus relaciones actuales con sus empleados son buenas. No han habido huelgas o paros iniciados por los empleados de la Sociedad desde su formación. No obstante ello, no se puede garantizar que no habrá conflictos con los sindicatos o los empleados y no se pueden prever los efectos potenciales para la Sociedad.

Programa de Propiedad Participada

En relación a la privatización de algunas empresas estatales, incluyendo GdE, el Gobierno creó el PPP, según el cual algunas acciones de las nuevas empresas privatizadas podrían ser vendidas por el Gobierno a los empleados. De acuerdo al PPP, el 22 de febrero de 1994, el 10% de las acciones de la Sociedad (las "Acciones Clase C") fueron transferidas por el Gobierno a un fiduciario para beneficio de los empleados de GdE que permanecieron como empleados de la Sociedad al 31 de julio de 1993, y que eligieron participar del PPP. Los empleados adquirieron sus acciones al Gobierno Nacional a $1,10 cada acción pagando por ellas en efectivo o con los dividendos anuales que paga la Sociedad con respecto a dichas acciones y el 50% de los dividendos por participación de beneficios exigidos por la Ley Nº 23.696 que se deben pagar anualmente a los empleados (0,50% de los ingresos netos de la Sociedad para todos los empleados en conjunto). Hasta totalizar el pago del precio de compra, el fiduciario retendrá la custodia de dichas acciones. Los empleados que participan en este programa tienen derecho a elegir un director del Directorio de la Sociedad. En las asambleas de accionistas de la Sociedad las Acciones Clase C votan como una sola clase. Cuando un empleado participante se retira de la Sociedad, estas acciones son transferidas sólo a otros empleados de la Sociedad y deben ser vendidas a empleados de la Sociedad o al fondo de recompra del PPP para ser ofrecidas a otros empleados de la Sociedad. Sin embargo, las Acciones Clase C que han sido totalmente pagadas pueden a solicitud de sus tenedores (actuando como clase) ser convertidas en Acciones Clase B y recién entonces podrán ser transferidas libremente a terceros.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

La Sociedad considera que actualmente lleva a cabo sus operaciones de conformidad con las leyes, normas y reglamentaciones del medio ambiente y seguridad aplicables, tanto a nivel nacional como municipal. A pesar de que las leyes de protección al medio ambiente y seguridad en la Argentina son en la actualidad menos estrictas que aquéllas que se aplican en un creciente número de países, la Sociedad cree que en un futuro se requerirá que sus operaciones satisfagan normas comparables a aquéllas en vigencia en los Estados Unidos de América y en países pertenecientes a la Comunidad Económica Europea. La Sociedad ha llevado a cabo estudios que determinan lo que deberá hacerse para cumplir con esos principios y se encuentra trabajando en varios proyectos para remediar y asegurar una permanente integridad ambiental.

Asuntos Legales

MetroGAS ha apelado varias resoluciones del ENARGAS que comprenden multas contra la misma, mediante la interposición de recursos administrativos ante el Ministerio de Economía o directamente ante los tribunales federales de la República Argentina. Véase "Relaciones con la Autoridad de Control".

Impuesto a las Ganancias ha ser recuperado

La Dirección General Impositiva ("DGI"), actualmente denominada AFIP, según se la define más adelante, cuestionó la deducción por parte de MetroGAS de la amortización de sus activos por el año completo en el período fiscal finalizado el 31 de diciembre de 1992, y la aplicación del quebranto impositivo de aproximadamente $5,0 millones resultante contra las obligaciones impositivas de MetroGAS en el período fiscal 1993. A efectos de evitar los altos intereses sobre el monto en controversia que MetroGAS debería potencialmente pagar en caso de que prevalezca la posición sustentada por la DGI, MetroGAS pagó bajo protesto el monto reclamado más los intereses devengados y presentó un reclamo administrativo para obtener la repetición total del monto abonado. En diciembre de 1995 la DGI rechazó el recurso interpuesto. Esta denegatoria fue apelada por MetroGAS ante el Tribunal Fiscal de la Nación. En agosto de 1996, el Tribunal Fiscal de la Nación rechazó el recurso interpuesto por MetroGAS. En octubre de 1996 MetroGAS interpuso contra esa sentencia, un recurso de apelación ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, el cual se encuentra pendiente de resolución. MetroGAS considera que sus argumentos legales no se han visto afectados por la reciente sentencia del Tribunal Fiscal de la Nación. De acuerdo a lo dispuesto por la CNV, MetroGAS ha incorporado en sus estados contables para su período finalizado el 31 de diciembre de 1996 una previsión contable por $5,8 millones que representa el monto total del crédito registrado. Dicha previsión fue incluida por única vez en los estados contables finalizados el 31 de diciembre de 1996 como Impuesto a las Ganancias por el ejercicio fiscal finalizado el 31 de diciembre de 1993.

Impuesto a los Ingresos Brutos – Traslado a las Tarifas

Con anterioridad a la privatización de GdE, las jurisdicciones en las cuales estaban ubicadas las áreas de servicio de MetroGAS (Capital Federal y provincia de Buenos Aires) gravaban la facturación de GdE a sus clientes con el impuesto a los ingresos brutos aplicado sobre el margen de distribución de GdE. Las tarifas de MetroGAS estaban establecidas sobre dicha base. En 1993 la Capital Federal y la provincia de Buenos Aires comenzaron a aplicar el impuesto a los ingresos brutos sobre una porción del margen de distribución de MetroGAS más los costos de transporte y suministro de gas de la Sociedad. Con fecha 20 de marzo de 1997, MetroGAS solicitó autorización al ENARGAS para trasladar a los clientes los montos pagados por MetroGAS en concepto de variación del Impuesto sobre los Ingresos Brutos basándose en que la provincia de Buenos Aires ha modificado la base para la aplicación del impuesto a los ingresos brutos tenida en cuenta al momento de establecer las tarifas de MetroGAS de acuerdo con los términos de los Artículos 41 de la Ley Nº 24.076 y 9.6.2. del Anexo al Decreto Nº 2459/92 (Reglas Básicas de la Licencia de Distribución). Este pedido se fundó en el hecho que las autoridades impositivas comprendidas en el área de servicio de MetroGAS, Capital Federal y Provincia de Buenos Aires, modificaron el criterio de aplicación del impuesto conforme al cual se había originalmente calculado la tarifa única para dicha zona tarifaria, según surge de los documentos de la privatización preparados por el Gobierno Nacional y de la nota enviada a MetroGAS por la Dirección Provincial de Rentas de la Provincia de Buenos Aires el 14 de marzo de 1997. MetroGAS adoptó desde el inicio de sus actividades como base para la liquidación del impuesto, las ventas brutas menos ciertas deducciones admitidas, de conformidad con el nuevo criterio seguido por las autoridades impositivas. Sin embargo, la tarifa vigente desde enero de 1993 incluyó el componente impositivo calculado de acuerdo a una base imponible determinada por la diferencia entre la compra de gas y el precio de venta.

El 15 de agosto de 1997, por medio de la nota N° 2.966, ENARGAS informó a la Sociedad que como consecuencia de la consulta efectuada al Ministerio de Economía sobre el tema de referencia, el mismo ha resuelto que los distintos dictámenes emitidos por la Dirección de Rentas de la Provincia de Buenos Aires surge que existe un cambio en las normas tributarias realizado por la mencionada Dirección. Como consecuencia de ello, ENARGAS consideró que dicha reforma en las normas tributarias de la provincia de Buenos Aires autorizaba la aplicación de un “mecanismo de ajuste no recurrente de la tasa” contemplado bajo el Marco Regulatorio por variaciones en los costos originados por cambios en la legislación impositiva.

El 17 de noviembre de 1997, luego de haber efectuado una auditoría de la presentación realizada por MetroGAS en relación a la variación en la base imponible para el impuesto a los Ingresos Brutos dentro de la jurisdicción de la provincia de Buenos Aires desde el mes de enero de 1993 al 31 de diciembre de 1997, el ENARGAS dictó la Resolución 544/97 por la cual autorizó a MetroGAS a incrementar las tarifas de gas para los clientes de la Provincia de Buenos Aires y de este modo trasladar a la tarifa la variación de los costos originada por el referido cambio de interpretación de las normas impositivas provinciales. Asimismo, la citada Resolución establece un plazo para el recupero de las sumas no facturadas durante noventa y seis meses a partir del 13 de enero de 1998, fecha en la cual el ENARGAS aprobó la implementación de dicha metodología.

Con fecha 12 de enero de 1998, el ENARGAS emitió la Nota Nº108, que establece la metodología para el recupero de las sumas que la Sociedad debe efectuar de sus clientes. En dicha nota el ENARGAS autorizó a la Sociedad el recupero de un interés compensatorio a una tasa equivalente al 6% anual (T.E.A.) sobre los montos facturados por una cifra inferior a la adeudada durante el período comprendido entre los meses de enero de 1993 y diciembre de 1997. Las sumas resultantes de reflejar sobre las tarifas la diferencia en la base imponible para el cálculo del Impuesto a los Ingresos Brutos en la Provincia de Buenos Aires acumuladas durante el período mencionado anteriormente, neta de los montos previamente recuperados, ascienden a $14,6 millones, y han sido incluidas como Otros Ingresos en la Declaración de Ingresos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997. Asimismo, los intereses devengados sobres los montos originales acumulados al 31 de diciembre de 1997 calculados a una tasa de interés definida en la Nota Nº108 emitida por el ENARGAS, totalizan $2,2 millones y han sido incluidos como Resultados Financieros y por Tenencia en la Declaración de Ingresos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1997. Teniendo en cuenta el plazo de recupero dispuesto por el ENARGAS respecto de los montos acumulados al 31 de diciembre de 1997, los cuales ascienden a $16,8 millones, dicha entidad dispuso por Nota Nº 108 que tales montos devenguen un interés del 9,5% anual (T.E.A.) sobre las sumas no recuperadas al final de cada ejercicio social de la Sociedad.

Con fecha 20 de marzo de 1998, la Sociedad requirió al ENARGAS autorización para trasladar a las tarifas el costo de variación resultante del incremento del Impuesto a los Ingresos Brutos en la Capital Federal. El 14 de julio de 2000 el ENARGAS notificó la Resolución Nº 1787 por la que desestima la pretensión de MetroGAS. El 23 de agosto de 2000, la Sociedad interpuso Recurso de Reconsideración, el cual está pendiente de resolución por el ENARGAS.

Impuesto a las Ganancias sobre las Expansiones en las Redes de Gas Construidas por Terceros

En julio de 1999, la Administradora Federal de Fondos e Ingresos Públicos (la "AFIP") notificó a MetroGAS de una norma que modifica el ingreso del impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios fiscales de 1994 y 1995 y determina un ajuste impositivo de aproximadamente $2,0 millones y $0,5 millones, respectivamente.

Dichos ajustes provienen de la decisión de las autoridades impositivas de aplicar un impuesto al incremento en el patrimonio neto de la Sociedad como resultado de la incorporación de las redes de gas asignadas a terceros durante los períodos mencionados anteriormente, de acuerdo con la Resolución Nº 7/81 emitida por la DGI.

La AFIP considera que la cesión de las redes no constituye una cesión sin costo, dado que si bien no hay un precio determinado, la Sociedad se responsabiliza de proporcionar el servicio a cambio de un precio fijo establecido en el régimen de tarifas.

La resolución de las autoridades impositivas establecieron que un aumento en el patrimonio neto causado por la incorporación de activos cedidos es considerado como una ganancia imponible y no podrá ser tratado como una exención impositiva dado que no constituye un enriquecimiento gratuito.

MetroGAS presentó un recurso de apelación ante el Tribunal Fiscal de la Nación contra las regulaciones de la AFIP reclamando falta de capacidad contributiva debido al hecho que MetroGAS no registra una base imponible, debido a que el patrimonio neto aumentó por la incorporación de redes (cesiones gratuitas) que están exentas ya que la transacción corresponde a una adquisición de activos fijos en cuotas (cesión por consideración).

La Sociedad no cree que ninguno de los juicios detallados precedentemente aún cuando fueren contrarios a los intereses de la Sociedad puedan tener un efecto sustancialmente adverso en las perspectivas de negocios de la Sociedad, su condición financiera o resultados operativos.

La Sociedad podría ser en cualquier momento parte de otros litigios derivados del curso ordinario de sus negocios, tales como demandas por daños a la propiedad de titularidad de terceros donde sus gasoductos y equipos se encuentren ubicados, demandas laborales por empleados actuales o anteriores y demandas contractuales o de otro tipo de proveedores y/o terceros.

Impuesto de Sellos

El impuesto de sellos, es aplicado por la mayoría de las provincias de la Argentina sobre documentos mediante los cuales se celebran operaciones legales, tales como escrituras públicas, hipotecas, contratos y cartas de aceptación. Los contratos celebrados fuera de cada provincia estarán sujetos al impuesto en esa jurisdicción si el contrato tiene efectos dentro de cada provincia. Debido a la naturaleza instrumental del impuesto de sellos, se aplica solamente a documentos instrumentados por escrito (i) que contengan una oferta y una expresa aceptación por la otra parte en el mismo documento, o (ii) que estén instrumentados mediante un intercambio de cartas por las cuales la carta de aceptación contenga o establezca los mismos términos del acuerdo. Aunque la mayoría de los códigos fiscales de las provincias requieren que se cumplan dichos recaudos para aplicar el impuesto de sellos en los contratos, en los últimos años algunas provincias han comenzado a cuestionar la utilización de ciertos acuerdos contractuales que tienen por efecto evitar la aplicación del impuesto, incluyendo los intercambios de cartas o de aceptaciones tácitas (los "Contratos de Aceptación Tácita"). Ello ha generado el inicio de litigios, entre los cuales se encuentra la decisión de la Suprema Corte de la provincia de Neuquén en el año 1996 mediante la cual se hizo aplicable el impuesto de sellos a los Contratos de Aceptación Tácita.

La provincia de Neuquén estableció un sistema de pago voluntario que permite a las compañías abonar los reclamos por impuesto de sellos adeudados a tasas reducidas y sin penalidades con relación a los contratos de venta de petróleo y gas. Esta nueva iniciativa también contempla tasas reducidas (las cuales oscilan entre un 0,3% a 0,7% dependiendo del valor del contrato y de si el impuesto es pagado una única vez o en cuotas) para futuros contratos de venta de petróleo y gas celebrados por aquellas compañías que acuerden pagar los montos adeudados por impuesto de sellos vencidos. Las compañías que no cumplan con dicha iniciativa estarán sujetas a la tasa del impuesto de sellos establecida en un 1,4%.

El ENARGAS notificó al Ministerio de Economía que el impuesto de sellos no había sido considerado para la determinación de las tarifas de distribución iniciales, y que si dicho impuesto es reconocido por la Corte Suprema de la Nación, el mismo debería ser considerado como un nuevo impuesto, el cual requeriría ser trasladado a las tarifas. El ENARGAS también instruyó a las compañías transportadoras y distribuidoras a iniciar acciones legales y administrativas para rechazar los reclamos de la provincia de Neuquén con relación al impuesto de sellos.

El 8 de octubre de 1999, MetroGAS presentó una acción declarativa contra la provincia de Neuquén ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación para determinar la validez de los reclamos efectuados por dicha provincia. Este litigio se encuentra aún pendiente de resolución.

El 15 de diciembre de 1999, las autoridades impositivas de Neuquén notificaron a MetroGAS que adeudaba en concepto de impuesto de sellos $17,2 millones con respecto a los contratos transferidos por GdE a la Sociedad y celebrados con anterioridad a la privatización de GdE.

El 26 de enero de 2000, las autoridades impositivas informaron a MetroGAS que adeudaba impuestos de sellos por $14,5 millones con relación a los Contratos de Aceptación Tácita celebrados con diferentes compañías proveedoras de gas con posterioridad a la privatización de GdE. El Ministerio de Economía ha reconocido en una carta de fecha 7 de octubre de 1998 la responsabilidad del Gobierno Nacional por los impuestos de sellos devengados con anterioridad al 28 de diciembre de 1992, pero no se ha referido al traslado del impuesto de sellos a las tarifas. Mientras que Neuquén no ha iniciado reclamos adicionales a MetroGAS para el pago del impuesto de sellos con respecto a los Contratos de Aceptación Tácita celebrados con posterioridad a la privatización de GdE, la Sociedad considera que Neuquén efectuará dichos reclamos. MetroGAS no puede cuantificar el monto de esos actuales y potenciales reclamos. No puede asegurarse que si tales reclamos son iniciados, los mismos no serán significativos.

No puede asegurarse que se reconozca la aplicación por parte de la provincia de Neuquén del impuesto de sellos sobre los contratos de compra de gas previos a la privatización de GdE o sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados por MetroGAS con posterioridad a la privatización de GdE, ni el monto que resultará aplicable a toda indemnización que deba pagar el Gobierno Nacional con respecto al impuesto de sellos sobre los contratos previos a la privatización, ni sobre el recupero a través de las tarifas del impuesto de sellos sobre los Contratos de Aceptación Tácita celebrados con posterioridad a la privatización de GdE. Asimismo, tampoco puede asegurarse que en el futuro no sean iniciados nuevos reclamos o procedimientos de verificación contra la Sociedad con relación al impuesto de sellos. MetroGAS no ha creado ninguna reserva para cubrir los actuales y potenciales reclamos por impuesto de sellos.

Seguros

La Sociedad mantiene un seguro por daños y accidentes contra terceros por un monto de hasta U$S510,0 millones, y sus activos físicos están asegurados por un de hasta U$S93,0 millones por cualquier incidente. La Sociedad considera que su nivel de cobertura es comparable al de las compañías internacionales de distribución de gas. La Sociedad no ha contratado seguro por lucro cesante. No existe garantía alguna de que la cobertura del seguro estará disponible o será adecuada en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular.

Relaciones con la Autoridad de Control

El ENARGAS, una entidad del Gobierno Nacional, creada en relación con la privatización de GdE, regula todas las empresas argentinas de transporte y distribución de gas. Véase "Marco Regulatorio-El ENARGAS". Han existido algunos conflictos en las relaciones entre el ENARGAS y las compañías privatizadas de transporte y distribución de gas, debido a tener distintas interpretaciones de la Licencia.

El ENARGAS ha aprobado el cumplimiento por parte de la Sociedad del programa de las Inversiones Obligatorias para el período 1993- 1997 (primer quinquenio).

El 1º de enero de 1994 entró en vigencia en la Argentina la desregulación de los precios de gas natural en boca de pozo. Consecuentemente, la Sociedad renegoció contratos con sus proveedores. La mayoría de dichos contratos contenían precios superiores a los precios de corto plazo en los contratos asignados a la Sociedad en la privatización de GdE.

La Sociedad y el ENARGAS no han llegado a un acuerdo acerca del traslado de los aumentos en el costo del gas en diversas ocasiones. La Licencia requiere que la Sociedad remita al ENARGAS las tarifas propuestas para cada período desde octubre y abril y desde mayo a septiembre, a fin de reflejar el impacto de los costos del gas comprado por la Sociedad a sus tarifas vigentes. Las tarifas propuestas por la Sociedad para cada período tarifario toman en cuenta no solamente la diferencia entre los costos de compra de gas actuales y proyectados para el período tarifario anterior sino también los costos por compra de gas proyectados para el período tarifario para el cual las nuevas tarifas son propuestas.

MetroGAS presentó propuestas de tarifas, incluyendo el traslado de los incrementos en el costo de gas correspondientes a los períodos desde octubre 1994 a abril 1995 hasta el período mayo a septiembre 2000, los cuales fueron rechazados por el ENARGAS en base a las diferentes interpretaciones de la Sociedad y del ENARGAS respecto a la Licencia. Consecuentemente, la Sociedad se vio imposibilitada de recuperar aproximadamente $23,1 millones correspondientes a sus compras de gas.

La Sociedad ha apelado ante la Cámara Federal de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo aproximadamente $6,3 millones, así como también presentó recursos administrativos. Dicha Cámara resolvió rechazar el recurso interpuesto por la Sociedad referido al período octubre 1996 a abril 1997, concluyendo que no advertía que el ENARGAS hubiera incumplido el procedimiento fijado en el marco regulatorio o violado el derecho de defensa de MetroGAS en el proceso de aprobación de los cuadros tarifarios, y consecuentemente MetroGAS no pudo recuperar 4,5 millones. Este resultado del proceso obligó a la Sociedad a desistir los procesos judiciales restantes por aproximadamente $1,4 millones y $0,4 millones.

A la fecha de emisión de este documento MetroGAS mantiene recursos administrativos por aproximadamente $16,8 millones que se encuentran pendientes de resolución.

El 4 de agosto de 2000, fue promulgado por el Poder Ejecutivo Nacional el Decreto N° 669 confirmando los términos del acuerdo mencionado anteriormente.

El ENARGAS a través de la Resolución N° 2058 de fecha 3 de enero de 2001, rechazó, en los términos de la medida cautelar antes citada, la aplicación del ajuste semianual hasta tanto la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal se pronuncie sobre la medida cautelar dispuesta por la Juez de Primera Instancia.

Dada la suspensión del Decreto N° 669 establecida por la medida cautelar, la Dirección de MetroGAS entiende que es de plena aplicación el ajuste semestral de acuerdo a la variación del PPI según lo establecido por la Licencia, que conllevaría a un nivel de ajuste significativamente mayor.Por su parte, el Procurador del Tesoro Nacional, en representación del ENARGAS y el Poder Ejecutivo Nacional sostuvo la legitimidad de la aplicación de la variación del PPI. Por los motivos antes mencionados, la Sociedad ha reconocido los respectivos ingresos netos en los presentes estados contables y clasificando los créditos y deudas en función de los plazos previstos en el Acta-Acuerdo refrendada por el Decreto N° 669.

En relación con las resoluciones del ENARGAS relativas al traslado a la tarifa de la variación de costos originada por el Impuesto a los Ingresos Brutos en la Provincia de Buenos Aires y en la Capital Federal, véase "Asuntos Legales" – "Traslado a las Tarifas del Impuesto a los Ingresos Brutos".

MARCO REGULATORIO

La Constitución Argentina

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

La Ley del Gas y La Licencia

El sistema regulatorio aplicable a MetroGAS se establece en la Ley del Gas, y en el Decreto Nº 1738/92 del Poder Ejecutivo, con sus modificaciones (el "Decreto Reglamentario"), que regulan el transporte y distribución de gas natural en la Argentina, y en la Licencia. La Ley del Gas establece al ENARGAS como la entidad reguladora encargada de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas y el Decreto Reglamentario, sujeto a revisión judicial.

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

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

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

La Ley Nº 17.319 (la "Ley de Hidrocarburos") reglamenta la producción de gas natural dentro de un sistema competitivo y parcialmente desregulado.

Plazo de la Licencia

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

La Licencia no puede ser modificada sin el consentimiento de MetroGAS salvo en dos situaciones. Primero, el ENARGAS puede modificar las condiciones del servicio especificadas en la Licencia, siempre que se lleve a cabo un ajuste apropiado de las tarifas que MetroGAS puede cobrar por sus servicios para compensar el impacto financiero de la modificación de las condiciones del servicio. Segundo, el ENARGAS puede modificar las tarifas establecidas inicialmente en relación con el otorgamiento de la Licencia, de acuerdo con las disposiciones sobre fijación de tarifas de la Ley del Gas. Véase "Actividad de la Sociedad-Tarifas."

Acceso

La Ley del Gas establece que sólo las compañías privadas licenciatarias pueden intervenir en la distribución de gas. Cada licencia otorga el derecho exclusivo de distribución de gas dentro de un área geográfica específica, sin perjuicio de que los subdistribuidores ya existentes o aquéllos que puedan crearse con la aprobación del ENARGAS puedan también distribuir gas. El derecho exclusivo de distribución de gas en un área geográfica no comprende el derecho exclusivo de vender gas dentro de esa área; en ciertas circunstancias los clientes pueden comprar gas directamente a los productores o comercializadores. No obstante, si el gas comprado a terceros es entregado utilizando el sistema de distribución de MetroGAS, se aplica el mismo margen ya sea que la compañía distribuidora entregue su propio suministro a un cliente o que el cliente compre el suministro a terceros. El cliente que desee el suministro de gas de un tercero deberá notificar a MetroGAS y al ENARGAS con una anticipación mínima de seis meses. Sujeto a las condiciones del mercado, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. En caso de que un cliente comprase gas directamente a terceros y posteriormente deseara adquirirlo de MetroGAS, MetroGAS no está obligado a reinstalar este servicio, no obstante, en caso de que el cliente objetara el rechazo de MetroGAS de reinstalarle el servicio, el asunto será resuelto por el ENARGAS. Véase "Actividad de la Sociedad - Derechos de Bypass".

Obligaciones de MetroGAS

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

La Licencia detalla otras obligaciones de MetroGAS, las que incluyen la obligación de proporcionar un servicio de distribución, mantener un servicio interrumpible, operar en una forma prudente, mantener la red de distribución, llevar a cabo las Inversiones Obligatorias, mantener ciertos registros contables y proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS.

Durante la vigencia de la Licencia, MetroGAS está sujeta a ciertas restricciones financieras de modo que no puede asumir deudas de Gas Argentino u otorgar un derecho real de garantía sobre sus activos en favor de los acreedores de Gas Argentino. Durante los primeros cinco años de la Licencia, MetroGAS no estuvo autorizada a reducir voluntariamente su capital social, o a distribuir sus activos excepto a través de dividendos declarados, pagados y calculados conforme a la legislación argentina. A partir del quinto año de la Licencia, las reducciones de capital y las distribuciones restringidas sólo podrán realizarse con el previo consentimiento del ENARGAS.

Ampliaciones

Las ampliaciones de gran envergadura en el servicio público de distribución de gas requieren la aprobación previa del ENARGAS. La Ley del Gas establece que el distribuidor tendrá todos los derechos necesarios para realizar las ampliaciones aprobadas y prestar el servicio según la Licencia. En caso que un cliente requiera la ampliación del servicio de distribución, pero el distribuidor lo considere anti-económico, podrá requerirse que el cliente pague un aporte con respecto al costo de la extensión. Las cuestiones respecto a la viabilidad económica de las extensiones serán resueltas por el ENARGAS. El 22 de julio de 1993, el ENARGAS emitió una resolución regulando cuales son las expansiones que requieren la aprobación del ENARGAS, ya sea por su magnitud o porque los clientes o terceros deben realizar contribuciones a requerimiento de los distribuidores. De acuerdo con esta resolución los distribuidores deben probar que los pagos para las extensiones del servicio por parte de los clientes o terceros son necesarias para lograr que éstas resulten económicamente posibles. Los clientes pueden tomar a su cargo la construcción de instalaciones consideradas anti-económicas por el distribuidor, sujeto a la aprobación del ENARGAS. De conformidad con la Resolución Nº 28/96 del ENARGAS emitida en marzo de 1996, la ampliación de la red de distribución que haya sido parcial o totalmente financiada por terceros usuarios y que MetroGAS incorporó a su patrimonio desde la fecha de la Toma de Posesión, deberá ser abonada por la Sociedad una suma que resultará de restarle al valor del negocio, el importe efectivamente bonificado en favor de los terceros usuarios de acuerdo a lo establecido por la Autoridad Regulatoria en las resoluciones que se mencionan a continuación. Asimismo, la Sociedad deberá presentar una propuesta de reintegro de los importes a favor de los titulares de dichos créditos.

En agosto de 1996, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 355 por la cual se establecen los montos a reconocer a los terceros usuarios que hayan solventado totalmente los emprendimientos transferidos gratuitamente a la Sociedad en los términos de la Resolución Nº 283/96. Dichos montos ascienden al equivalente 1.550, 1.530 y 1.460 MC para los emprendimientos transferidos a la Sociedad en el año 1993, 1994 y 1995, respectivamente.

En febrero de 1997, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 422 donde reconoce el monto de las bonificaciones correspondientes al año 1996, las cuales ascienden a 1.330 MC.

En marzo de 1998, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 587 estableciendo los montos a bonificar en contraprestación a los emprendimientos transferidos a la Sociedad en el año 1997, los cuales ascienden al equivalente a 1,000 MC más seis cargos fijos.

En diciembre de 1999 el ENARGAS emitió la Resolución Nº 1356 estableciendo los montos a bonificar en contraprestación a obras de distribución domiciliaria iniciadas y transferidas durante el año 1998 y aquellas que habiéndose iniciado en el año 1997, hayan sido transferidas para su explotación en el transcurso del año 1998, los cuales ascienden a 1,200 MC.

Servidumbres

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

Sistema de sanciones y revocación de la Licencia

La Licencia establece un sistema de sanciones en caso de incumplimiento de las obligaciones por parte de MetroGAS, incluyendo apercibimientos, multas y revocación de la Licencia. Estas sanciones pueden ser fijadas por el ENARGAS basándose, entre otras consideraciones, en la gravedad del incumplimiento o en su efecto sobre el interés público. Se podrán imponer multas de hasta U$S500.000 en caso de reincidencia en los incumplimientos. Véase "Actividad de la Sociedad -Relaciones con la Autoridad de Control".

La revocación de la Licencia puede ser declarada únicamente por el Poder Ejecutivo a instancias del ENARGAS. La Licencia especifica los motivos de revocación, incluyendo el incumplimiento en el suministro del 35% o más del servicio por el titular de la licencia durante quince días consecutivos, o treinta días no consecutivos en un año, o el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio por dicho titular durante treinta días consecutivos o sesenta días no consecutivos durante un año, siempre que dicho incumplimiento sea por causas imputables a MetroGAS. La Licencia también puede ser terminada por el Gobierno Nacional si (i) se violan las restricciones establecidas en los Pliegos y en el Contrato de Transferencia con respecto a la transferencia de acciones de MetroGAS o de Gas Argentino (véase "Principales Accionistas"), (ii) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (iii) si MetroGAS, sin la aprobación del ENARGAS, intentase una transferencia de la Licencia o, transfiriese o gravase los Activos Esenciales de la Sociedad (como se los define más adelante), o utilizase dichos activos para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la cancelación de la Licencia incluyen negligencia grave por parte de MetroGAS en llevar a cabo las Inversiones Obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia, así como la quiebra, liquidación o realización de bienes de MetroGAS; sin embargo, excepto en caso de quiebra, liquidación o disolución de MetroGAS, la Licencia establece que MetroGAS debe ser notificada y debe tener la oportunidad de subsanar los vicios o defectos antes de la terminación de dicha Licencia.

En caso de que el Gobierno Nacional revoque la Licencia antes de la expiración de su período completo como resultado del incumplimiento por parte de MetroGAS, el Gobierno Nacional puede compensar del valor de libros neto de MetroGAS cualquier cantidad adeudada por daños y perjuicios al Estado Argentino originados por los hechos que resultaron en la terminación de la Licencia. Dichos daños nunca serán inferiores al 20% del valor de libros neto. Además, el Gobierno Nacional en tales circunstancias, puede requerir que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario para su licitación posterior.

En el supuesto de revocación de la Licencia, el Gobierno Nacional tiene el derecho de designar un operador interino para que continúe suministrando los servicios concedidos por la Licencia hasta que sea adjudicada a un nuevo licenciatario. Los honorarios y gastos del operador interino correrán por cuenta de MetroGAS. MetroGAS no tendrá derecho (sujeto a revisión judicial) al pago por lucro cesante o a contraprestación alguna por el uso de sus bienes por el operador interino.

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

Extinción de la Licencia

Como regla general, al producirse la extinción de la Licencia por completarse todo su período, MetroGAS tendrá derecho a una contraprestación igual al valor de libros neto de ciertos activos determinados o al importe pagado por el participante ganador en una nueva licitación, el que fuese menor. Véase "Plazo de la Licencia". Al término de la Licencia, en caso que MetroGAS haya cumplido en forma adecuada con sus obligaciones durante la vigencia de dicha Licencia (incluyendo cualquier prórroga de su plazo, si fuese aplicable), podrá participar en una nueva licitación. En dicho caso tendrá el derecho de igualar la mejor oferta realizada (mediante el pago de la diferencia entre la mejor oferta y el precio de tasación de los Activos Esenciales) o, si se rehusa a igualar la mejor oferta, tendrá derecho a recibir el valor de tasación de los Activos Esenciales, en ambos casos calculado de acuerdo con la Licencia.

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

La Licencia también podrá terminar antes de la expiración de su término si MetroGAS notifica que renuncia a dicha Licencia debido a incumplimientos graves y reiterados por parte del Gobierno Nacional, en cuyo caso MetroGAS tendrá derecho al pago por parte del Gobierno Nacional del valor de libros neto o del valor tasación, el que fuese más alto.

El ENARGAS

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

Obligaciones y Estructura

La Ley del Gas dispone que el ENARGAS estará dirigido por un directorio integrado por cinco miembros, con dedicación exclusiva, quienes son nombrados por el Poder Ejecutivo con el consentimiento (una Comisión del Congreso). Los miembros del Directorio desempeñan funciones por períodos alternados. Los miembros designados inicialmente permanecen en el cargo por un período que varía entre uno y cinco años. Los directores que se designen en el futuro permanecerán en el cargo por períodos de cinco años, pudiendo ser reelectos. Los miembros del Directorio pueden ser removidos con el consentimiento de una comisión del Congreso, por el Poder Ejecutivo, el cual deberá establecer expresamente los motivos de dicha decisión.

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

(i) hacer cumplir las disposiciones de la Ley del Gas, las reglamentaciones en vigencia y las licencias de las compañías privatizadas;

(ii) asesorar al Poder Ejecutivo sobre la cesión, renovación y revocación de las licencias;

(iii) emitir reglamentaciones, decretos o publicaciones sobre los resultados de sus investigaciones en relación a determinados hechos presentados ante dicho ente;

(iv) emitir y controlar el cumplimiento de reglamentaciones relacionadas con aspectos técnicos y de seguridad, contabilidad uniforme, medición y facturación y procedimientos de desconexión;

(v) impedir el comportamiento discriminatorio o anti-competitivo por parte de empresas sujetas a la Ley del Gas;

(vi) aprobar las tarifas y sus ajustes;

(vii) emitir pautas a ser cumplidas por las compañías licenciatarias en relación con el libre acceso al sistema, garantizando una distribución justa y equitativa de la capacidad de transporte disponible, teniendo en cuenta la prioridad del servicio no-interrumpible;

(viii) emitir aprobaciones para la transferencia de participaciones mayoritarias en las compañías de distribución y transporte de gas;

(ix) aprobar la construcción de nuevas instalaciones significativas, y la ampliación o abandono de las instalaciones existentes;

(x) inspeccionar y aprobar las instalaciones, y ordenar la suspensión del servicio y la reparación o reemplazo de las instalaciones y del equipamiento;

(xi) emitir reglamentaciones en relación con el mantenimiento de las instalaciones e informar sobre los requisitos a ser cumplidos al respecto;

(xii) encargarse de la protección del medio ambiente y del servicio público;

(xiii) solicitar a las entidades reguladas el suministro de información y documentación para verificar el cumplimiento de las respectivas normas e inspeccionar a las empresas transportistas;

(xiv) aplicar las sanciones, incluyendo los apercibimientos y multas, contempladas en la Ley del Gas y en las licencias; y

(xv) comparecer ante tribunales civiles y penales para hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones dictadas en virtud de dicha ley.

Los recursos del ENARGAS se integraran con los siguientes ingresos: las comisiones anuales de fiscalización y control a ser pagadas, entre otras, por compañías transportadoras y distribuidoras, comercializadoras y almacenadoras de gas, así como, por las multas y decomisos provenientes de hacer cumplir las reglamentaciones. La comisión a ser pagada por cada una de las empresas mencionadas es determinada anualmente por el ENARGAS en función de los ingresos brutos de la industria regulada y la respectiva participación de la compañía. Véase "Actividad de la Sociedad-Relaciones con la Autoridad de Control".

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

Restricciones con respecto a los Activos Esenciales

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

La Sociedad no puede, en ninguna circunstancia, disponer, gravar, alquilar, sub-alquilar, o dar en préstamo los Activos Esenciales para otros fines que no sean los de la prestación del servicio concedido en la Licencia, sin la previa autorización del ENARGAS. Toda ampliación 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.

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

DIRECCIÓN Y ADMINISTRACIÓN

La siguiente descripción se encuentra totalmente sujeta por referencia a los Estatutos de la Sociedad y a las leyes aplicables en la Argentina.

Directorio

Aspectos Generales

La dirección y administración de las actividades de MetroGAS está a cargo de un Directorio. El Estatuto establece la constitución de un Directorio integrado por siete directores titulares e igual número de directores suplentes. Cada director suplente puede, en reemplazo del director titular ausente asistir a las reuniones de Directorio y votar. De acuerdo con el Estatuto, la Clase A de acciones tiene derecho a elegir cinco directores titulares y cinco suplentes, la Clase B y la Clase C un director titular y un director suplente cada una. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas" y "Actividad de la Sociedad- Empleados - Programa de Propiedad Participada". Los directores titulares y suplentes son elegidos por la asamblea especial de accionistas de la clase correspondiente, la cual se citará conjuntamente con la asamblea general de la Sociedad. Los actuales directores han sido elegidos por un ejercicio económico que finaliza el 31 de diciembre de 2000 y continuarán en sus cargos hasta que los nuevos directores sean elegidos por la asamblea especial de accionistas de las correspondientes clases de acciones. El Directorio se reúne por lo menos una vez por mes, pudiendo hacerlo en cualquier momento a solicitud de cualquiera de sus miembros.

Conforme al Convenio de Accionistas, y debido a que los accionistas acrecentaron sus tenencias accionarias con motivo de la compra de la totalidad de las acciones pertenecientes a Perez Companc, (BGI, Astra y APDC), de los cinco directores que pueden ser designados por Gas Argentino, BGI ha designado tres directores de la Clase A, Astra ha designado un director de la Clase A y APDC ha designado un director de la misma Clase. El Presidente del Directorio ha sido designado conjuntamente por BGI, Astra y APDC (una subsidiaria de Astra). El director de la Clase B lo designó BGI.

Obligaciones y Responsabilidades de los Miembros del Directorio

De conformidad a la ley argentina, los directores tienen el deber de cumplir con sus obligaciones con la lealtad y diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores responden ilimitada y solidariamente ante la Sociedad, los accionistas y terceros por el mal desempeño de sus obligaciones, por violar las leyes, el Estatuto o las reglamentaciones de la Sociedad y por cualquier daño causado por dolo, abuso de autoridad o por culpa grave. El Estatuto, las reglamentaciones o una resolución de la asamblea de accionistas pueden asignar obligaciones específicas a un director, conforme a la Ley de Sociedades Comerciales. En dichos casos, la responsabilidad de un director se determinará por referencia al cumplimiento de dichas obligaciones, siempre que se cumplan ciertos requisitos de registro. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, los directores no pueden llevar a cabo actividades en competencia con la Sociedad sin la autorización expresa de una asamblea de accionistas. Ciertas transacciones entre los directores y la Sociedad están sujetas a los procedimientos de ratificación establecidos por la Ley de Sociedades Comerciales.

Un director no será responsable en caso que, a pesar de haber participado en la reunión donde se adoptó una resolución o de su conocimiento de dicha resolución, deje constancia por escrito de su oposición a la misma e informe su oposición a la Comisión Fiscalizadora antes de que se presente un reclamo en su contra ante el Directorio, la Comisión Fiscalizadora, una asamblea de accionistas, la entidad pública competente o los tribunales. La aprobación del desempeño de los directores por parte de los accionistas da por concluida cualquier responsabilidad de un director frente a la Sociedad, siempre que no exista oposición por parte de los accionistas que representan por lo menos el 5% del capital social y que dicha responsabilidad no resultara de una violación de las leyes, el Estatuto o las reglamentaciones.

A continuación se detallan los actuales miembros del Directorio de la Sociedad y sus respectivos suplentes:


Cargo	Nombre	Año de Designación Original
Presidente	Alberto Alfredo Álvarez (a)	1998
Vicepresidente	William Harvey Adamson	1996
Directores titulares	José Alfredo Chevallier Boutell	1998
	Luis Carlos Costamilán	2000
	Angus Charles de Symons Mc Callum	2000
	Graham John Cockroft	1997
	Néstor Omar Grancelli (b)	1999


Directores suplentes	Mariana Julia Piazza	1997
	Robert Stevenson Gardner	1999
	Armando Henriques	2000
	Víctor José Sardella	2000
	Luis Turiel Sandin	2000
	Christopher Jonathan Aspden	2000
	Rubén Daniel Suárez (b)	1999

______

Notas:

Alberto Alfredo Álvarez, ocupó el cargo de Presidente de Directorio de MetroGAS desde el 28 de diciembre de 1998, como consecuencia de la renuncia de Juan Carlos Cassagne.
Representante de los accionistas de la Clase C.

Alberto Alfredo Álvarez. El Sr. Álvarez Villanueva nació el 2 de junio de 1950. Es contador (convalidado por la Universidad Nacional de Rosario), licenciado en ciencias económicas y empresariales de la Universidad Complutense de Madrid y magister en administración de empresas del Instituto para el Desarrollo de Empresarios en Argentina. Actualmente es Director titular en Repsol Argentina S.A. ("Repsol"), Electricidad Argentina S.A. y EDEER S.A. Anteriormente, se ha desempeñado en diversas actividades en Astra C.A.P.S.A. y en Repsol UK Ltd. y Repsol International Finance BV.

William Harvey Adamson. El Sr. Adamson nació el 8 de octubre de 1948. Se graduó de Ingeniero en la Universidad de Salford, Reino Unido de Gran Bretaña, especializado en la industria del gas. Se desempeñó como director de operaciones y estuvo a cargo de las operaciones de British Gas en la ciudad de Londres. Posteriormente, el Sr. Adamson fue director de servicios al cliente de British Gas de todo el Reino Unido de Gran Bretaña y responsable de las negociaciones con la autoridad regulatoria de dicho país. Durante los últimos dos años se desempeñó como director de ventas de British Gas en el Reino Unido de Gran Bretaña.

José Alfredo Chevallier Boutell. El Sr. Chevallier Boutell nació el 7 de junio de 1937. Se desempeñó en ASTRA desde 1958 en Comodoro Rivadavia en el área administrativa y en la Jefatura y Gerencia de Compras de Astrafor. Fue adscripto a la Presidencia de Astrafor y Director de Astrafor y Copetro. Actualmente es Gerente Distribución Eléctrica en la División Electrogas de Astra Capsa, Presidente de Edeersa (Empresa Distribuidora de Electricidad de Entre Ríos) y Director de D.F.E. SA y Astraelec S.A.

Luis Carlos Costamilán. El Sr. Costamilán nació el 5 de enero de 1952. Es Ingeniero Mecánico y master en Ciencia de Ingeniería de Petróleo.

Angus Charles de Symons Mc Callum. El Sr. Mc Callum nació el 3 de abril de 1962. Fue Director de Operaciones de MetroGAS y ahora se desempeña como Vicepresidente de Transmisión y Distribución de BG Internacional.

Graham John Cockroft. El Sr. Cockroft nació el 27 de enero de 1963. Es asistente de tesorero de BG plc y tiene un master en comercio y otro master en ciencias financieras. Actualmente es Director de Gas Argentino.

Néstor Omar Grancelli. El Sr. Grancelli nació el 3 de abril de 1920. Posee una Licenciatura para el Servicio Consular y un Doctorado de ciencias políticas. En 1994 fue Director del Programa de Propiedad Participada de MetroGAS. Actualmente es Vicepresidente de Nación Seguros de Vida S.A. y Vicepresidente de Nación Seguros de Retiro S.A.

Mariana Julia Piazza. La Sra. Piazza nació el 2 de febrero de 1966. Es abogada recibida en la Universidad de Buenos Aires y tiene un master en leyes de la Southern Methodist University. Actualmente se desempeña como abogada senior en Astra S.A.

Robert Stevenson Gardner. El Sr. Gradner nació el 3 de junio de 1955. Es ingeniero mecánico graduado con honores. Ingresó a British Gas en 1989 y se desempeñó en distintas posiciones en Operaciones. Antes de su incorporación a la Sociedad como Director de Operaciones, el Sr. Gardner era el Gerente de Operaciones en Escocia.

Armando Henriques. El Sr. Henriques nació el 23 de junio de 1956. Es Gerente General de BG Argentina S.A. Es Ingeniero Químico, es MBA de la Universidad Federal de Río de Janeiro.

Víctor José Sardella. El Sr. Sardella nació el 17 de agosto de 1950. Es Ingeniero Industrial. Actualmente se desempeña como Gerente de Generación Eléctrica y nuevos proyectos.

Luis Turiel Sandín. El Sr. Turiel Sandín nació el 29 de marzo de 1940. Es Economista. Actualmente es Director Económico de ASTRA CAPSA.

Christopher Jonathan Aspden. El Sr. Aspden nació el 17 de junio de 1959. Es Gerente Comercial de BG Argentina.

Rubén Daniel Suárez. El Sr. Suárez nació el 21 de noviembre de 1954. Se encuentra actualmente trabajando para la Sociedad. Con anterioridad, se desempeñó en GdE en la gerencia de Obras en el sector de conductos y montajes industriales.

Funcionarios Ejecutivos de MetroGAS

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


Cargo	Nombre

Director General	William Harvey Adamson
Director de Administración y Finanzas	Luis Domenech
Director de Operaciones	Robert Stevenson Gardner
Director Comercial	Fernando Aceiro
Director de Recursos Humanos	Enrique Barruti
Director de Asuntos Corporativos	Roberto Brandt
Director de Negocios Mayoristas	Fernando Sarti
Director de Auditoría Interna	Juan Pablo Mirazón

William Harvey Adamson. Véase Directorio.

Luis Domenech nació el 17 de febrero de 1953.Tiene aproximadamente veinte años de experiencia en el campo de las finanzas y ha trabajado en Astra-Copetro S.A. antes de incorporarse a la Sociedad en diciembre de 1992, donde su último cargo fue Gerente Administrativo y de Finanzas. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires donde obtuvo el título de licenciado en administración de empresas.

Robert Stevenson Gardner nació el 3 de junio de 1955. Es Ingeniero Mecánico graduado con honores. Ingresó a British Gas en 1989 y se desempeñó en distintas posiciones en el área de operaciones. Antes de su incorporación a MetroGAS como Director de Operaciones, el Sr. Gardner era el Gerente de Operaciones en Escocia. Asimismo, lideró varios grupos de trabajo asociados a mejora continua. Se ha unido a la Sociedad en mayo de 1999.

Fernando Aceiro nació el 4 de abril de 1965. Inició su carrera profesional en Alpargatas S.A.I.C. en el área de producción, y desde 1993 se desempeñó en el Banco de Galicia en el área de Nuevos Negocios hasta incorporarse a la Sociedad en octubre de 1998. Obtuvo el título de Ingeniero Industrial de la Universidad Católica Argentina y tiene un Master en Administración de Empresas del Instituto de Altos Estudios Empresariales.

Enrique Barruti nació el 21 de noviembre de 1948.Tiene más de veinte años de experiencia local e internacional en recursos humanos y ha trabajado en Unysis Corporation, Bank of America, Banco Santander y Swift Armour S.A. Argentina antes de incorporarse a la Sociedad en julio de 1997. Asimismo, se ha desempeñado como consultor en administración y como profesor en la Universidad de Buenos Aires y en la Universidad Austral. El Sr. Barruti es graduado en economía.

Roberto Brandt nació el 2 de diciembre de 1955. Es Licenciado en Economía de la Universidad de Buenos Aires y Master en Economía de la Energía de la Universidad de Grenoble (Francia). Entre 1979 y 2000, se desempeñó sucesivamente como analista económico y Jefe de Precios de YPF, asesor del Secretario de Energía de la República Argentina, y consultor en temas petroleros, gasíferos y eléctricos, a nivel nacional e internacional.

Fernando Sarti nació el 16 de junio de 1945. Tiene mas de 25 años de experiencia en la industria de gas y petróleo. Antes de ingresar a la Sociedad en diciembre de 1992, trabajó en YPF y S.A.D.E. (subsidiaria de Perez Companc). El Sr. Sarti obtuvo el título de Ingeniero Químico.

Juan Pablo Mirazón nació el 2 de mayo de 1967. Es Licenciado en Administración de Empresas y Contador Público. Desarrolló su carrera profesional en Arthur Andersen, donde por más de diez años se desempeñó en la División Auditoría y Asesoramiento Gerencial, con intensa experiencia en empresas del sector energético.

Comisión Fiscalizadora

El Estatuto de la Sociedad establece una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Sociedad para desempeñar funciones durante un ejercicio económico. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora.

Conforme al Estatuto, las reuniones de la Comisión Fiscalizadora pueden ser convocadas por cualquier miembro, requiriéndose la presencia de tres miembros, y las decisiones se pueden adoptar por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, entre las funciones de la Comisión Fiscalizadora se incluyen las siguientes: asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, el Estatuto y las resoluciones de los accionistas de la Sociedad, presentar a los accionistas un informe por escrito sobre los Estados Contables de la Sociedad, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a los accionistas que representen como mínimo el 2% del capital social de la Sociedad, en cualquier momento que estos lo requieran. Además, la Comisión Fiscalizadora tiene facultad para convocar a asamblea ordinaria y extraordinaria y para incluir temas en el orden del día para una reunión de Directorio o asamblea de accionistas. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora deberán ser abogados o contadores públicos matriculados en virtud de la leyes de la República Argentina. Los directores, funcionarios o empleados de la Sociedad o de sus sociedades vinculadas no podrán ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.

A continuación se detalla la nómina de los actuales miembros titulares de la Comisión Fiscalizadora y sus suplentes.


Cargo	Nombre	Año de designación
Síndicos titulares	Miguel Angel Urus	2000
	Alejandro Pablo Frechou	2000
	Oscar Alberto Oroná	1997
Síndicos suplentes	Daniel Alejandro López Lado	2000
	Norberto Néstor Rodríguez	2000
	Juan Alberto Luppi	2000

Miguel Ángel Urus. El Sr. Urus es Contador Público y Licenciado en Administración de Empresas. Desde el año 1987 se ha desempeñado en Price Waterhouse, Coopers & Lybrand en actividades de auditoría donde formó parte del Comité Técnico de Contabilidad y Auditoría. Actualmente es socio del Departamento de Auditoría de la firma en Argentina.

Alejandro Pablo Frechou. El Sr. Frechou es Contador Público. Desde 1980 desempeña actividades de auditoría en grandes empresas en Argentina, habiéndose especializado en empresas petroleras, siderúrgicas y de telecomunicaciones. Actualmente es socio del departamento de auditoría de Price Waterhouse, Coopers & Lybrand en Argentina.

Oscar Alberto Oroná. El Sr. Oroná es abogado recibido en la Universidad de Belgrano. Actualmente es Gerente de Legales en la División de petróleo y gas de Astra S.A.

Daniel Alejandro López Lado. El Sr. López Lado es Contador Público, desde 1983 se desempeña en actividades relacionadas con auditoría en la firma Price Waterhouse, Coopers & Lybrand Actualmente es socio de la firma en Argentina.

Norberto Néstor Rodríguez. El Sr. Rodríguez es Contador Público y Licenciado en Administración de Empresas. Tiene un postgrado en Administración Financiera y un MBA. Desde 1987 se desempeña en actividades relacionadas con auditoría de la firma Price Waterhouse, Coopers & Lybrand. Actualmente es socio de la firma de los departamentos de Audit & Business Services y Financial Advisory Services.

Juan Alberto Luppi. El Sr. Luppi es Contador Público. Actualmente se desempeña como Gerente de Contraloría en ASTRA CAPSA.

Según lo informado por los accionistas proponentes en la Asamblea de Accionistas de fecha 24 de abril de 2000, y de acuerdo a lo requerido por la Resolución General Nº 340 de la CNV, los señores directores, excepto el señor Néstor Omar Grancelli, no son “independientes” conforme al alcance que tiene dicho término en la mencionada Resolución General.

Asimismo, de acuerdo a lo requerido por la Resolución General Nº 340 de la CNV, los accionistas han manifestado que los miembros de la Comisión Fiscalizadora Oscar Alberto Oroná y Juan Alberto Luppi no son “independientes” conforme al alcance que tiene dicho término en la mencionada Resolución General. Por otro lado, los miembros de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad, en su carácter de contadores públicos, han manifestado a la Sociedad que: (i) desempeñan o están en condiciones de desempeñar la función de síndicos con la independencia profesional requerida por la Resolución Técnica Nº 15 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas, y (ii) son socios de Price Waterhouse, Coopers & Lybrand que presta servicios profesionales de auditoría externa en la Sociedad.

Participación Accionaria y Remuneración

Al 31 de diciembre de 2000 un Director suplente de la Sociedad era titular de 90.645Acciones Clase C.

La legislación argentina dispone que el monto anual máximo que pueden percibir todos los directores (incluyendo a aquéllos que desempeñan funciones ejecutivas) en concepto de remuneraciones respecto de un ejercicio económico, no puede exceder el 5% de las ganancias netas correspondientes a dicho ejercicio, en el supuesto que la Sociedad no pague dividendos respecto de dichas ganancias netas, porcentaje que se incrementa hasta un 25% de las ganancias netas en base al monto de dichos dividendos, en caso de que la Sociedad decidiera su pago. La remuneración del Gerente General y demás directores que desempeñen funciones ejecutivas será fijada por el Directorio, para lo cual los directores afectados serán reemplazados por los suplentes respectivos a los efectos de dicha determinación. La remuneración de los directores que desempeñen funciones ejecutivas, así como la de los restantes directores, deberá ser ratificada por una asamblea ordinaria de accionistas según lo dispuesto por las leyes argentinas. La asamblea ordinaria de accionistas fija la remuneración de los miembros de la Comisión Fiscalizadora.

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2000, el monto total devengado en concepto de remuneraciones con respecto a todos los directores (titulares y suplentes) y gerentes de primera línea de la Sociedad fue de $2,2 millones aproximadamente.

Asistencia Técnica

La Sociedad ha celebrado una serie de contratos con British Gas y una de sus sociedades vinculadas en relación con el desempeño de British Gas en su carácter de Operador Técnico de la Sociedad. Véase "Operaciones entre Compañías Vinculadas".

Contrato de Asistencia Técnica

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

El Contrato de Asistencia Técnica estipula el pago a British Gas de una comisión de asistencia técnica anual, neta de cualquier impuesto argentino al valor agregado o impuesto de ingresos brutos local, equivalente a (i) U$S3,0 millones, y (ii) el 7% del monto que resulte luego de deducir U$S3,0 millones de las ganancias netas antes de impuestos previo gastos de intereses, ingresos financieros (gastos), ganancias por tenencias (pérdidas) e impuestos a las ganancias, lo que resulte superior. British Gas será reembolsada por todos los gastos directos incurridos, incluyendo gastos de transporte y vivienda de sus empleados. Con efectos a partir del 28 de diciembre de 2000, las partes acordaron la renovación del Contrato de Asistencia Técnica por un período de 8 años más. En el mismo se respetaron los términos y condiciones del contrato original. Los dos cambios más destacables son el pago del honorario fijo en 12 cuotas mensuales en lugar de los 3 anticipos anuales y la posibilidad de que cualquiera de las partes lo rescinda con 180 días de anticipación. La mencionada prórroga al contrato fue presentada al ENARGAS quien con fecha 4 de enero de 2001 manifestó no tener objeciones que formular. El Contrato de Asistencia Técnica también dispone que British Gas deberá poner a sus empleados a disposición de MetroGAS, ya sea por un contrato de trabajo a largo plazo de acuerdo con el Contrato de Suministro de Mano de Obra detallado más adelante, o con el objeto de proporcionar asesoramiento o implementar dicho asesoramiento. El asesoramiento deberá prestarse sin costo alguno para MetroGAS, sujeto a reembolso por parte de MetroGAS de todos los gastos directos incurridos por British Gas, incluyendo los gastos de transporte y vivienda de los empleados de British Gas incurridos en la prestación de dicho asesoramiento. Las comisiones de British Gas de acuerdo con los términos del Contrato de Asistencia Técnica y otros pagos en virtud de dicho contrato serán pagados de los ingresos de MetroGAS con anterioridad a la declaración y pago de dividendos.

Los accionistas de Gas Argentino han acordado proporcionar recursos para la Sociedad y apoyar a sus empleados a fin de asistir al Operador Técnico en el cumplimiento de sus obligaciones conforme el Contrato de Asistencia Técnica. En contraprestación a dicha colaboración, British Gas ha acordado compensar a los otros accionistas por el apoyo proporcionado con los fondos que reciba en virtud del Contrato de Asistencia Técnica. La Sociedad se ha visto beneficiada con la experiencia de British Gas como operador en la industria de gas natural, así como con los conocimientos de Astra respecto del sector gasífero y petrolero en Argentina. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas".

MetroGAS cuenta con el asesoramiento permanente de British Gas en su carácter de Operador Técnico, por medio de expertos en temas específicos, como así también a través de sus centros de investigación.

Contrato de Suministro de Mano de Obra

A fin de proveer a MetroGAS con empleados altamente capacitados y con suficiente experiencia para cumplir con las posiciones de cargos directivos, MetroGAS y British Gas celebraron con fecha 13 de noviembre de 1993 un Contrato de Suministro de Mano de Obra. El Director General, el Director de Operaciones, tres directores del Departamento de Operaciones y otros dos empleados de la Sociedad fueron contratos por MetroGAS bajo el Contrato de Suministro de Mano de Obra. Véase "Funcionarios Ejecutivos". Los directivos contratados a largo plazo bajo dicho contrato, están registrados en la planilla de pago de sueldos de la Sociedad. MetroGAS reembolsa a British Gas por los sueldos, gastos y otros costos asociados con la ubicación a corto plazo de los directivos de Brithis Gas en MetroGAS.

PRINCIPALES ACCIONISTAS

Las acciones ordinarias de la Sociedad se dividen en acciones Clase A, Clase B y Clase C. Cada acción otorga derecho a un voto.


Compañía	Clase de Acciones	Porcentaje	Totales
Gas Argentino S.A.	Acciones Clase A	51% del capital y votos
	Acciones Clase B	19% del capital y votos	70% del capital y votos
Inversores privados	Acciones Clase B	20% del capital y votos
PPP (1)	Acciones Clase C	10% del capital y votos	30% del capital y votos
Total			100% del capital y votos

______

Nota:

(1) Las acciones Clase C fueron entregadas por el Gobierno a aquellos empleados de MetroGAS elegibles conforme al Programa de Propiedad Participada.

Gas Argentino

Gas Argentino, una sociedad anónima constituida en la Argentina cuyo objeto, de acuerdo con sus estatutos, es ser una sociedad de inversión en relación con su participación en MetroGAS, es titular del 70% de las acciones de la Sociedad, incluyendo la totalidad de las Acciones Clase A (que representan el 51% del capital accionario de la Sociedad) y aproximadamente el 19% de las Acciones Clase B (representativas del 19% del capital accionario de la Sociedad). Las Acciones Clase B de MetroGAS representan en total el 39% de las acciones de la Sociedad. Gas Argentino controla la política de dividendos de MetroGAS y, en consecuencia, tiene autoridad para aprobar o desaprobar la decisión, el monto y el pago de dividendos de la Sociedad, sujeto a las leyes aplicables.

El Pliego otorga a Gas Argentino la libre disposición de sus Acciones Clase B sujeto a las restricciones establecidas en el presente, estando obligada a mantener sus Acciones Clase A durante el término que dure la Licencia, salvo que el ENARGAS apruebe lo contrario según se detalla más adelante. Desde el 28 de diciembre de 1995, el ENARGAS puede consentir la transferencia por parte de Gas Argentino de sus Acciones Clase A a un adquirente que pase a ser titular de la totalidad de las Acciones Clase A de MetroGAS (i) si dicha transferencia no afecta la calidad del servicio prestado por MetroGAS y (ii) si se realiza en una operación en la que British Gas o un nuevo operador técnico debidamente aprobado por el ENARGAS retiene como mínimo el 15% de las acciones de Gas Argentino, encontrándose vigente el Contrato de Asistencia Técnica existente o un nuevo acuerdo aprobado por el ENARGAS. Las restricciones mencionadas rigen en caso de que las tenencias de Gas Argentino en MetroGAS disminuyan por causa de la emisión de acciones o por cualquier otra causa.

A partir del 28 de diciembre de 2000, Gas Argentino puede solicitar la autorización del ENARGAS para liquidar sus activos y distribuir sus acciones en MetroGAS entre sus accionistas. Dicha aprobación podrá otorgarse en caso de que el ENARGAS determine que las condiciones del mercado de capitales son apropiadas para hacerlo y si dicha operación no afectara en forma negativa el interés público.

El siguiente cuadro muestra la titularidad de las acciones en Gas Argentino:

Porcentaje de acciones Porcentaje de Participación

ordinarias de Gas Argentino Indirecta en MetroGAS

Accionista en Circulación

BGI 54,67% 38,27%

Astra 26,67% 18,67%

APDC (controlada

por Astra) 18,66% 13,06%

TOTAL 100,00% 70,00%

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

BGI es una sociedad totalmente controlada de British Gas. British Gas es una sociedad que surgió de la privatización realizada por el gobierno británico en 1986 y de sucesivas reestructuraciones de los accionistas. BGI posee y opera uno de los sistemas de transporte de gas más extensos del mundo, y asimismo es una empresa líder en tecnología e investigación a la vez que provee asesoramiento y asistencia técnica en todo el mundo. BGI es titular del 54,67% de las acciones ordinarias de Gas Argentino S.A., lo que representa una participación indirecta en MetroGAS del 38,3%.

Astra: Astra es titular del 26,67% de las acciones ordinarias de Gas Argentino, lo que representa una participación indirecta en MetroGAS del 18,67%. Fundada en 1912, Astra es una de las principales empresas productoras de petróleo y gas en Argentina y es una empresa energética diversificada con operaciones o participaciones en las actividades de (i) exploración y producción, (ii) refinación y comercialización, (iii) generación y distribución de electricidad, (iv) gas licuado de petróleo ("GLP"), (v) distribución de gas natural y (vi) ingeniería y construcción. Actualmente Repsol posee una participación directa del 53,92% en el capital accionario de Astra.

APDC: APDC es titular del 18,66% de las acciones ordinarias de Gas Argentino, lo cual representa una participación indirecta en MetroGAS del 13,06%. APDC es una sociedad constituida en las Islas Caimán en marzo de 1990 con el objeto de realizar inversiones redituables en el capital social de empresas del sector privado, principalmente en las operaciones de aquellas compañías resultantes del proceso de privatización argentino, sin contraer responsabilidades en la dirección y administración de las empresas en las que posee participación. La cartera de acciones de la compañía incluye inversiones en los negocios del gas, petróleo, telecomunicaciones y electricidad de la Argentina. Astra es titular del 100% del capital social de APDC.

El Pliego permite a los miembros originales del Consorcio (es decir, British Gas plc., Perez Companc, Astra e Invertrad) modificar o reducir su participación en el capital social de Gas Argentino, siempre que las restricciones en las tenencias de la Ley de Gas y el Pliego no sean violadas. Dichas reducciones de capital social de los miembros originales del Consorcio (incluyendo el incumplimiento por dichos accionistas de suscribir un aumento de capital de Gas Argentino) requiere la aprobación previa del ENARGAS si la reducción representa un 51% menos de participación social de los miembros originales del consorcio. Asimismo, mientras British Gas siga siendo el Operador Técnico, no podrá reducir su participación en Gas Argentino sin la previa autorización del ENARGAS, siempre que dicha reducción pudiera resultar para British Gas directa o indirectamente una participación menor al 15% de acciones ordinarias en Gas Argentino.

El 11 de agosto de 1998, Perez Companc vendió su participación accionaria representativa del 25% del capital social de Gas Argentino a los restantes socios, quienes la adquirieron a prorrata de sus respectivas tenencias.

Convenio de Accionistas

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

El Convenio de Accionistas otorga el derecho de opción preferente de compra en favor de otros accionistas titulares de acciones ordinarias de Gas Argentino, en caso de que un accionista decidiera vender sus acciones ordinarias en Gas Argentino, mediante el cual cada uno de los restantes accionistas que no venden su participación tiene derecho a comprar las acciones ofrecidas en proporción a su respectiva tenencia en Gas Argentino (excluyendo las acciones ofrecidas a la venta).

Acciones Preferidas Canjeables

Una parte del precio de compra de la participación de Gas Argentino en MetroGAS fue financiada mediante la emisión por parte de Gas Argentino de obligaciones subordinadas canjeables por la suma de U$S42,0 millones, las que posteriormente fueron capitalizadas en acciones preferidas canjeables de Gas Argentino (las "Acciones Preferidas Canjeables"), las cuales a su vez fueron rescatadas con fecha 9 de febrero de 1999.

OPERACIONES ENTRE COMPAÑÍAS VINCULADAS

La Sociedad ha celebrado una serie de contratos técnicos y otros acuerdos con British Gas. De conformidad con las disposiciones contempladas en la Licencia, la Sociedad celebró un Contrato de Asistencia Técnica con British Gas como Operador Técnico, comprometiéndose a pagarle un honorario de asistencia técnica anual por los servicios prestados en virtud de dicho contrato. En 2000, la Sociedad devengó aproximadamente $8,2 millones en virtud del Contrato de Asistencia Técnica, Ps. 6,9 millones en 1999 y Ps. 4,7 millones en 1998. Además, la Sociedad reembolsó a British Gas o a sus subsidiarias aproximadamente $1,5 millones, Ps. 1,3 millones y Ps. 1,0 millones en concepto de sueldos, gastos y otros costos, vinculados con el empleo y la designación en MetroGAS de gerentes de British Gas en 2000, 1999 y 1998, respectivamente, en virtud de un Contrato de Suministro de Mano de Obra celebrado entre la Sociedad y British Gas. Véase "Dirección y Administración - Principales Accionistas-Contrato de Asistencia Técnica". British Gas, a través de BGI, controla indirectamente el 54,67% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de la Sociedad. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas".

La Sociedad ha adquirido gas de Astra durante el desarrollo normal de sus actividades. Astra posee directa e indirectamente el 45,33% del capital accionario de Gas Argentino. Véase "Principales Accionistas y Operaciones entre Compañías Vinculadas". La Sociedad pagó a Astra aproximadamente $4,1millones, $3,5 millón y $0,1 millón en 2000, 1999 y 1998 respectivamente, por compras de gas. Las compras de gas de la Sociedad a YPF disminuyeron durante 2000 de 55% a 21% del total del monto comprado. YPF es controlada por Repsol, que posee directamente 53,92% del capital social de Astra. La Sociedad considera que los términos de las compras de gas de Astra e YPF no son menos favorables que los que la Sociedad podría obtener en transacciones celebradas con terceros.

En virtud de la Ley del Gas y el Decreto Nº 1738/92, los accionistas de Gas Argentino tienen vedado suministrar (ya sea directa o indirectamente a través de otros productores o revendedores) más del 20% del total de gas comprado por la Sociedad en un mes determinado. Además, MetroGAS no puede otorgar un trato preferencial a cualquiera de los accionistas de Gas Argentino. Asimismo, de acuerdo a la Ley del Gas, ni Astra, ni sus sociedades vinculadas ni sus controlantes, pueden calificar como accionista controlante. British Gas no es un productor de gas en la Argentina. Es intención de la dirección de la Sociedad manejar el suministro de gas de un modo que no sea contrario a dichas restricciones. En los años 1998, 1999 y 2000, las compras totales de gas a los accionistas de Gas Argentino no superaron el 20% mencionado anteriormente.

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

Para mayor información sobre operaciones de la Sociedad entre compañías vinculadas, véase la Nota 5 a los Estados Contables.

DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

SIMPLES, NO CONVERTIBLES EN ACCIONES, A CORTO Y MEDIANO PLAZO

La emisión de Obligaciones Negociables simples, no convertibles en acciones, por parte de la Sociedad en virtud del programa de obligaciones negociables a corto y mediano plazo ha sido autorizada por resolución de la asamblea extraordinaria de accionistas, adoptada el 22 de diciembre de 1998, y por resolución del Directorio de la Sociedad, adoptada el 27 de abril de 1999. Las Obligaciones Negociables se emitirán conforme a un contrato de fideicomiso, (en adelante el "Contrato de Fideicomiso"), a ser celebrado entre la Sociedad y Citibank, N.A., en calidad de Fiduciario, agente de registro, agente de pago y agente de transferencia (en adelante el "Fiduciario", "Agente de Registro", "Agente de Pago" y "Agente de Transferencia") y Citibank, N.A., a través de su oficina de Londres, en calidad de Agente Principal de Pago y Agente de Transferencia (en adelante el "Agente Principal de Pago" y "Agente de Transferencia"). El Fiduciario ha designado a Citibank, N.A. (Sucursal Buenos Aires) como su representante en Buenos Aires, Argentina (el "Representante del Fiduciario"), para recibir, en su representación, las notificaciones efectuadas por los tenedores de las Obligaciones Negociables de todas las Series (los "Tenedores") y actuar en representación del Fiduciario cuando sea necesario. En las oficinas del Fiduciario en 111 Wall Street, Nueva York, Estados Unidos de América y del Representante del Fiduciario en Bartolomé Mitre 530, Buenos Aires, Argentina, se encontrará a disposición una copia del Contrato de Fideicomiso para su consulta durante el horario habitual de oficina. Algunos términos definidos en el Contrato de Fideicomiso (incluidas las Obligaciones Negociables) utilizados y no definidos de otro modo en el presente quedan incorporados al presente por referencia.

Generalidades

Las condiciones específicas de cada Serie de Obligaciones Negociables, incluidos el capital, la fecha de emisión, el precio de compra, vencimiento, si las Obligaciones Negociables devengarán intereses a tasa fija o flotante y la forma de cálculo de la tasa de interés, de corresponder, si las Obligaciones Negociables serán rescatables a opción de la Sociedad y, en tal caso, las disposiciones relativas al rescate, si las Obligaciones Negociables serán Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda u Otras Obligaciones Negociables Reajustables, la Moneda Especificada (si fuera distinta del Dólar) en la que estarán denominadas las Obligaciones Negociables o en que se pagará el capital, la prima o intereses sobre las mismas, así como otras disposiciones, incluyendo la determinación de la jurisdicción o la ley aplicable para cada Serie, si esto se requiriese para la colocación de la Serie correspondiente, estarán indicadas en esas Obligaciones Negociables, en el Contrato de Fideicomiso y en el Suplemento del Prospecto relativo a esa Serie de Obligaciones Negociables en particular y podrán diferir de las que se establecen a continuación. El Suplemento del Prospecto relativo a cada Serie de Obligaciones Negociables, es el prospecto que la Sociedad ha autorizado para el ofrecimiento y venta de dichas Obligaciones Negociables. El Suplemento del Prospecto será fechado en la fecha de la última modificación al mismo. Los siguientes resúmenes sobre ciertas disposiciones de las Obligaciones Negociables y del Contrato de Fideicomiso no pretenden ser completos y están sujetos y totalmente condicionados por referencia a los términos y condiciones de dichas Obligaciones Negociables y del Contrato de Fideicomiso.

Las Obligaciones Negociables de cada Serie estarán todas sujetas a idénticos términos sea cual fuera su denominación, interés, vencimiento y serán rescatables sobre las mismas bases, devengando un interés, si lo hubiera, sobre las mismas bases e igual tasa, con la excepción que en cada Serie pueden emitirse Obligaciones Negociables (si ello fuera permitido por la legislación aplicable) al portador y Obligaciones Negociables nominativas.

El Contrato de Fideicomiso dispone la emisión, de tanto en tanto, de una o más Series de Obligaciones Negociables simples, no convertibles en acciones, en virtud del mismo y que las Obligaciones Negociables de todas las Series que estén en cualquier momento en circulación en virtud del mismo no podrán superar el monto total de capital de U$S600.000.000 (o su equivalente en una Moneda Especificada según lo determine la Sociedad o su agente en la fecha de emisión). El Emisor sólo podrá aumentar el monto total máximo en circulación mediante las resoluciones societarias pertinentes, debiendo otorgarse asimismo un contrato de fideicomiso complementario al Contrato de Fideicomiso a celebrarse entre el Emisor y el Fiduciario, todo lo cual será presentado ante la CNV. Dicho aumento y el contrato de fideicomiso complementario no requerirá el consentimiento de los Tenedores.

Las Obligaciones Negociables de todas las Series podrán ser obligaciones simples, no garantizadas e incondicionales de la Sociedad y se encontrarán pari passu, sin preferencia o prioridad de pago entre ellas y con todas las otras Deudas no garantizadas y no subordinadas de la Sociedad (que no sean deudas senior por disposición del estatuto o por aplicación de la misma), o podrán ser obligaciones garantizadas, según se especifique en el suplemento respectivo. Las Obligaciones Negociables serán de un peso ($ 1) de valor nominal.

La tasa de interés, si la hubiera, a la que se devengarán los intereses sobre esas Obligaciones Negociables, el método de determinación de la misma, de corresponder, y la forma en que la tasa podrá cambiar antes del vencimiento de esas Obligaciones Negociables, si correspondiera, se regirán por lo dispuesto bajo el título "Tasa de interés" más adelante, y en el Suplemento del Prospecto de esa Serie de Obligaciones Negociables en particular. El capital de las Obligaciones Negociables podrá indexarse utilizando distintos índices conforme se indica bajo los títulos "Obligaciones Negociables reajustables según la moneda" y "Otras Obligaciones Negociables reajustables" más adelante. Asimismo, el Suplemento del Prospecto de las Obligaciones Negociables describirá las disposiciones específicas relativas al pago de intereses, dependiendo de si dichas Obligaciones Negociables son Obligaciones Negociables a Tasa Fija u Obligaciones Negociables a Tasa Flotante (conforme se las define más adelante), y al pago de capital si esas Obligaciones Negociables se emitieran en una Moneda Especificada distinta del Dólar.

Forma y registro de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie

Las Obligaciones Negociables podrán emitirse como Obligaciones Negociables nominativas o como Obligaciones Negociables al portador (si ello fuera permitido por la legislación aplicable). Las Obligaciones Negociables al Portador (si ello fuera permitido por la legislación aplicable) estarán sujetas a algunos requisitos y restricciones impuestos por las leyes y reglamentaciones impositivas federales de los Estados Unidos de América. Las Obligaciones Negociables podrán estar representadas por títulos definitivos o por uno o más certificados globales correspondientes al monto total de la emisión, susceptibles de ser canjeados en determinadas circunstancias por títulos definitivos. Hasta tanto no se emitan Obligaciones Negociables definitivas de una Serie, la Sociedad podrá emitir (y deberá firmar, si así lo exigiera una Resolución del Directorio) Obligaciones Negociables provisorias de esa Serie autenticadas y entregadas de acuerdo a lo dispuesto en el Convenio de Fideicomiso. Esas Obligaciones Negociables provisorias serán globales. Todas las Obligaciones Negociables provisorias de una Serie estarán sujetas a las limitaciones y condiciones, y tendrán los mismos derechos y beneficios que las Obligaciones Negociables definitivas de esa Serie con excepción a lo dispuesto en el Convenio de Fideicomiso o en dichas Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables nominativas de la misma Serie podrán estar representadas por una Obligación Negociable global definitiva depositada en un depositario ubicado en los Estados Unidos de América o en representación del mismo o de quien el depositario designe, para ser acreditada en las cuentas respectivas de los titulares de participaciones en las Obligaciones Negociables representadas por la Obligación Negociable global definitiva (la "Obligación Negociable Global Estadounidense"). Las Obligaciones Negociables Globales Estadounidenses podrán estar sujetas a las restricciones especiales sobre la transferencia mencionadas en el Suplemento del Prospecto de las mismas.

Las Obligaciones Negociables nominativas o las Obligaciones Negociables al portador (si ello fuera permitido por la legislación aplicable) de la misma Serie podrán estar representadas por una Obligación Negociable nominativa o una Obligación Negociable al portador (si ello fuera permitido por la legislación aplicable), según corresponda, en forma global, definitiva o provisoria depositada en un depositario ubicado fuera de los Estados Unidos de América o en representación del mismo o de quien el depositario designe, para ser acreditadas en las cuentas respectivas de los titulares de participaciones en las Obligaciones Negociables representadas por una Obligación Negociable nominativa o una Obligación Negociable al portador, ambas globales, definitivas o provisorias (la "Obligación Negociable Global Internacional"). Las Obligaciones Negociables Globales Internacionales podrán estar sujetas a las restricciones especiales sobre la transferencia mencionadas en el Suplemento del Prospecto de las mismas.

No se cobrará ningún cargo administrativo por el registro de la transferencia o canje de Obligaciones Negociables, pero la Sociedad podrá exigir el pago de una suma que sea suficiente para cancelar cualquier impuesto u otra carga gubernamental exigible en relación con dicho registro.

Procedimiento de entrega de certificados – Títulos Definitivos

En cualquier momento y de tanto en tanto con posterioridad a la firma y otorgamiento del Contrato de Fideicomiso, la Sociedad podrá entregar una o más Obligaciones Negociables otorgadas por la Sociedad al Fiduciario para su autenticación, junto con los documentos aplicables mencionados más adelante, y el Fiduciario posteriormente deberá autenticarlas y entregarlas al Emisor o a su orden (indicada en la Orden del Emisor mencionada más adelante) o conforme a los procedimientos aceptables para el Fiduciario que se indiquen de tanto en tanto en una Orden de la Sociedad. Si no todas las Obligaciones Negociables de cualquier Serie fueran a ser emitidas en una misma oportunidad y si la Resolución de Directorio o el contrato de fideicomiso complementario que cree esa Serie lo autorizara, la Orden de la Sociedad podrá disponer procedimientos aceptables para el Fiduciario, para la emisión de las Obligaciones Negociables, y fijar las condiciones de determinadas Obligaciones Negociables de esa Serie, tales como la tasa de interés, la fecha de vencimiento, la fecha de emisión y la fecha a partir de la cual se devengarán intereses. Dicha Orden de la Sociedad podrá ser transmitida por fax (debiendo enviarse el original por correo) y dar instrucciones o disponer nuevas instrucciones de la Sociedad, que podrán ser verbales si son confirmadas de inmediato por escrito, en cuanto al modelo y condiciones de dichas Obligaciones Negociables. Al autenticar esas Obligaciones Negociables y aceptar las responsabilidades adicionales bajo el Contrato de Fideicomiso en relación con las Obligaciones Negociables, el Fiduciario tendrá derecho a recibir y (sujeto a lo dispuesto en los Artículos 315(a) a 315(d) de la TIA) estará totalmente protegido al basarse en:

(1) una Orden de la Sociedad que solicite dicha autenticación y establezca las condiciones en cuanto a la entrega (si las Obligaciones Negociables no fueran a ser entregadas a la Sociedad) y el cumplimiento de cualquiera de las condiciones no establecidas en las Obligaciones Negociables firmadas por la Sociedad o que fije procedimientos aceptables para el Fiduciario en cuanto a dicho cumplimiento y entrega;

(2) cualquier resolución de Directorio, Certificado de los Funcionarios o contrato de fideicomiso complementario y firmado, por los que se fijaron los modelos y términos de esas Obligaciones Negociables;

(3) en la medida en que los modelos y términos de esas Obligaciones Negociables se determinen en resoluciones o contratos de fideicomiso complementarios (pero no estén incluidos en los mismos), un Certificado de los Funcionarios que establezca el o los modelos y términos de las Obligaciones Negociables y describa las medidas tomadas a fin de establecer dicho modelo o modelos y los términos o que demuestre la autorización para fijar el o los modelos y términos mediante una Orden de la Sociedad o los procedimientos fijados en la misma; y

(4) un Dictamen Legal preparado de acuerdo con lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, que manifestará (a) que el modelo o modelos y los términos de dichas Obligaciones Negociables han sido o serán, cuando sean establecidos ajustándose a los procedimientos descriptos en el mismo, debidamente autorizados y establecidos de conformidad con las disposiciones del Contrato de Fideicomiso; y (b) que esas Obligaciones Negociables, juntamente con los cupones correspondientes, cuando sean autenticadas y entregadas por el Fiduciario y emitidas por la Sociedad en la forma y sujeto a las condiciones especificadas en el Dictamen Legal, constituirán obligaciones válidas y vinculantes de la Sociedad, exigibles contra la Sociedad de conformidad con las cuestiones que el asesor legal pueda especificar en tal dictamen y sujeto a las mismas.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, si no todas las Obligaciones Negociables de cualquier Serie fueran a ser emitidas en una misma oportunidad, no será necesario entregar el Certificado de los Funcionarios que de otro modo se exigiría conforme al apartado (3) precedente o a la Orden de la Sociedad ni el Dictamen Legal que de otro modo se exigiría conforme al Contrato de Fideicomiso al emitirse cada Obligación Negociable o antes, pero tales documentos deberán ser entregados antes de la emisión de la primera Obligación Negociable de esa Serie o en el momento de emitirse la misma.

El Fiduciario tendrá derecho a negarse a autenticar y entregar Obligaciones Negociables cuando (x) aconsejado por asesores legales y después de consultar a los asesores legales de la Sociedad, determine que la Sociedad no podría tomar legalmente tal medida, (y) de buena fe, a través de su Directorio o directorio de fiduciarios, el comité ejecutivo o un comité fiduciario de directores o fiduciarios o Funcionarios Responsables, determine que tal medida le crearía una responsabilidad personal frente a los Tenedores existentes o (z) determine que dicha medida perjudicará sus derechos, deberes, obligaciones o inmunidades en virtud del presente en una forma que no sea razonablemente aceptable para el mismo.

Entrega de las Obligaciones Negociables

Las Obligaciones Negociables serán firmadas en representación de la Sociedad por (a) un miembro del Directorio y (b) un miembro de la Comisión Fiscalizadora. Las firmas de esos funcionarios podrán, de acuerdo con la legislación y reglamentaciones aplicables, ser las firmas autógrafas o facsímiles de las personas que ocupen tales cargos en el presente o en el futuro. Los errores o defectos tipográficos y otros errores o defectos menores de tales firmas no afectarán la validez o exigibilidad de cualquier Obligación Negociable que haya sido debidamente autenticada y entregada por el Fiduciario.

En caso de que cualquier miembro del Directorio o Comisión Fiscalizadora haya firmado alguna de las Obligaciones Negociables deje de ser funcionario de la Sociedad antes de que la Obligación Negociable ya firmada sea autenticada y entregada por el Fiduciario o enajenada por o en nombre de la Sociedad, dicha Obligación Negociable podrá ser igualmente autenticada y entregada o enajenada como si la Persona que la firmó no hubiera dejado de ser miembro del Directorio o Comisión Fiscalizadora.

Certificado de autenticación

Ninguna Obligación Negociable tendrá derecho a beneficio alguno bajo el Contrato de Fideicomiso ni será válido u obligatorio para ningún fin a menos que tal Obligación Negociable constituirá prueba concluyente y única de que la misma ha sido debidamente autenticada y entregada conforme al presente y tiene derecho a los beneficios del Contrato de Fideicomiso. Sin perjuicio de lo que antecede, de haber alguna Obligación Negociable autenticada y entregada, pero que jamás fue emitida y vendida por la Sociedad, y en caso de que la Sociedad entregue esa Obligación Negociable al Fiduciario para su cancelación conforme a lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, junto con una declaración escrita (que no necesita cumplir lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso ni estar acompañada de un Dictamen Legal) que manifieste que esa Obligación Negociable nunca fue emitida y vendida por la Sociedad, a todos los efectos del Contrato de Fideicomiso se considerará que esa Obligación Negociable nunca fue autenticada y entregada en virtud del presente y nunca tendrá derecho a los beneficios de este Contrato de Fideicomiso.

Tasa de interés

Salvo otra disposición aprobada en el Suplemento del Prospecto respectivo, todas las Obligaciones Negociables de cualquier Serie, con exclusión de las Obligaciones Negociables de Cupón Cero, devengarán intereses a partir de la fecha de emisión o la Fecha de Pago de Intereses más reciente (o del día siguiente a la Fecha Regular de Registro más reciente, si dicha Obligación Negociable fuera una Obligación Negociable a Tasa Flotante y el Período de Reajuste de Intereses fuera diario o semanal) hasta la que se hayan pagado intereses sobre las Obligaciones Negociables o se haya dispuesto el pago de los mismos a la tasa fija anual, o a la tasa anual determinada de acuerdo con la fórmula para el cálculo de la tasa de interés, indicada en las mismas y en el Suplemento del Prospecto aplicable, hasta que se pague o disponga el pago del capital de las mismas. Los intereses se pagarán en cada Fecha de Pago de Intereses y al vencimiento conforme se indicará en el Suplemento del Prospecto de las mismas.

Todas las Obligaciones Negociables, con exclusión de las Obligaciones Negociables de Cupón Cero, devengarán intereses (a) a tasa fija (la "Obligación Negociable a Tasa Fija") o (b) a tasa variable calculada por referencia a una tasa de interés (la "Obligación Negociable a Tasa Flotante"), que podrá ser ajustada mediante la adición o deducción del Spread y/o multiplicación por el Multiplicador del Spread (conforme se los define más adelante). Las Obligaciones Negociables a Tasa Flotante podrán tener una de las siguientes características o ambas: (a) una limitación numérica máxima a la tasa de interés, o tope, sobre la tasa de interés que se devengue durante cualquier período de intereses (la "Tasa Máxima") y (b) una limitación numérica mínima a la tasa de interés, o piso, sobre la tasa de interés que se devengue durante cualquier período de intereses (la "Tasa Mínima"). El "Spread" es la cantidad de centésimos de punto porcentual indicada en el Suplemento del Prospecto pertinente, aplicable a la tasa de interés para esa Obligación Negociable, y el "Multiplicador del Spread" es el porcentaje indicado en el Suplemento del Prospecto pertinente, aplicable a la tasa de interés para esa Obligación Negociable. "Vencimiento del Índice" significa, con respecto a una Obligación Negociable a Tasa Flotante, el período hasta el vencimiento del instrumento u obligación sobre los que se basa la fórmula para el cálculo de la tasa de interés, conforme se indique en el Suplemento del Prospecto aplicable. El agente de cálculo con respecto a cualquier emisión en particular de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante (el "Agente de Cálculo") estará mencionado en el Suplemento del Prospecto aplicable.

El Suplemento del Prospecto aplicable relativo a una Obligación Negociable a Tasa Fija establecerá una tasa de interés fija anual pagadera sobre la misma.

El Suplemento del Prospecto aplicable relativo a una Obligación Negociable a Tasa Flotante designará una tasa de interés básica (la "Tasa de Interés Básica") para la Obligación Negociable a Tasa Flotante. La Tasa de Interés Básica para cada Obligación Negociable a Tasa Flotante será: (a) la Tasa de Papeles Comerciales (Commercial Paper Rate), en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa de Papeles Comerciales; (b) la Tasa Prime, en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa Prime; (c) LIBOR, en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa LIBOR; (d) la Tasa del Tesoro (Treasury Rate), en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa del Tesoro; (e) la Tasa CD (CD Rate), en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa CD; (f) la Tasa de los Fondos Federales (Federal Funds Rate), en cuyo caso esa Obligación Negociable será una Obligación Negociable a la Tasa de los Fondos Federales; o (g) otra fórmula para el cálculo de tasas de interés mencionada en dicho prospecto. El Suplemento del Prospecto aplicable a una Obligación Negociable a Tasa Flotante indicará la Tasa de Interés Básica y, de corresponder, el Agente de Cálculo, el Vencimiento del Índice, el Spread y/o el Multiplicador del Spread, la Tasa Máxima, la Tasa Mínima, la Tasa Inicial de Interés, las Fechas de Pago de Intereses, las Fechas Regulares de Registro, las Fechas de Cálculo, las Fechas de Determinación de Intereses, el Período de Reajuste de Intereses y las Fechas de Reajuste de Intereses respecto de esa Obligación Negociable.

La tasa de interés aplicable a toda Obligación Negociable a Tasa Flotante se reajustará en forma diaria, semanal, mensual, trimestral, semestral, anual o de otro modo, conforme a lo indicado en la Resolución de Directorio o el contrato de fideicomiso aplicable (cada período se denomina el "Período de Reajuste de Intereses"). Salvo otra disposición de la Resolución de Directorio o del contrato de fideicomiso complementario aplicable, la fecha de reajuste de intereses (la "Fecha de Reajuste de Intereses") será todos los Días Hábiles, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante que se reajustan en forma diaria; los miércoles de cada semana, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante (que no sean Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro) que se reajustan en forma semanal; los martes de cada semana, en el caso de Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro, que se reajustan en forma semanal, salvo lo dispuesto más adelante; el tercer miércoles de cada mes, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante que se reajustan mensualmente; el tercer miércoles de cuatro meses de cada año indicados en el Suplemento del Prospecto aplicable, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante que se reajustan en forma trimestral el tercer miércoles de dos meses de cada año indicados en el Suplemento del Prospecto aplicable, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante que se reajustan en forma semestral; y el tercer miércoles de un mes de cada año indicado en la Resolución de Directorio o en el contrato de fideicomiso aplicable, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Flotante que se reajustan en forma anual, quedando establecido que (a) la tasa de interés vigente a partir de la fecha de emisión de la primera Fecha de Reajuste de Intereses con respecto a una Obligación Negociable a Tasa Flotante será la Tasa Inicial de Interés (indicada en la Resolución de Directorio o en el contrato de fideicomiso complementario aplicable) y (b) salvo otra disposición de la Resolución de Directorio o del contrato de fideicomiso complementario aplicable, la tasa de interés vigente durante los diez días inmediatamente anteriores al vencimiento de una Obligación Negociable será la que esté vigente el décimo día anterior al vencimiento. Si alguna Fecha de Reajuste de Intereses aplicable a cualquier Obligación Negociable a Tasa Flotante cayera en un día que no es un Día Hábil con respecto a esa Obligación Negociable a Tasa Flotante, la Fecha de Reajuste de Intereses para esa Obligación Negociable a Tasa Flotante quedará pospuesta al día siguiente que sea un Día Hábil con respecto a esa Obligación Negociable a Tasa Flotante, excepto que, en el caso de una Obligación Negociable a la Tasa LIBOR, si el Día Hábil cayera durante el mes calendario inmediatamente subsiguiente, la Fecha de Reajuste de Intereses será el Día Hábil inmediatamente anterior.

Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, las Fechas de Determinación de Intereses serán las que se indican a continuación. La Fecha de Determinación de Intereses relativa a una Fecha de Reajuste de Intereses para las Obligaciones Negociables a la Tasa de Papeles Comerciales (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales"), para las Obligaciones Negociables a la Tasa Prime (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime"), para las Obligaciones a la Tasa LIBOR (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR"), para las Obligaciones Negociables a la Tasa CD (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD") y para las Obligaciones Negociables a la Tasa de los Fondos Federales (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales") será el segundo Día Hábil anterior a esa Fecha de Reajuste de Intereses. La Fecha de Determinación de Intereses relativa a una Fecha de Reajuste de Intereses para las Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro (la "Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro") será el día de la semana en que caiga la Fecha de Reajuste de Intereses y en la que normalmente se subastarían los bonos del Tesoro a corto plazo (Treasury Bills). Habitualmente los bonos del Tesoro a corto plazo se subastan todos los lunes, a menos que ese día sea feriado, en cuyo caso la subasta se realiza el día siguiente, martes, aunque puede realizarse el viernes anterior. Si, como consecuencia de un feriado, la subasta se realiza el viernes anterior, ese día será la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro relativa a la Fecha de Reajuste de Intereses que tenga lugar la semana siguiente. Si la fecha de subasta coincidiera con cualquier Fecha de Reajuste de Intereses de una Obligación Negociable a la Tasa del Tesoro, entonces la Fecha de Reajuste de Intereses será el primer Día Hábil inmediatamente siguiente a la fecha de la subasta.

Todos los porcentajes que resulten de los cálculos mencionados en este Prospecto se redondearán, de ser necesario, al cien milésimo del punto porcentual más cercano, con cinco un millonésimo de un punto porcentual redondeado hacia arriba (por ejemplo, 8,763235% (ó 0,08763235) se redondeará a 8,76324% (ó 0,0876324)), y todos los montos en Dólares utilizados para calcular o que resulten de dicho cálculo se redondearán al centavo más cercano (redondeando el medio centavo hacia arriba).

Además de toda Tasa Máxima aplicable a cualquier Obligación Negociable a Tasa Flotante conforme a lo dispuesto precedentemente, la tasa de interés sobre las Obligaciones Negociables a Tasa Flotante nunca será más alta que la tasa máxima permitida por la legislación de Nueva York, modificada por la legislación de los Estados Unidos de América de aplicación general. [Conforme a la legislación vigente en Nueva York, la tasa máxima de interés es del 25% anual (interés simple), con algunas excepciones. El límite puede no ser de aplicación a las Obligaciones Negociables a Tasa Flotante en las que se han invertido U$S2.500.000 o más.

A solicitud del Tenedor de cualquier Obligación Negociable a Tasa Flotante, el Agente de Cálculo suministrará la tasa de interés que entonces esté vigente y, de haberla, la tasa de interés que entrará en vigencia en la siguiente Fecha de Reajuste de Intereses con respecto a esa Obligación Negociable a Tasa Flotante. La determinación de la tasa de interés por parte del Agente de Cálculo será definitiva y obligatoria a falta de error manifiesto.

Obligaciones Negociables a la Tasa de Papeles Comerciales

Las Obligaciones Negociables a la Tasa de Papeles Comerciales devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa de Papeles Comerciales y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa de Papeles Comerciales y en el Suplemento del Prospecto aplicable. Salvo que se indique lo contrario en el Suplemento del Prospecto, la "Fecha de Cálculo" relativa a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales será lo que ocurra primero entre: (i) el décimo día siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales o, si ese día no fuera un Día Hábil, entonces el Día Hábil inmediatamente siguiente, y (ii) el Día Hábil anterior a la Fecha de Pago de Intereses o Fecha de Vencimiento aplicable, según corresponda.

Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto, "Tasa de Papeles Comerciales" significa, con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses, el Rendimiento del Mercado Monetario (calculado según se indica más adelante) de la tasa anual (cotizada a descuento bancario) correspondiente a la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales pertinente para papeles comerciales que tengan especificado el Vencimiento del Índice, publicado por el Directorio (Board of Governors) del Sistema de la Reserva Federal en "Statistical Release H.15(519), Selected Interest Rates" o cualquier publicación que la suceda del Directorio del Sistema de la Reserva Federal ("H.15(519)") bajo el título "Commercial Paper". En caso de que la tasa no sea publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo correspondiente, la Tasa de Papeles Comerciales con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será el Rendimiento del Mercado Monetario de esa tasa en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales para papeles comerciales con Vencimiento del Índice especificado, publicada por el Banco de la Reserva Federal de Nueva York en su publicación estadística diaria titulada "Composite 3:30 P.M. Quotations for U.S. Government Securities" o cualquier publicación que la suceda del Banco de la Reserva Federal de Nueva York (las "Cotizaciones Compuestas") bajo el título "Commercial Paper". Si tal tasa no hubiera sido publicada ni en H.15(519) ni en la Cotización Compuesta antes de las 15:30, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo antes mencionada, la Tasa de Papeles Comerciales con respecto a tal Fecha de Reajuste de Intereses será calculada por el Agente de Cálculo y será el Rendimiento del Mercado Monetario del promedio aritmético de las tasas anuales ofrecidas (cotizadas a descuento bancario) a las 11:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales, de tres operadores importantes de papeles comerciales de la ciudad de Nueva York que el Agente de Cálculo elija (previa consulta con la Sociedad) para papeles comerciales con el Vencimiento del Índice especificado, colocados para una empresa industrial cuyos bonos hayan sido calificados por Standard & Poor's Corporation como "AA", o una calificación equivalente realizada por otra sociedad calificadora de riesgo de reconocido prestigio nacional, quedando establecido que si menos de los tres operadores seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa de Papeles Comerciales con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa de Papeles Comerciales vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de Papeles Comerciales.

"Rendimiento del Mercado Monetario" será el rendimiento (expresado como un porcentaje) calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:


Rendimiento del Mercado Monetario =	100 x 360 x D
	360 - (D x M)

donde "D" se refiere a la tasa anual para papeles comerciales cotizada a descuento bancario y expresada como un decimal, y "M" se refiere a la cantidad real de días del período durante el cual se calculan los intereses.

Obligaciones Negociables a la Tasa Prime

Las Obligaciones Negociables a la Tasa Prime devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa Prime y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa Prime y en el Suplemento del Prospecto. Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto, la "Fecha de Cálculo" relativa a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime será (i) el décimo día siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime o, si ese día no fuera un Día Hábil, entonces el Día Hábil inmediatamente siguiente, o (ii) el Día Hábil anterior a la Fecha de Pago de Intereses o Fecha de Vencimiento aplicable, según corresponda.

Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto aplicable, la "Tasa Prime" significa, con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses, la tasa fijada para la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime pertinente en H.15(519) bajo el título "Bank Prime Loan". En caso de que la tasa no sea publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo correspondiente, la Tasa Prime con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será el promedio aritmético de las tasas de interés que cada banco que aparece en la pantalla designada como página "NYMF" en el Reuters Monitor Money Rates Service (u otra página que reemplace a la página NYMF en ese servicio a los efectos de anunciar las tasas prime o las tasas de financiamiento de base (base lending rates) de los principales bancos de los Estados Unidos de América) (la "Reuters Screen NYMF Page") anuncie al público como la tasa prime o la tasa de financiamiento de base de ese banco, vigentes en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime y cotizadas en la Reuters Screen NYMF Page en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime. Si menos de cuatro tasas aparecieran en la Reuters Screen NYMF Page en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime, la Tasa Prime con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será el promedio aritmético de las tasas prime o tasas de financiamiento de base cotizadas en la ciudad de Nueva York (sobre la base de la cantidad real de días en el año, dividida por un año de 360 días) al cierre de las operaciones de esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime por tres de los principales bancos de la ciudad de Nueva York seleccionados por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) quedando establecido que si menos de los tres bancos seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa Prime con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa Prime vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa Prime.

Obligaciones Negociables a la Tasa LIBO

Las Obligaciones Negociables a la Tasa LIBO devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa LIBO y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa LIBO y en el Suplemento del Prospecto.

El Suplemento del Prospecto especificará si la Tasa LIBOR se determinará sobre la base de las tasas que aparecen en la Reuters Screen LIBOR Page o en la Telerate Screen Page 3750 (conforme se las define más adelante). Si el Suplemento del Prospecto aplicable no especificara ni la LIBO Reuters ni la Telerate, la Tasa LIBOR se determinará como si se hubiera indicado la LIBOR Telerate. La Tasa LIBOR con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses será determinada por el Agente de Cálculo de acuerdo con las siguientes disposiciones:

(i) En la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR pertinente, la Tasa LIBOR se determinará sobre la base de las tasas ofrecidas para depósitos en Dólares con Vencimiento del Índice especificado, a partir del segundo Día Hábil inmediatamente siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR, que aparecen a las 11:00, hora de Londres, en la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR en (a) la Reuters Screen LIBO Page o (b) la Telerate Screen Page 3750, según corresponda. Si el Suplemento del Prospecto aplicable indicara la Reuters Screen LIBO Page y si la Reuters Screen LIBO Page ofreciera por lo menos dos tasas, la Tasa LIBOR con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será el promedio aritmético (redondeado al cien milésimo siguiente más alto de un punto porcentual) de las tasas ofrecidas conforme lo determine el Agente de Cálculo. Si el Suplemento del Prospecto aplicable indicara la Reuters Screen LIBO Page y si la Reuters Screen LIBO Page ofreciera menos de dos tasas, la Tasa LIBOR con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses se determinará conforme a lo descripto en el apartado (ii) más adelante. "Reuters Screen LIBO Page" significa la pantalla designada como página "LIBO" en el Reuters Monitor Money Rates Service (u otra página que reemplace a la página LIBO en ese servicio a los efectos de anunciar las tasas del mercado interbancario londinense ofrecidas por los principales bancos). "Telerate Screen Page 3750" significa la pantalla designada como "Page 3750" en el Telerate Service (u otra página que reemplace a la Page 3750 en ese servicio u otro que sea designado por la Asociación de Banqueros Británicos (British Bankers' Association) como el proveedor de información a los efectos de anunciar las Tasas de Liquidación de Intereses de la Asociación de Banqueros Británicos).

(ii) Con respecto a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR en la que se ofrezcan menos de dos tasas en la Reuters Screen LIBO Page para el Vencimiento del Índice aplicable o no aparezca ninguna tasa en la Telerate Screen Page 3750 para el Vencimiento del Índice aplicable, según corresponda y conforme a lo descripto en el apartado (i) precedente, la Tasa LIBOR se determinará sobre la base de las tasas que ofrezcan alrededor de las 11:00, hora de Londres, de esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR, cuatro bancos principales del mercado interbancario londinense seleccionados por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) para depósitos en Dólares con Vencimiento del Índice especificado a bancos de primera línea del mercado interbancario londinense, a partir del segundo Día Hábil inmediatamente siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR y por un monto de capital igual a no menos de U$S1.000.000 que, a juicio del Agente de Cálculo, sea representativo para una única operación en ese mercado y en ese momento (el "Monto Representativo"). El Agente de Cálculo solicitará a la oficina principal en Londres de cada uno de esos bancos que suministren la cotización de esta tasa. Si se brindaran dos cotizaciones por lo menos, la Tasa LIBOR con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses pertinente será el promedio aritmético de esas cotizaciones. Si se brindaran menos de dos cotizaciones, la Tasa LIBOR con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será el promedio aritmético de las tasas cotizadas alrededor de las 11:00, hora de la ciudad de Nueva York, de esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR por tres bancos principales de la ciudad de Nueva York, seleccionados por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) para préstamos en Dólares a bancos Europeos de primera línea con Vencimiento del Índice especificado a partir de la Fecha de Reajuste de Intereses y por un Monto Representativo, quedando establecido que si menos de los tres bancos seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa LIBOR con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa LIBOR vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa LIBOR.

Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro

Las Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa del Tesoro y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa del Tesoro y en el Suplemento del Prospecto aplicable. Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto aplicable, la "Fecha de Cálculo" relativa a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro será (i) el décimo día siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro o, si ese día no fuera un Día Hábil, entonces el Día Hábil inmediatamente siguiente, o (ii) el Día Hábil anterior a la Fecha de Pago de Intereses o Fecha de Vencimiento aplicable, según corresponda.

Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto aplicable, la "Tasa del Tesoro" significa, con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses, la tasa vigente para la subasta, en la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro pertinente, correspondiente a obligaciones simples de los Estados Unidos de América (los "bonos del Tesoro a corto plazo") que tengan especificado el Vencimiento del Índice, según lo publicado en H.15(519) bajo el título "U.S. Government Securities/Treasury Bills/Auction Average (Investment)" o, si no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo pertinente, la tasa promedio de subastas (expresada como un equivalente a bonos, sobre la base de un año de 365 ó 366 días, según corresponda, y aplicada en forma diaria) para esa subasta que sea anunciada por otros medios por el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos de América. En caso de que los resultados de la subasta de bonos del Tesoro a corto plazo con Vencimiento del Índice especificado no fueran publicados o informados conforme a lo dispuesto precedentemente antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Cálculo o si no se efectuara la subasta durante esa semana, entonces la Tasa del Tesoro será la tasa indicada en H.15(519) para la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro pertinente para el Vencimiento del Índice especificado bajo el título "U.S. Government Securities/Treasury Bills/Secundar Market". Si esa tasa no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente, la Tasa del Tesoro con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será calculada por el Agente de Cálculo y será el rendimiento al vencimiento (expresado como el equivalente a bonos, sobre la base de un año de 365 ó 366 días, según corresponda, y aplicado en forma diaria) del promedio aritmético de las tasas bid del mercado secundario a aproximadamente las 15:30, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro, de los tres colocadores primarios líderes de títulos valores del gobierno de los Estados Unidos de América en la ciudad de Nueva York, elegidos por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) para la emisión de bonos del Tesoro a corto plazo con un remanente al vencimiento lo más cercano al Vencimiento del Índice especificado, quedando establecido que si menos de los tres colocadores seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa del Tesoro con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa del Tesoro vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa del Tesoro.

Obligaciones Negociables a la Tasa CD

Las Obligaciones Negociables a la Tasa CD devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa CD y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa CD y en el Suplemento del Prospecto aplicable. Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, la "Fecha de Cálculo" relativa a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD será (i) el décimo día siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD o, si ese día no fuera un Día Hábil, entonces el Día Hábil inmediatamente siguiente, o (ii) el Día Hábil anterior a la Fecha de Pago de Intereses o Fecha de Vencimiento aplicable, según corresponda.

Salvo otra disposición establecida en el Suplemento del Prospecto aplicable, la "Tasa CD" significa, con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses, la tasa vigente en la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD pertinente para certificados de depósito negociables que tengan especificado el Vencimiento del Índice, según lo publicado en H.15(519) bajo el título "CDs (Secondary Market)". Si esa tasa no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo pertinente, la Tasa CD con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la tasa vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD para certificados de depósito negociables que tengan especificado el Vencimiento del Índice, publicada en Cotizaciones Compuestas bajo el título "Certificates of Deposit". Si esa tasa no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Cálculo en H.15(519) o en las Cotizaciones Compuestas, la Tasa CD con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será calculada por el Agente de Cálculo y será el promedio aritmético de las tasas ofrecidas en el mercado secundario, a las 10:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD, por tres principales colocadores no bancarios de certificados de depósito negociables en Dólares en la ciudad de Nueva York (que podrá incluir a los Underwriters) seleccionados por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) para certificados de depósito negociables de bancos de primera línea del mercado monetario de los Estados Unidos de América con un remanente al vencimiento lo más cercano al Vencimiento del Índice especificado, por una denominación de U$S5.000.000, quedando establecido que si menos de los tres colocadores seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa CD con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa CD vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa CD.

Obligaciones Negociables a la Tasa de los Fondos Federales

Las Obligaciones Negociables a la Tasa de los Fondos Federales devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas por referencia a la Tasa de los Fondos Federales y al Spread y/o al Multiplicador del Spread, si lo hubiera) y se pagarán en las fechas indicadas en el anverso de las Obligaciones Negociables a la Tasa de los Fondos Federales y en el Suplemento del Prospecto aplicable. Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, la "Fecha de Cálculo" relativa a una Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales será lo que ocurra primero entre: (i) el décimo día siguiente a esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales o, si ese día no fuera un Día Hábil, entonces el Día Hábil inmediatamente siguiente, y (ii) el Día Hábil anterior a la Fecha de Pago de Intereses o Fecha de Vencimiento aplicable, según corresponda.

Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, la "Tasa de los Fondos Federales" significa, con respecto a cualquier Fecha de Reajuste de Intereses, la tasa vigente en la Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales pertinente para Fondos Federales, publicada en H.15(519) bajo el título "Federal Funds (Effective)". Si esa tasa no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en la Fecha de Cálculo pertinente, la Tasa de los Fondos Federales con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la tasa vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales, publicada en Cotizaciones Compuestas bajo el título "Federal Funds/Effective Rate". Si esa tasa no fuera publicada antes de las 15:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Cálculo en H.15(519) o en las Cotizaciones Compuestas, la Tasa de los Fondos Federales con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será calculada por el Agente de Cálculo y será el promedio aritmético de las tasas ofrecidas a las 9:00, hora de la ciudad de Nueva York, en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales, para la última operación de no menos de U$S1.000.000 en Fondos Federales realizada overnight, por cada uno de los tres corredores de bolsa de primera línea que realizan operaciones con Fondos Federales en la ciudad de Nueva York (que podrá incluir uno o más Underwriters) seleccionados por el Agente de Cálculo (previa consulta con la Sociedad) quedando establecido que si menos de los tres corredores de bolsa seleccionados por el Agente de Cálculo conforme a lo indicado anteriormente estuvieran cotizando en la forma antedicha, la Tasa de los Fondos Federales con respecto a esa Fecha de Reajuste de Intereses será la Tasa de los Fondos Federales vigente en esa Fecha de Determinación de Intereses a la Tasa de los Fondos Federales.

Obligaciones Negociables reajustables según la moneda

De tanto en tanto, MetroGAS podrá ofrecer Obligaciones Negociables (las "Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda"), cuyo capital sea pagadero al Vencimiento Declarado o con anterioridad a esa fecha, cuyos intereses y/o prima pagaderos sean determinados por el tipo de cambio entre la Moneda Especificada y la otra moneda o moneda compuesta fijada como la Moneda Reajustada (la "Moneda Reajustada") o por referencia a otro índice o índices monetarios, en cada caso conforme a lo dispuesto en el Suplemento del Prospecto aplicable. Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, los Tenedores de Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda tendrán derecho a percibir un monto de capital sobre las mismas que supere el monto designado como valor nominal de esas Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda en el Suplemento del Prospecto aplicable (el "Valor Nominal") si, al Vencimiento Declarado, el tipo de cambio al que puede cambiarse la Moneda Especificada por la Moneda Reajustada fuera superior al tipo de cambio designado como Tipo de Cambio Básico, expresado en el Suplemento del Prospecto aplicable en unidades de la Moneda Reajustada por cada unidad de la Moneda Especificada (el "Tipo de Cambio Básico") y sólo podrán percibir un monto de capital sobre esas Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda que sea inferior al Valor Nominal de las mismas si, en la Fecha de Vencimiento Declarado, el tipo de cambio al que puede cambiarse la Moneda Especificada por la Moneda Reajustada fuera inferior al Tipo de Cambio Básico. El Suplemento del Prospecto aplicable brindará una descripción del índice o los índices monetarios, información sobre el valor histórico relativo de la Moneda Especificada aplicable contra la Moneda Reajustada aplicable, todo control monetario y/o de cambio relativo a la Moneda Especificada o a la Moneda Reajustada y toda consecuencia impositiva adicional para los Tenedores.

Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, el término "Día del Tipo de Cambio" significará cualquier día que sea Día Hábil en la ciudad de Nueva York y, si la Moneda Especificada o la Moneda Reajustada fueran distintas del Dólar, en el principal centro financiero del país emisor de esa Moneda Especificada o Moneda Reajustada o, si la Moneda Especificada o la Moneda Reajustada fueran la ECU, en Bruselas, Bélgica.

Salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable, MetroGAS pagará los intereses y/o cualquier prima en la Moneda Especificada sobre la base del Valor Nominal de las Obligaciones Negociables Reajustables según la Moneda, a la tasa de interés, en las oportunidades y de acuerdo con las modalidades establecidas en el presente y en el Suplemento del Prospecto aplicable.

Otras Obligaciones Negociables reajustables

Asimismo, de tanto en tanto MetroGAS podrá ofrecer Obligaciones Negociables (las "Otras Obligaciones Negociables Reajustables"), cuyo capital sea pagadero en la Fecha de Vencimiento Declarado o con anterioridad a la misma, cuyos intereses y/o prima pagaderos sean determinados por referencia a uno o más índices (como, por ejemplo, la diferencia en el precio de un determinado título valor o producto básico en determinadas fechas, un índice de títulos valores o productos básicos, o cualquier otro índice o índices). El Suplemento del Prospecto relativo a esas Otras Obligaciones Negociables Reajustables fijará el método y las condiciones para determinar el capital (pagadero en la Fecha de Vencimiento Declarado o con anterioridad a la misma), los intereses y/o cualquier prima, toda consecuencia impositiva adicional para el Tenedor de esas Otras Obligaciones Negociables Reajustables, una descripción de algunos riesgos relacionados con la inversión en las mismas y otra información pertinente.

Montos Adicionales

Todos los pagos de capital e intereses sobre las Obligaciones Negociables, salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable a las mismas, se efectuarán sin retención o deducción de impuestos, derechos, imposiciones, contribuciones, retenciones, gastos de transferencia, gravámenes o cargas gubernamentales de cualquier índole, aplicados, impuestos, cobrados, retenidos o fijados por la Argentina o cualquier autoridad de dicho país que tenga facultades para aplicar impuestos o cualquier organización de la que la Argentina sea o pase a ser miembro (los "Impuestos"). Si tales impuestos u obligaciones fueran aplicados o creados de esa forma, MetroGAS pagará los montos adicionales (los "Montos Adicionales") que sean necesarios para que los Tenedores de Obligaciones Negociables, salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto relativo a las mismas, reciban los montos respectivos sin la retención o deducción antes mencionada, con la salvedad de que no se pagarán Montos Adicionales sobre pagos adeudados respecto de ninguna de las Obligaciones Negociables en los siguientes casos:

(i) cuando los Impuestos no se habrían aplicado de no haber sido por una relación entre el Tenedor y la Argentina distinta de la tenencia de esa Obligación Negociable y la percepción de pagos sobre la misma; o

(ii) cuando los Impuestos no habrían sido aplicados de no haber sido por la falta de cumplimiento de los requisitos de certificación, información o provisión de información respecto de la nacionalidad, residencia o identidad del Tenedor o titular de una participación en esas Obligaciones Negociables, exigidos por la Sociedad con, por lo menos, treinta (30) días de anticipación a la Fecha de Pago de Intereses o a la Fecha de Pago de Capital aplicable, según corresponda, si dicho cumplimiento fuera exigido por ley o reglamentación de la Argentina o cualquier subdivisión política o autoridad impositiva de la misma como una condición previa a la desgravación fiscal o exención de esos Impuestos; o

(iii) respecto de cualquier impuesto sucesorio, a los activos, a la herencia, a las donaciones, a las ventas, a la transferencia o sobre los bienes personales o cualquier impuesto, contribución o carga gubernamental similar; o

(iv) cuando haya Impuestos sobre una Obligación Negociable presentada para el pago más de treinta (30) días después de la fecha en que dicho pago se hizo exigible o de la fecha en que se disponga debidamente y se notifique el pago de la misma a los Tenedores, lo que ocurra en último lugar, salvo en la medida en que el Tenedor de esa Obligación Negociable hubiera tenido derecho a esos Montos Adicionales contra presentación de la misma para el pago en cualquier fecha durante tal período de 30 días.

Toda referencia a capital o intereses en el presente, en cualquier Suplemento del Prospecto aplicable relativo a cualquier Serie de Obligaciones Negociables, en el Contrato de Fideicomiso o en cualquier Obligación Negociable, se considerará asimismo referencia a todo Monto Adicional que resulte pagadero en virtud de los compromisos mencionados en esta disposición.

La Sociedad ha acordado abonar todo impuesto de sellos u otro tributo sobre la documentación o gravamen similar, si lo hubiera, establecido por la Argentina o los Estados Unidos de América, o cualquier subdivisión política o autoridad impositiva de los mismos, que grave el otorgamiento y entrega del Contrato de Fideicomiso o la emisión de las Obligaciones Negociables, salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto relativo a las mismas. Asimismo, la Sociedad ha acordado indemnizar a los Tenedores de Obligaciones Negociables, salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto relativo a las mismas, por todo impuesto de sellos, arancel de emisión o registro, impuesto sobre la documentación o tasa de justicia o cualquier otro tributo o gravamen similar, incluidos intereses y punitorios, que cualquiera de ellos abone en cualquier jurisdicción en relación con cualquier medida tomada por el Fiduciario o los Tenedores para exigir el cumplimiento de las obligaciones y compromisos de la Sociedad en virtud de esas Obligaciones Negociables.

Rescate por cuestiones impositivas

Si, como consecuencia de modificaciones o enmiendas a las leyes o reglamentaciones de la Argentina o de cualquier subdivisión política o cualquier autoridad impositiva de la misma con facultades para aplicar impuestos o como consecuencia de un cambio en la aplicación o interpretación oficial de dichas leyes o reglamentaciones, que entre en vigencia después de la fecha de cualquier Suplemento del Prospecto relativo a las Obligaciones Negociables (salvo otra disposición en el mismo), la Sociedad se viera obligada a pagar Montos Adicionales sobre las Obligaciones Negociables y no pudiera evitar el cumplimiento de esa obligación tomando las medidas razonables a su alcance, entonces las Obligaciones Negociables serán rescatables en cualquier momento en forma total (pero no parcial), a opción de la Sociedad, mediante aviso a los Tenedores de las mismas con no menos de treinta (30) ni más de sesenta (60) días de anticipación, conforme al procedimiento dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, por el monto de capital (o monto de capital acumulado, si así lo especifica el Suplemento del Prospecto aplicable junto con los intereses devengados sobre las mismas hasta la fecha fijada para el rescate (la "Fecha de Rescate") y todos los Montos Adicionales exigibles a esa fecha. A fin de rescatar las Obligaciones Negociables de cualquier Serie conforme a lo dispuesto en este párrafo, la Sociedad debe entregar los siguientes documentos al Fiduciario con una anticipación mínima de cuarenta y cinco (45) días a la Fecha de Rescate: (i) un Certificado de los Funcionarios que declare que la Sociedad no puede evitar el cumplimiento de la obligación de pagar los Montos Adicionales con respecto a esa Serie de Obligaciones Negociables tomando las medidas razonables a su alcance y (ii) una Opinión Legal en el sentido de que la Sociedad está o estará obligada a pagar tales Montos Adicionales como consecuencia de los cambios o enmiendas antes mencionados, con la condición, no obstante, de que (i) no podrá darse aviso de rescate con una anticipación menor a sesenta (60) días previos a la fecha más temprana en que la Sociedad estaría obligada a pagar los Montos Adicionales si los intereses o el capital fueran exigibles sobre esa Serie de Obligaciones Negociables y (ii) en la fecha en que se efectúe el aviso de rescate con respecto a las Obligaciones Negociables de cualquier Serie continúe vigente la obligación de pago de los Montos Adicionales con respecto a esas Obligaciones Negociables. Una vez entregado por la Sociedad al Fiduciario, el aviso de rescate será irrevocable.

Compra de Obligaciones Negociables por parte de MetroGAS

MetroGAS podrá comprar Obligaciones Negociables de cualquier Serie en cualquier momento en el mercado donde cotizan o por canje, licitación o acuerdo privado, a cualquier precio. Toda Obligación Negociable adquirida por tales medios por MetroGAS podrá ser tenida por cuenta de MetroGAS y revendida o cancelada, quedando establecido que, a los fines de determinar quiénes son los Tenedores de Obligaciones Negociables con derecho a votar, a efectuar, dar o tomar cualquier solicitud, demanda, autorización, instrucción, notificación, consentimiento, renuncia u otra medida conforme a lo dispuesto en las Obligaciones Negociables, no se considerará que dichas Obligaciones Negociables poseídas por la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias están en circulación, ni participarán para efectuar, dar o tomar tales medidas, ni serán computadas a los fines del quórum de las asambleas de obligacionistas.

Compromisos

Mientras cualquiera de las Obligaciones Negociables continúe en circulación (salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto relativo a las Obligaciones Negociables) o haya algún monto impago en relación con alguna de las Obligaciones Negociables (salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto relativo a las Obligaciones Negociables), la Sociedad cumplirá y hará que cada una de sus Subsidiarias cumpla los compromisos especificados a continuación:

Pago de capital e intereses

De conformidad con los términos de las Obligaciones Negociables de esa Serie y del Contrato de Fideicomiso, la Sociedad pagará puntual y debidamente el capital, los intereses y los Montos Adicionales, si los hubiera, sobre las Obligaciones Negociables.

Mantenimiento de aprobaciones gubernamentales

La Sociedad obtendrá y mantendrá en pleno vigor y efecto todas las aprobaciones, permisos o licencias gubernamentales que, en virtud de las leyes de la Argentina, resulten necesarios para el otorgamiento, entrega y cumplimiento del Contrato de Fideicomiso, las Obligaciones Negociables de esa Serie y todo contrato de compra o colocación relativo a las mismas por parte de la Sociedad, o para la validez o exigibilidad de cualquiera de ellos.

Mantenimiento de una oficina o agencia

La Sociedad mantendrá (1) con relación a las Obligaciones Negociables Nominativas en el Distrito de Manhattan, ciudad de Nueva York, y con relación a las Obligaciones Negociables al Portador en Londres, Inglaterra, una oficina o agencia de un Agente de Pago, donde se pagarán y donde puedan entregarse notificaciones y reclamos a la Sociedad en relación con las Obligaciones Negociables de esa Serie y el Contrato de Fideicomiso, y para las Obligaciones Negociables Nominativas mantendrá una oficina o agencia de un Agente de Transferencia donde las Obligaciones de dicha Serie pueden ser presentadas para la registración de la transferencia y cambio, y (2) mientras las leyes de la Argentina o la CNV lo exijan, tendrá una oficina de un Agente de Pago y un Agente de Transferencia para dicho propósito, en Buenos Aires, Argentina. La Sociedad deberá enviar inmediatamente al Fiduciario una notificación escrita sobre la dirección y todo cambio de dirección de cualquiera de las oficinas o agencias. Si en algún momento la Sociedad no tuviera cualquiera de las oficinas o agencias exigidas o no notificara al Fiduciario la dirección de las mismas, todas las presentaciones, entregas, notificaciones y solicitudes podrán efectuarse en la Sede Social del Fiduciario.

Existencia societaria

La Sociedad (i) mantendrá en pleno vigor y efecto su existencia societaria, salvo otra disposición bajo el título "-Fusión, fusión por absorción, venta y locación" más adelante, y (ii) tomará todas las medidas razonables para conservar todos sus derechos, privilegios, el dominio de sus bienes, franquicias y elementos necesarios o convenientes para la realización normal de sus actividades, operaciones o negocios.

Cumplimiento de las leyes, normas y reglamentaciones

La Sociedad cumplirá y procurará que cada una de sus Subsidiarias Relevantes cumplan todas las leyes, normas, reglamentaciones, órdenes y directivas aplicables de cualquier Organismo Gubernamental (definido a continuación en el presente) que tenga competencia sobre las actividades comerciales de la Sociedad o de la Subsidiaria Relevante, según corresponda, así como todos los compromisos y otras obligaciones incluidos en cualquier convenio del que la Sociedad o la Subsidiaria Relevante, según corresponda, sean partes, salvo que el incumplimiento no perjudique significativamente la situación, patrimonial o de otro tipo, o los ingresos, operaciones, actividades o perspectivas comerciales de la Sociedad y sus Subsidiarias en conjunto, y salvo en la medida en que dichas leyes, normas, reglamentaciones, órdenes, directivas, compromisos u obligaciones sean cuestionadas de buena fe y, si correspondiera, mediante las actuaciones legales pertinentes. Según se lo utiliza en el presente, el término "Organismo Gubernamental" significará cualquier persona jurídica de derecho público u organismo público de la Argentina creado por los gobiernos nacional, provincial o municipal, o cualquier otra entidad legal actual o que se cree en el futuro, o de propiedad o controlada, actualmente o en el futuro y en forma directa o indirecta, por cualquier persona jurídica de derecho público u organismo público de la Argentina.

Mantenimiento de los Bienes

La Sociedad hará que todos los Bienes materiales utilizados o útiles para la realización de sus actividades comerciales se mantengan y conserven en buen estado de operación y funcionamiento, con excepción del desgaste por el uso normal y el transcurso del tiempo, y los hará reparar, renovar, reemplazar o mejorar, según sea en su opinión necesario para poder desempeñar en todo momento las actividades de la Sociedad y hará que cada una de sus Subsidiarias Relevantes hagan lo propio, con la condición, sin embargo, de que nada impedirá a la Sociedad o a cualquiera de las Subsidiarias Relevantes suspender el funcionamiento o mantenimiento de alguno de dichos Bienes si dicha suspensión, decidida de buena fe por el Directorio o los funcionarios pertinentes de la Sociedad o de las Subsidiarias Relevantes, resulta conveniente para el negocio global de la Sociedad y sus Subsidiarias en conjunto y no perjudica materialmente a los Tenedores.

Pago de impuestos y otras acreencias

La Sociedad pagará o saldará, o hará que se paguen o salden, y ordenará a cada una de sus Subsidiarias Relevantes que paguen o salden u ordenen pagar o saldar, antes del vencimiento (i) todos los impuestos, contribuciones y cargas gubernamentales aplicados a la Sociedad o a la Subsidiaria Relevante, según corresponda, y (ii) todas las acreencias legítimas respecto de mano de obra, materiales y suministros que, de no abonarse, podrían por ley constituirse en un derecho de retención sobre los Bienes de la Sociedad o de la Subsidiaria Relevante, según corresponda, con la condición, sin embargo, de que ni la Sociedad ni ninguna Subsidiaria Relevante deberán pagar o saldar, o hacer que se paguen o salden impuestos, contribuciones, cargas o acreencias cuyo monto, aplicabilidad o validez estén siendo cuestionados de buena fe y, si correspondiera, mediante procedimientos legales apropiados o cuyos montos totales no superen los U$S15.000.000 (o su equivalente en otras monedas, que se determinará a la fecha de determinación del impuesto, contribución o carga pertinente y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio).

Mantenimiento de seguros

La Sociedad tendrá y hará que cada una de sus Subsidiarias Relevantes tenga en todo momento sus Bienes asegurables cubiertos contra pérdida o daños. La cobertura de seguro deberá estar brindada por compañías aseguradoras que, en opinión de la Sociedad o la Subsidiaria Relevante, según corresponda, sean responsables en la medida en que Bienes de características semejantes se encuentran habitualmente asegurados por sociedades de similar posición que poseen Bienes análogos, de acuerdo con buenas prácticas comerciales.

Limitación de la deuda consolidada al porcentaje de capitalización total

La Sociedad mantendrá su Deuda consolidada a un nivel no superior a una cifra entre el 0,60 y el 1,0 de su Capitalización Total, según lo demuestren sus estados contables anuales consolidados y auditados más recientes o (de ser más recientes) sus estados contables trimestrales intermedios no auditados, entregados al Fiduciario de conformidad con el Contrato de Fideicomiso.

Operaciones con las Afiliadas

La Sociedad no celebrará ni realizará (ni acordará celebrar o realizar) y no permitirá que alguna de sus Subsidiarias Relevantes celebre alguna operación o convenio con ninguna Afiliada, salvo por:

(i) el Convenio de Asistencia Técnica, el Convenio de Servicios Técnicos y el Convenio de Suministro de Personal; o

(ii) alguna operación o convenio celebrado o realizado con términos no más favorables para la Sociedad o la Subsidiaria Relevante que los que podrían haberse obtenido en una operación entre empresas independientes con una Persona que no sea Afiliada.

Compromisos de no hacer

La Sociedad no constituirá ni consentirá, ni permitirá que ninguna de sus Subsidiarias constituya o consienta, ningún Gravamen que afecte la totalidad o alguna parte de sus Bienes para garantizar (i) alguna de sus Deudas, (ii) alguna de sus Garantías, o (iii) la Deuda o Garantías de cualquier otra Persona, salvo por el Gravamen:

(A) constituido o que tenga su origen en algún Bien adquirido, construido o creado por la Sociedad o alguna de sus Subsidiarias, pero únicamente si dicho Gravamen (1) garantiza solamente el capital (que no supere el costo de dicha adquisición, construcción o creación) movilizado a los efectos de tal adquisición, construcción o creación, juntamente con los costos, gastos, intereses y comisiones relacionados incurridos o la Garantía suministrada en relación con ellos, (2) se constituye o surge antes de transcurridos 90 días de perfeccionada tal adquisición, de finalizada la construcción o de la creación, y (3) se limita únicamente al Bien adquirido, construido o creado;

(B) sobre algún Bien de propiedad de una sociedad u otra Persona, que exista en la fecha en que la sociedad u otra Persona se conviertan en Subsidiaria de la Sociedad, y dicho Gravamen no fue (ni es) constituido por el hecho de que la sociedad u otra Persona se conviertan en Subsidiaria;

(C) sobre algún Bien existente a la fecha de adquisición del mismo por parte de la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias, y dicho Gravamen no haya sido constituido con motivo de dicha adquisición;

(D) descripto en los apartados (A), (B) o (C) precedentes, que se renueva o amplía a la renovación, ampliación, refinanciación o reemplazo de la Deuda o Garantías que el mismo garantiza, con la condición de que no se aumente el capital de la Deuda o de la Deuda garantizada por la Garantía que dicho Gravamen garantiza, respecto del capital original de la misma o garantizado por ella;

(E) que surja únicamente por efecto de la ley;

(F) que exista en la fecha del Contrato de Fideicomiso;

(G) sobre cualquier Bien de la Sociedad, siempre que el Bien que garantice dicha Deuda junto con el otro Bien que garantice cualquier Deuda bajo el sub-párrafo (G) no exceda el 25% del total de los activos de la Sociedad y sus Subsidiarias en forma consolidada según se informe en los estados contables consolidados contenidos en o que formen parte de los estados contables auditados más recientes de la Sociedad confeccionados de acuerdo a los PCGA argentinos;

(H) (i) sobre depósitos de garantía, o cualquier Gravamen que de alguna manera garantice el cumplimiento de ofertas, contratos comerciales, alquileres, obligaciones, cauciones, fianzas, títulos ejecutivos y otras obligaciones de cualquier naturaleza efectuadas en el curso ordinario de los negocios, o (ii) que garantice el cumplimiento de ofertas o propuestas de adquisición de Bienes por la Sociedad;

(I) sobre cualquier Bien que garantice Deuda incurrida con el sólo propósito de adquisición, total o parcial, de un Bien relacionado con las siguientes actividades: (a) la distribución y el transporte de gas natural, y (b) participaciones en, o acciones de, cualquier compañía (incluyendo, sin limitación, corporaciones, consorcios, joint ventures, asociaciones temporarias y cualquier otra forma legal de asociación), la actividad principal incluida en el punto (a) anterior;

(J) sobre cualquier Bien que garantice cualquier extensión, renovación o devolución de Deuda garantizada de acuerdo a lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso;

(k) que garantice las Obligaciones Negociables únicamente con el propósito de cancelar total o parcialmente las Obligaciones Negociables de acuerdo a la Sección Décima del Contrato de Fideicomiso; o

(L) que no esté descripto en los apartados (A) a (F) anteriores y garantice Deuda o Garantías como las antedichas, así como los costos, gastos, intereses y derechos relacionados, en relación con un monto nominal total que no supere los U$S15.000.000 (o su equivalente en cualquier otra moneda, que se determinará a la fecha de emisión de la Deuda o Garantía pertinente y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio);

sin que al mismo tiempo o antes, extendiendo a las Obligaciones Negociables de esa Serie la misma igualdad y proporcionalidad durante todo el tiempo que dure el gravamen.

Restricciones a las operaciones de "sale and leaseback"

La Sociedad no celebrará, renovará ni ampliará, así como no permitirá que ninguna de las Subsidiarias de la Sociedad celebre, renueve o amplíe, ninguna operación o serie de operaciones relacionadas en virtud de las cuales la Sociedad o alguna de tales Subsidiarias venda o transfiera algún Bien en relación con la locación, o la cesión contra el pago en cuotas, o como parte de un procedimiento que implique la locación o reventa contra el pago en cuotas, de dicho Bien al vendedor o cedente ("Operación de Sale and Leaseback") salvo (i) una Operación de Sale and Leaseback que, de haber sido estructurada como un préstamo hipotecario en vez de como una Operación de Sale and Leaseback, no le habría sido prohibida a la Sociedad de conformidad con los términos del compromiso descripto bajo el título "-Compromiso de no hacer", (ii) una Operación de Sale and Leaseback celebrada antes de la fecha del Contrato de Fideicomiso, y (iii) Operaciones de Sale and Leaseback no descriptas en los puntos (i) y (ii) precedentes, respecto de las cuales la Sociedad o cualquier Subsidiaria reciban, en total, el producido de la venta o transferencia que no supere la suma de U$S25.000.000 (o su equivalente en cualquier otra moneda, que se determinará a la fecha de la venta o transferencia pertinente y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio).

Pari Passu

En el caso de emisión de Obligaciones Negociables no garantizadas, la Sociedad velará por que en todo momento sus obligaciones en virtud de las Obligaciones Negociables de cada Serie y el Contrato de Fideicomiso constituyan obligaciones generales incondicionales de la Sociedad clasificadas como mínimo pari passu en relación con todas las demás Deudas no garantizadas ni subordinadas de la Sociedad (salvo por las Deudas que, en virtud de lo dispuesto por el estatuto social o por efecto de la ley, tengan un rango preferencial).

Cesión de la Licencia

La Sociedad no cederá ninguno de sus derechos reales y personales bajo la Licencia exclusiva otorgada a la Sociedad por el Gobierno de la Argentina para la distribución de gas en la Capital Federal y la Provincia de Buenos Aires.

Rescisión de la Licencia

La Sociedad no rescindirá la Licencia ni tomará y se abstendrá de tomar medida alguna que, en opinión fundada de la Sociedad, derive en la rescisión de la Licencia. La Sociedad no podrá modificar ni renunciar a ninguno de los términos de la Licencia a menos que la modificación o renuncia, a juicio razonable de la Sociedad, no perjudiquen (i) la posibilidad de cumplimiento puntual de las obligaciones y compromisos de la Sociedad en virtud de las Obligaciones Negociables de esa Serie o (ii) los derechos o participaciones del Fiduciario o los Tenedores en virtud del Contrato de Fideicomiso o las Obligaciones Negociables de esa Serie. Las disposiciones de este compromiso no serán de aplicación a ninguna modificación de la Licencia por parte de algún Organismo Gubernamental sin el consentimiento o aprobación de la Sociedad, y esta última no será responsable en este caso.

Mantenimiento de libros y registros

La Sociedad llevará y hará que sus Subsidiarias lleven sus libros, cuentas y registros de conformidad con los PCGA argentinos o los principios de contabilidad generalmente aceptados en las jurisdicciones de constitución de esas Subsidiarias.

Fusión, fusión por absorción, venta y locación

La Sociedad no se fusionará ni será absorbida por ninguna Persona, ni venderá, traspasará, transferirá ni locará parte sustancial de sus Bienes a ninguna Persona, a menos que inmediatamente después de efectivizar dicha operación (a) no exista un Supuesto de Incumplimiento ni circunstancia alguna que, mediando notificación, el transcurso del tiempo o una combinación de ambos, se transforme en un Supuesto de Incumplimiento, y (b) (i) toda sociedad formada por tal fusión o fusión por absorción o la Persona que adquiera por cesión o transferencia, o que sea locataria de sustancialmente todos los Bienes de la Sociedad (la "sociedad sucesora de la Sociedad"), asuma expresamente el pago puntual y debido del capital y los intereses, más todo Monto Adicional, si lo hubiera, sobre todas las Obligaciones Negociables de esa Serie de conformidad con sus términos, más el cumplimiento puntual y debido de todos los compromisos y obligaciones de la Sociedad en virtud de las Obligaciones Negociables de esa Serie y el Contrato de Fideicomiso; (ii) la sociedad sucesora de la Sociedad (salvo en el caso de una locación), si la hubiera, sucederá y reemplazará a la Sociedad con el mismo efecto que si hubiera sido mencionada en las Obligaciones Negociables de esa Serie como la Sociedad; (iii) la sociedad sucesora de la Sociedad tendrá una clasificación de deuda principal no garantizada dada, como mínimo, por dos sociedades calificadoras argentinas o estadounidenses, igual o superior a la clasificación de deuda principal no garantizada de la Sociedad en ese momento, y (iv) la Sociedad dará al Fiduciario un Certificado de los Funcionarios (y una Opinión Legal) que manifieste que dicha fusión, fusión por absorción, venta, transferencia u otra cesión o enajenación cumple las condiciones de las Obligaciones Negociables de esa Serie, el Contrato de Fideicomiso y la ley aplicable, y que se han cumplido todas las condiciones previas de los mismos en relación con dichas operaciones.

Garantías adicionales

Por su propia cuenta y orden, la Sociedad otorgará y entregará al Fiduciario todos los documentos, instrumentos y convenios, y realizará u ordenará realizar todos los actos que puedan ser razonablemente necesarios en opinión del Fiduciario para permitirle a éste último hacer valer sus derechos en virtud del Contrato de Fideicomiso y de los documentos, instrumentos y convenios necesarios en virtud del Contrato de Fideicomiso, y cumplir con la finalidad del mismo.

Requisito de información

La Sociedad suministrará al Fiduciario (i) dentro de los ciento veinte (120) días posteriores a la finalización de cada ejercicio económico, una traducción al inglés de los estados contables consolidados y auditados de la Sociedad (preparados de conformidad con los PCGA argentinos y sustancialmente en la forma establecida por las autoridades regulatorias argentinas) correspondientes a dicho ejercicio económico, (ii) dentro de los sesenta (60) días posteriores a la finalización de cada uno de los tres primeros trimestres de cada ejercicio económico, una traducción al inglés de los estados contables trimestrales consolidados no auditados de la Sociedad (preparados de conformidad con los PCGA argentinos y sustancialmente en la forma establecida por las autoridades regulatorias argentinas) correspondientes a dicho trimestre fiscal, (iii) simultáneamente con la entrega de cada juego de estados contables consolidados mencionados en las cláusulas (i) y (ii), un certificado de un funcionario debidamente autorizado de la Sociedad, que manifieste si, a su entender después de haber realizado las averiguaciones pertinentes y a la fecha de dicho certificado, existe un Supuesto de Incumplimiento y, de ser así, explicite los detalles del mismo y las medidas que la Sociedad ha tomado o se propone tomar en relación con dicho Supuesto de Incumplimiento, (iv) anualmente, un certificado sintético del funcionario ejecutivo principal, del funcionario principal financiero o del funcionario contable principal, acerca del cumplimiento por parte de la Sociedad de todas las condiciones y compromisos bajo el contrato de fideicomiso dicho cumplimiento será determinado sin tener en cuenta cualquier período de gracia o pedido de notificación bajo el contrato de fideicomiso; y (v) en el momento en que cualquier funcionario de la Sociedad entre en conocimiento de la existencia de algún Supuesto de Incumplimiento o de circunstancia alguna que, mediando notificación, transcurso del tiempo o una combinación de ambos, se transforme en un Supuesto de Incumplimiento, un certificado de un funcionario debidamente autorizado de la Sociedad, que explicite los detalles del mismo y las medidas que la Sociedad ha tomado o se propone tomar en relación con dicho Supuesto de Incumplimiento.

Definiciones

"Afiliada" significa, con relación a cualquier persona mencionada, toda Persona que controle a la Sociedad o que esté controlada por la misma, o se encuentre bajo el control común con la persona mencionada, ya sea en forma directa o a través de uno o más intermediarios. A los fines de esta definición, y cuando se lo utilice con respecto a una Persona determinada, el término "control" significa la facultad de dirigir la administración y políticas de esa Persona, directa o indirectamente, ya sea a través de la propiedad de títulos valores con derecho de voto, un contrato u otro motivo, y las frases "que controle" y "controlada" se interpretarán del mismo modo.

"Directorio" significa tanto el "Directorio" de la Sociedad como cualquier junta de tal "Directorio" debidamente autorizada para actuar en nombre del Directorio.

"Día Hábil", cuando se utiliza con respecto a cualquier lugar de pago u otra locación, significa, salvo que de otra manera se especifique con respecto a cada Serie en el Suplemento del Prospecto, cada lunes, martes, miércoles, jueves y viernes que no es un día en el cual las instituciones bancarias en ese lugar de pago u otro lugar, están autorizadas u obligadas por ley u orden gubernamental a cerrar sus puertas.

"CNV" significa Comisión Nacional de Valores Argentina.

"Sede Social del Fiduciario" significa la oficina del Fiduciario en la cual serán principalmente administrados en cualquier momento todos los negocios del Fiduciario, la cual a la fecha de este documento se encuentra en 111 Wall Street, Piso 5º, Nueva York, Nueva York 10005.

"Garantía" significa toda obligación de una persona de abonar la Deuda de otra Persona, lo cual abarca, sin que esto constituya limitación:

(a) la obligación de pagar o comprar dicha Deuda;

(b) la obligación de prestar dinero o de comprar o suscribir acciones u otros títulos valores o de comprar activos o servicios de modo de suministrar fondos para el pago de dicha Deuda;

(d) cualquier otro convenio en el que se asuma la responsabilidad por dicha Deuda.

"Deuda" significa toda obligación de cualquier Persona por sumas de dinero tomadas en préstamo o por el precio de compra diferido de bienes (distintos de una obligación por el precio de compra diferido de bienes que den lugar a un pasivo corriente) o instrumentadas en bonos, debentures, obligaciones negociables u otros instrumentos similares.

"Licencia" significa la licencia exclusiva de fecha 28 de diciembre de 1992, otorgada por el gobierno Argentino a favor de la Sociedad para la distribución de gas natural en la Capital Federal y en una zona de la Provincia de Buenos Aires.

"Gravamen" significa cualquier hipoteca, carga, prenda, derecho de garantía u otro gravamen que garantice cualquier obligación de cualquier Persona o cualquier otro tipo de obligación preferencial que pese sobre cualquier Bien, poseído en la actualidad o adquirido posteriormente al presente, y que tenga un efecto similar.

"Contrato de Suministro de Mano de Obra" significa el contrato de suministro de mano de obra de fecha 13 de noviembre de 1994 celebrado entre la Sociedad y British Gas plc.

"Subsidiaria Relevante" significa, en cualquier momento, cualquier Subsidiaria de la Sociedad que tenga (i) al finalizar el trimestre económico más reciente de la Sociedad, activos totales que igualen o superen el 8,5% de los activos totales de la Sociedad y sus Subsidiarias en forma consolidada o (ii) respecto del ejercicio económico más reciente de la Sociedad (o, de ser menor, respecto del lapso a contar desde la constitución de dicha Subsidiaria), ingresos netos iguales al 8,5% de los ingresos netos de la Sociedad y sus Subsidiarias en forma consolidada que, en ambos casos, figuren en los estados contables anuales auditados y consolidados más recientes o, en el caso de la cláusula (i) precedente y, si fueran más recientes todavía, los estados contables trimestrales intermedios no auditados de la Sociedad entregados al Fiduciario, conforme a lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso.

"Certificado de los Funcionarios" significa un certificado firmado por dos cualesquiera entre el presidente del Directorio, el funcionario ejecutivo principal (el gerente general) y el director de finanzas (el gerente de finanzas) de la Sociedad, y entregado al Fiduciario.

"Opinión Legal" significa el dictamen escrito de un abogado, que podrá ser el asesor legal de la Sociedad y la cual deberá ser entregada al Fiduciario.

"Persona" significa cualquier persona física o jurídica, sociedad colectiva o en comandita simple, joint venture, asociación, sociedad por acciones, sociedad fiduciaria, organización de hecho o el gobierno o una dependencia o subdivisión política del mismo.

"Bienes" significa cualquier activo, utilidades o cualquier otro bien tangible o intangible, mueble o inmueble, incluido, sin limitación, todo derecho a percibir ingresos.

"Subsidiaria" de cualquier Persona mencionada significa cualquier otra Persona en la cual la mayor parte de los derechos combinados de voto de todo el capital accionario en circulación (o, si dicha otra Persona no fuera una sociedad, la participación en su propiedad) corresponde directa o indirectamente, por titularidad o tenencia, a dicha Persona mencionada o a una o más Subsidiarias de la misma. A estos fines, "derechos de voto" significa la posibilidad de votar en una elección ordinaria de directores (o, en el caso de una Persona que no sea una sociedad, la posibilidad de designar o aprobar de ordinario la designación de personas que ocupen cargos similares).

"Comisión Fiscalizadora" significa la Comisión Fiscalizadora, un comité de síndicos designado por los accionistas de la Sociedad.

"Contrato de Asistencia Técnica" significa el contrato de asistencia técnica de fecha 28 de diciembre de 1994 celebrado entre la Sociedad y British Gas plc.

"Contrato de Servicios Técnicos" significa el contrato de servicios técnicos de fecha 13 de noviembre de 1993 celebrado entre la Sociedad y British Gas Sudamérica S.A.

"Capitalización Total" significa toda la Deuda de la Sociedad más el total del patrimonio neto de la Sociedad (incluidas, sin limitación, las acciones ordinarias, las acciones preferidas, el capital adicional integrado, los montos liquidados o acreditados como liquidados, los aportes irrevocables de capital a cuenta de futuras emisiones de acciones, los ajustes de las cuentas de capital, las primas de emisión, las reservas legales y toda utilidad no distribuida asignada y no asignada después de deducir el capital accionario de la Sociedad emitido pero no en circulación, con la exclusión, sin embargo, de toda reserva de tasación de activos fijos*) determinados de conformidad con las mismas políticas y principios contables y prácticas de suministro de información adoptados en relación con los estados contables auditados de la Sociedad correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 1994.

Supuestos de incumplimiento

Cada uno de los supuestos que figuran a continuación constituirá un Supuesto de Incumplimiento en virtud de las Obligaciones Negociables (salvo otra disposición del Suplemento del Prospecto aplicable relativo a las mismas) emitidas conforme al Contrato de Fideicomiso (a cada uno de los cuales se hará referencia en el presente como un "Supuesto de Incumplimiento"):

(i) la Sociedad (a) deje de amortizar el capital de cualquier Obligación Negociable de dicha Serie cuando el mismo se torne exigible y pagadero de conformidad con los términos de dicha Obligación Negociable, sea por caducidad de los plazos, rescate u otros motivos, o (b) deje de abonar los intereses, Montos Adicionales u otros en relación con cualquier Obligación Negociable de esa Serie, dentro de los treinta (30) días posteriores a la fecha en que dicho monto se torne pagadero de conformidad con sus términos; o

(ii) la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias deje de cumplir u observar alguno de los compromisos o convenios mencionados bajo los títulos "Compromisos -Existencia societaria", "-Compromisos -Limitación de la deuda consolidada al porcentaje de capitalización total", "-Compromisos -Compromiso de no hacer", "-Compromisos -Restricciones a las operaciones de "sale and leaseback ‑ Compromisos - Cesión de la Licencia", "Compromisos -Rescisión de la Licencia" y "Compromisos -Fusión, fusión por absorción, venta y locación", y la compañía haya recibido notificación escrita del Fiduciario respecto de dicho incumplimiento a solicitud de cualquier Tenedor de una Obligación Negociable de cualquier Serie, respecto de lo cual dicho incumplimiento constituirá un Supuesto de Incumplimiento ante la notificación a tal efecto; o

(iii) la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias dejen de cumplir u observar alguno de los compromisos o convenios incluidos en las Obligaciones Negociables de esa Serie o en el Contrato de Fideicomiso, según sea aplicable a las Obligaciones Negociables de esa Serie, y tal incumplimiento no sea subsanado durante los treinta (30) días posteriores a la recepción por parte de la Sociedad de la notificación escrita de dicho incumplimiento efectuada por el Fiduciario a solicitud de los Tenedores de, como mínimo, el 25% del capital de las Obligaciones Negociables de todas las Series, respecto de lo cual dicho incumplimiento constituirá un Supuesto de Incumplimiento ante la notificación a tal efecto; o

(iv) (A) la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes deje de abonar alguna cuota del capital o los intereses a su vencimiento, en relación con su Deuda que superen los U$S15.000.000 (o su equivalente en otras monedas, que se determinará a la fecha del incumplimiento pertinente y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio) al vencimiento de dicha cuota, o

(B) ocurra alguna circunstancia o situación que efectivamente dé como resultado la caducidad de los plazos de toda Deuda de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes por un monto de capital total que supere los U$S15.000.000 (o su equivalente en otras monedas, que se determinará a la fecha de la caducidad de los plazos pertinente y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio); o

(v) un tribunal de última instancia pronuncie sentencias o dicte providencias contra la Sociedad o cualquier Subsidiaria Relevante que no puedan ser apeladas y determinen el pago de más de U$S15.000.000 (o su equivalente en otras monedas, que se determinará a la fecha de pronunciamiento de la sentencia definitiva o providencia pertinentes y no se verá afectado por modificaciones posteriores a los tipos de cambio), en forma individual o global, y dichas sentencias o providencias continúen en vigencia sin ser satisfechas, cumplidas o suspendidas por un lapso de noventa (90) días; o

(vi) cualquier gobierno o autoridad gubernamental haya expropiado, nacionalizado, confiscado o de algún otro modo enajenado forzosamente la totalidad o una parte sustancial de los Bienes de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Relevante o el capital accionario de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Relevante, o haya asumido la custodia o el control de dichos Bienes o de las actividades comerciales u operaciones de la Sociedad o cualquier Subsidiaria Relevante o del capital social de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Relevante, o haya tomado alguna medida que impida a la Sociedad o a cualquiera de sus Subsidiarias Relevante o a sus funcionarios llevar adelante sus actividades comerciales u operaciones o una parte sustancial de las mismas por un lapso superior a los sesenta (60) días consecutivos, y dichas medidas causen un perjuicio notorio a las posibilidades de la Sociedad de cumplir sus obligaciones en virtud de las Obligaciones Negociables de esa Serie y en cada caso, el Emisor recibirá del Fiduciario notificación por escrito a requerimiento de cualquier Tenedor de una Serie, o cualquier Serie respecto de la cual dicho evento, una vez recibida dicha notificación por escrito, constituirá Supuesto de Incumplimiento; o

(vii) se torne ilegal para la Sociedad cumplir cualquiera de sus obligaciones en virtud del Contrato de Fideicomiso o de las Obligaciones Negociables de esa Serie y no se subsane dicha ilicitud por un período de sesenta (60) días, o cualquiera de sus obligaciones en virtud de los mismos pierda validez, obligatoriedad o exigibilidad por un período de sesenta (60) días y, en cualquiera de esos casos, la Sociedad haya recibido notificación escrita al respecto del Fiduciario a solicitud de cualquier Tenedor de una Obligación Negociable de cualquier Serie, respecto de lo cual dicho supuesto constituirá un Supuesto de Incumplimiento ante la notificación a tal efecto; o

(viii) el Contrato de Fideicomiso deje por algún motivo de estar en pleno vigor y efecto de acuerdo con sus términos, o la Sociedad objete su obligatoriedad o exigibilidad o niegue seguir teniendo responsabilidad u obligación alguna en virtud o en relación con el mismo y, en cada caso, la Sociedad haya recibido notificación escrita al respecto del Fiduciario a solicitud de cualquier Tenedor de una Obligación de cualquier Serie, respecto de lo cual dicho supuesto constituirá un Supuesto de Incumplimiento ante la notificación a tal efecto; o

(ix) el Directorio o los accionistas de la Sociedad aprueben o adopten una resolución, o un tribunal competente emita un fallo definitivo que determine la disolución o liquidación de la Sociedad por motivos distintos o con arreglo a una operación que de otro modo resultaría permisible de acuerdo con los términos del compromiso titulado "-Fusión, fusión por absorción, venta y locación", y el proceso de disolución o liquidación no sea anulado durante noventa (90) días; o

(x) haya un embargo, ejecución, incautación preventiva u otro proceso legal que afecte cualquier parte de los Bienes de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes, que resulte esencial para la situación patrimonial o de otra índole o para los ingresos, operaciones o asuntos comerciales de la Sociedad y de sus Subsidiarias consideradas en conjunto, y (a) dicho embargo, ejecución, incautación preventiva u otro proceso legal no fuera levantado o suspendido dentro de los noventa (90) días de haber sido trabado, o (b) si dicho embargo, ejecución, incautación preventiva u otro proceso legal no fuese levantado o suspendido dentro de dicho período de 90 días, la Sociedad o dicha Subsidiaria Relevante, según corresponda, no impugne dentro de ese plazo de 90 días el embargo, ejecución, incautación preventiva u otro proceso legal de buena fe y por procedimientos adecuados, suspendiendo su ejecución o suministrando una fianza en relación con el mismo; o

(xi) un tribunal competente emita un fallo o providencia que (a) haga lugar a un pedido de concurso por parte de los acreedores de la Sociedad o de cualquier Subsidiaria Relevante bajo la Ley Nº 24.522 y sus modificatorias o cualquier otra ley aplicable en materia de quiebras, insolvencia, moratoria o leyes con efectos similares, actuales o futuras, o (b) disponga la designación de un administrador, síndico, liquidador o interventor de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes o respecto de la totalidad o sustancialmente todos los Bienes de la Sociedad o dicha Subsidiaria Relevante y, en cada uno de esos casos, dicho fallo o providencia no sea suspendido y siga en vigencia por un período de noventa (90) días consecutivos; o

(xii) la Sociedad o cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes (a) instituya acciones legales en virtud de la Ley Nº 24.522 y sus modificatorias o de cualquier otra ley aplicable en materia de quiebras, insolvencia, moratoria u otras leyes con efectos similares, actuales o futuras, (b) consienta la designación o la toma de posesión por parte de un administrador, síndico, liquidador o interventor de la Sociedad o de cualquiera de sus Subsidiarias Relevantes en relación con la totalidad o sustancialmente todos los Bienes de la Sociedad o de dicha Subsidiaria Relevante, o (c) realice una cesión general en beneficio de sus acreedores; o

(xiii) el Gobierno argentino declare una suspensión general de pagos o una moratoria en relación con el pago de la deuda de la Sociedad (que no excluya expresamente las Obligaciones de tales Series).

De ocurrir y subsistir uno de los Supuestos de Incumplimiento especificados en las cláusulas (xi) o (xii) precedentes en relación con las Obligaciones Negociables de cualquier Serie, se producirá la caducidad automática de los plazos de todas las Obligaciones Negociables de esa Serie, y el capital de las mismas, juntamente con los intereses devengados y todo Monto Adicional impago respecto de las mismas, se tornará inmediatamente exigible y pagadero. De ocurrir y subsistir un Supuesto de Incumplimiento indicado en la cláusula (i) precedente en relación con las Obligaciones de cualquier Serie, el Fiduciario deberá, a solicitud escrita de los Tenedores del 25% del capital de las Obligaciones de dicha Serie que en ese momento estén en circulación, declarar, mediante notificación escrita a la Sociedad, la caducidad de los plazos de todas las Obligaciones Negociables de esa Serie, en cuyo momento el capital de las mismas, juntamente con los intereses devengados y todo Monto Adicional impago respecto de las mismas, se tornará inmediatamente exigible y pagadero. De ocurrir y subsistir cualquier otro Supuesto de Incumplimiento en relación con las Obligaciones Negociables de una o más Series, el Fiduciario deberá, a solicitud escrita de los Tenedores del 25% del capital de las Obligaciones Negociables pendientes de todas esas Series y de todas otras Series respecto de la cual existe un Supuesto de Incumplimiento, que en ese momento estén en Circulación, declarar, mediante notificación escrita a la Sociedad, la caducidad de los plazos de todas las Obligaciones Negociables de todas esas Series, en cuyo momento el capital de las mismas, juntamente con los intereses devengados y todo Monto Adicional impago respecto de las mismas, se tornará inmediatamente exigible y pagadero. El derecho del Fiduciario a dar dicha notificación de caducidad cesará si el supuesto que le diera origen ha sido subsanado antes de su ejercicio. Toda declaración de esta índole podrá ser dejada sin efecto por los Tenedores de una mayoría del capital de las Obligaciones Negociables de una Serie pertinente en ese momento en circulación, presentes o representados en una asamblea extraordinaria de los Tenedores en la que haya quórum presente, si son abonados todos los montos entonces debidos en relación con dichas Obligaciones Negociables (distintos de los montos exigibles únicamente con motivo de dicha declaración) y se subsanan todos los demás incumplimientos en relación con tales Obligaciones Negociables. No obstante lo expuesto anteriormente, cualquier rescisión o anulación de una declaración de aceleración con respecto a las Obligaciones Negociables de esa Serie requerirá, conjuntamente con la votación descripta anteriormente, el voto de los Tenedores de no menos de una mayoría del monto total de las Obligaciones Negociables en circulación a ese momento.

La disposición antedicha será sin perjuicio de los derechos de cada Tenedor individual de iniciar acciones contra la Sociedad por el pago del capital, Montos Adicionales y/o intereses en mora respecto de las Obligaciones Negociables, según corresponda, de acuerdo con las disposiciones del Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Notificaciones

La Sociedad notificará al Fiduciario cualquier circunstancia que deba ser notificada a los Tenedores, con la antelación que permita al Fiduciario entregar dicha notificación a los Tenedores de la forma estipulada en el Contrato de Fideicomiso. Todas las notificaciones relativas a las Obligaciones Negociables serán dadas a los Tenedores por el Fiduciario.

Todas las notificaciones relativas a las Obligaciones de las Series se considerarán debidamente efectuadas a los Tenedores de las tales Obligaciones (i) por escrito y enviadas por correo de primera clase con franqueo pago, a la dirección de cada Tenedor de una Obligación de dichas Series que figure en el Libro de Registro, no antes de la fecha más temprana ni después de la más tardía establecida para la entrega de tal notificación, y se considerará que toda notificación de esta índole ha sido efectuada en la fecha de tal envío por correo (en relación con las Obligaciones Negociables nominativas); (ii) cuando se publiquen en un diario de circulación general de Buenos Aires y en el Boletín de la BCBA y/o en el Boletín del MAE (si las Obligaciones Negociables de esa Serie cotizaran en la BCBA y/o se negociarán en el MAE, según corresponda) y (iii) si las Obligaciones Negociables de esa Serie cotizaran en la Bolsa de Comercio de Luxemburgo, la notificación se efectuará mediante publicación en un diario de circulación general en Luxemburgo, si así lo exigieran las normas de dicha Bolsa de Comercio. Toda notificación se considerará efectuada en la fecha de tal publicación o, de haberse publicado más de una vez o en diferentes fechas, en la última fecha en que se exige y se realiza la publicación de acuerdo con tal exigencia.

El Fiduciario retransmitirá a cada Tenedor de Obligaciones Negociables los informes que reciba del Fiduciario según lo descripto bajo el título "Compromisos -Requisito de información".

Por otra parte, la Sociedad deberá efectuar la publicación de todas las otras notificaciones que periódicamente exija la ley argentina aplicable.

Modificaciones y enmiendas al Contrato de Fideicomiso

El Contrato de Fideicomiso contiene disposiciones relativas a la convocatoria a asamblea de Obligacionistas para considerar temas que afecten sus intereses. El Fiduciario o la Sociedad podrán convocar a asamblea de los Tenedores de Obligaciones de cualquier Serie o de más de una Serie puede ser convocado por el Fiduciario de la Sociedad. Asimismo, la Sociedad convocará a asamblea de los Tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier Serie o de más de una Serie a solicitud de los Tenedores de, como mínimo, el 5% del capital de las Obligaciones Negociables en circulación de esa Serie o de más de una Serie para cualquiera de los objetos indicados en el Contrato de Fideicomiso. Las asambleas se celebrarán en Buenos Aires, y la Sociedad o el Fiduciario podrán decidir celebrar cualquiera de estas asambleas en forma simultánea en Buenos Aires y en la ciudad de Nueva York y/o Londres por cualquier medio de telecomunicación que permita a los participantes oír a los demás y hablar entre ellos, y cada una de estas asambleas simultáneas se considerará como una sola asamblea a los efectos del quórum y del porcentaje de votos aplicable a la misma. Con respecto a todos los asuntos no contemplados en el Contrato de Fideicomiso, las asambleas de Tenedores se celebrarán de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Obligaciones Negociables.

El Contrato de Fideicomiso podrá ser modificado por el Fiduciario y la Sociedad sin el consentimiento de los Tenedores de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie con el fin de subsanar cualquier ambigüedad, o bien de subsanar, corregir o complementar cualquier disposición imperfecta del mismo, o si resulta en algún otro sentido necesario o aconsejable y no perjudica materialmente los intereses de los Tenedores de las Obligaciones Negociables, a todo lo cual cada Tenedor de Obligaciones Negociables consentirá mediante su aceptación de las Obligaciones Negociables o su participación en las Obligaciones Negociables Globales.

Se pueden introducir modificaciones y enmiendas en el Contrato de Fideicomiso y en las Obligaciones Negociables de una o más Series, así como renunciar al futuro cumplimiento o al incumplimiento ya producido de las disposiciones de los mismos por parte de la Sociedad, con el consentimiento de los Tenedores, como mínimo, de una mayoría del capital total de las Obligaciones Negociables de todas las Series en ese momento en circulación a las que sea de aplicación la obligación, el compromiso, el Supuesto de Incumplimiento u otro término sujeto a esa modificación, enmienda o renuncia, presentes o representadas en una asamblea extraordinaria celebrada de conformidad con lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso, con la salvedad, sin embargo, de que no se podrá introducir ninguna modificación o enmienda "fundamental" en los términos de las Obligaciones Negociables de esa Serie sin el consentimiento unánime de los Tenedores de todas las Obligaciones Negociables de una Serie. A los fines del presente, se define a los cambios "fundamentales" del siguiente modo: (i) cambios en el Vencimiento Declarado del capital o de los intereses de las Obligaciones Negociables de esa Serie; (ii) reducciones del capital o los intereses de las Obligaciones Negociables de esa Serie o cambio de la obligación de la Sociedad de abonar Montos Adicionales respecto de las mismas; (iii) cambios en el lugar de pago o de la moneda de pago del capital o los intereses (incluidos los Montos Adicionales) de las Obligaciones Negociables de esa Serie; (iv) el perjudicar el derecho a iniciar juicio para exigir el pago del capital o los intereses sobre las Obligaciones Negociables de esa Serie a partir del Vencimiento Declarado de los mismos (o a partir de la Fecha de Rescate, en caso de rescate); o (v) reducciones del porcentaje antes mencionado del capital total de las Obligaciones Negociables de esa Serie, o de dicha Serie y una o más Series, según sea el caso, que sea necesario para modificar o enmendar el Contrato de Fideicomiso o las disposiciones de las Obligaciones Negociables de esa Serie o renunciar al futuro cumplimiento o al incumplimiento pasado de la Sociedad o una reducción en cuanto al quórum o el porcentaje de votos necesario para adoptar cualquier medida en asamblea de los Tenedores de Obligaciones Negociables de esa Serie o de esa Serie y una o más Series distintas, según corresponda.

Las asambleas de Tenedores podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las enmiendas o complementos al Contrato de Fideicomiso o las Obligaciones Negociables o las renuncias a disposiciones de las mismas solamente podrán ser aprobadas en asamblea extraordinaria. El quórum en asamblea convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que tengan o representen el 60% (en el caso de una asamblea extraordinaria) o una mayoría (en el caso de una asamblea ordinaria) del capital total de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie o de más de una Serie, según corresponda, mientras que en la continuación de una asamblea aplazada estará constituido por personas que tengan o representen el 30% del capital total de las Obligaciones Negociables en circulación de cualquier Serie o de más de una Serie, según corresponda (en el caso de una asamblea extraordinaria), o las personas presentes en la continuación de dicha asamblea aplazada (en el caso de una asamblea ordinaria). En una asamblea o continuación de una asamblea aplazada debidamente convocada donde haya quórum presente según lo antedicho, toda resolución de modificación o enmienda o de renuncia al cumplimiento de cualquier disposición (que no sean las disposiciones relativas a un cambio "fundamental") será efectivamente aprobada y decidida si la aprueban las personas con derecho a votar una mayoría del capital total de las Obligaciones Negociables de esa Serie, representadas y con derecho a voto en dicha asamblea. Todo instrumento dado por o en representación de cualquier Tenedor de una Obligación Negociable en relación con el consentimiento de dicha modificación, enmienda o renuncia, será irrevocable una vez otorgado y definitivo y concluyente para todos los Tenedores posteriores de dicha Obligación Negociable. Toda modificación, enmienda o renuncia de los términos y condiciones del Contrato de Fideicomiso o de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie será definitiva y obligatoria para todos los Tenedores de Obligaciones Negociables de todas las Series afectadas por dichas medidas, hayan o no otorgado su consentimiento o estado presentes en cualquier asamblea, y para todos los Tenedores futuros de las Obligaciones Negociables de esa Serie, se haya o no efectuado la anotación de dichas modificaciones, enmiendas o renuncias en las Obligaciones Negociables. En toda asamblea de Tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier Serie, cada Tenedor de Obligaciones Negociables de dicha Serie o su mandatario tendrá derecho a un voto por cada U$S1.000 de valor nominal de las Obligaciones Negociables de dicha Serie (o, si la Obligación u Obligaciones Negociables tenidas por dicho Obligacionista estuvieran denominadas en una moneda distinta del Dólar, por cada 1.000 unidades de dicha otra moneda), quedando establecido que no se emitirá ni contará ningún voto en asamblea alguna en relación con Obligaciones Negociables que se alegue no están en circulación y que el presidente de la asamblea dictamine no están en circulación.

Inmediatamente después del otorgamiento por parte de la Sociedad y del Fiduciario de cualquier modificación o enmienda al Contrato de Fideicomiso, para lo cual se requiere el consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables, la Sociedad deberá notificar ese hecho a los Tenedores y a la CNV, especificando en general la índole de dicha modificación o enmienda. Si la Sociedad dejara de efectuar dicha notificación a los Tenedores dentro de los quince (15) días posteriores al otorgamiento de dicho complemento o enmienda, el Fiduciario lo hará por cuenta y orden de la Sociedad. Sin embargo, toda falta de notificación por parte de la Sociedad o del Fiduciario o cualquier defecto en dicha notificación no afectarán ni vulnerarán en modo alguno la validez de dicha modificación o enmienda.

Extinción de obligaciones por cumplimiento

La Sociedad podrá optar por (A) la extinción y liberación de todas sus obligaciones en relación con las Obligaciones Negociables de una Serie, incluida la obligación de rescatarlas y las Obligaciones descriptas bajo el título "-Compromisos" (salvo por ciertas obligaciones de pagar todo Monto Adicional, de registrar la transferencia o canje de dichas Obligaciones Negociables, de resultar aplicable, de canjear las Obligaciones Negociables, de reemplazar las Obligaciones Negociables provisorias o mutiladas, destruidas, perdidas o robadas, de ser aplicable, de mantener un Fiduciario y Agentes de Pago (y, en el caso de Obligaciones Nominativas, Agentes de Transferencia) en relación con esas Obligaciones Negociables, de pagar todo impuesto de sellos u otros impuestos sobre la documentación o cualquier otro gravamen similar sobre las Obligaciones Negociables que haya impuesto la Argentina o los Estados Unidos de América o cualquier subdivisión política o autoridad impositiva de los mismos y de retener dinero para el pago en fideicomiso) ("extinción total") o (B) la extinción y liberación de todas sus obligaciones en relación con las Obligaciones Negociables descriptas bajo el título "Compromisos" (salvo por las obligaciones descriptas bajo la cláusula (a) de "-Compromisos - Fusión, fusión por absorción, venta y locación", "Compromisos - Existencia Societaria" y "Compromisos - Información Disponible"), y que el acaecimiento de cualquiera de los hechos incluidos a continuación no constituya Supuestos de Incumplimiento: todos los supuestos especificados en las cláusulas (ii), (iii), (iv), (v) y (vii) bajo el título "Supuestos de Incumplimiento" (pero, en lo que hace a las cláusulas (ii) y (iii), solamente en la medida en que las mismas se refieran a obligaciones descriptas bajo el título "Compromisos" de las que la Sociedad ha sido liberada según lo indicado en este inciso (B)) ("extinción parcial"); en cualquiera de los casos (A) o (B) mediante el depósito en un fiduciario (el "Fiduciario de la Extinción"), en fideicomiso para estos efectos, de dinero y/u Obligaciones del Gobierno y/o una combinación de ellos, que, mediante el pago de capital e intereses de acuerdo con sus términos proporcionaría dinero en cantidad suficiente para pagar el capital y los intereses en ese momento adeudados o que se sabe se tornarán pagaderos sobre dichas Obligaciones Negociables al vencimiento declarado de dicho capital o intereses. Solamente podrá establecerse dicho fideicomiso si, entre otras cosas, la Sociedad ha entregado al Fiduciario de la Extinción dictámenes de abogados que establezcan que los Tenedores de dichas Obligaciones Negociables no reconocerán ganancias ni pérdidas a los fines del impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América como resultado de tal extinción total o parcial, y estarán sujetos al impuesto a las ganancias federal de los Estados Unidos de América por el mismo monto, de la misma forma y en el mismo momento que se habría dado de no haber ocurrido dicha extinción total o parcial. El dictamen del abogado estadounidense, en el caso de la extinción total, deberá hacer referencia y estar basado en un fallo del Internal Revenue Service o en una modificación de la ley sobre el impuesto a las ganancias federal aplicable con posterioridad a la fecha del Contrato de Fideicomiso.

Ley aplicable. Jurisdicción

Las Obligaciones Negociables y el Fideicomiso se regirán de acuerdo con las leyes del estado de Nueva York y serán interpretadas de conformidad con ellas, con la salvedad, sin embargo, de que todas las cuestiones relativas a la debida autorización, otorgamiento, emisión y entrega de las Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad, la aprobación de las mismas por parte de la CNV para su oferta al público en la Argentina y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean consideradas como tales en virtud de la ley argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables argentina y otras leyes y normas argentinas aplicables. Teniendo en cuenta, que cada Serie pueda ser regida por las leyes de la jurisdicción en que esta Serie fuere colocada, si ello fuere necesario para la colocación de dicha Serie de acuerdo al Suplemento del Prospecto correspondiente.

Todo juicio, acción o procedimiento contra la Sociedad o sus bienes, activos o utilidades respecto del Fideicomiso o de las Obligaciones Negociables (un "Procedimiento Relacionado") podrá ser entablado en el Supreme Court (Tribunal de Primera y Segunda Instancia) del Estado de Nueva York, Condado de Nueva York, en el Tribunal de Distrito de los Estados Unidos de América para el Distrito Sur de Nueva York o en los tribunales argentinos con asiento en Buenos Aires o en los tribunales de la jurisdicción en que dicha Serie fuera colocada, si ello fuere necesario para su colocación de acuerdo al suplemento del contrato de fideicomiso correspondiente (cada una, un "Tribunal Especial"). La Sociedad se somete a la competencia no exclusiva de cada uno de estos tribunales a los fines de cualquier Procedimiento Relacionado y ha renunciado irrevocablemente, en la mayor medida posible, a interponer objeción alguna referente a la sede en que tramite cualquier Procedimiento Relacionado en cualquier Tribunal Especial y a plantear como defensa que dicha sede resulta un tribunal incompetente para tramitar tal Procedimiento Relacionado en cualquier Corte Especial.

La Sociedad ha acordado que todo escrito, notificación de proceso y emplazamiento a comparecer en cualquier Procedimiento Relacionado o cualquier juicio, acción o procedimiento para ejecutar cualquier sentencia obtenida en un Procedimiento Relacionado (una "Sentencia Relacionada") entablado contra ella en el estado de Nueva York, puede serle notificado a CT Corporation System, Inc., actualmente domiciliada en 1633 Broadway, New York, New York 10019 (el "Agente para Notificaciones"), y la Sociedad ha nombrado irrevocablemente al Agente para Notificaciones como su agente y verdadero y legítimo apoderado para recibir, en su nombre y representación, notificaciones de todos y cada uno de dichos escritos, notificaciones de proceso y emplazamientos, y ha acordado que el incumplimiento de dicho Agente para efectuar tales notificaciones no afectará ni perjudicará la validez de dicha notificación o de cualquier fallo basado en ella. La Sociedad ha acordado mantener en todo momento un agente con oficinas en Nueva York, que actuará como Agente para Notificaciones conforme a lo dispuesto precedentemente. No se considerará que nada de lo dispuesto en el presente limita la posibilidad de notificar cualquiera de dichos escritos, notificaciones de proceso y emplazamientos en alguna otra manera permitida por la ley aplicable. En la medida en que la Sociedad o cualquier parte de sus utilidades, activos o bienes tengan derecho, en relación con cualquier Procedimiento Relacionado entablado contra la Sociedad o cualquier parte de sus utilidades, activos o bienes en un Tribunal Especial, a gozar de inmunidad contra juicios, embargos preventivos, embargos ejecutivos o cualquier otro recurso legal o judicial, y en la medida en que en cualquiera de dichas jurisdicciones se haga valer tal inmunidad, la Sociedad ha acordado irrevocablemente no invocar y ha renunciado irrevocablemente a tal inmunidad en la mayor medida permitida por las leyes de dicha jurisdicción (incluida, sin limitación, la Ley de Inmunidad de Estados Soberanos Extranjeros (Foreign Sovereign Immunities Act) de los Estados Unidos de América de 1976).

Moneda de cumplimiento

El Dólar es la única moneda para el cálculo y pago de todas las sumas pagaderas por la Sociedad conforme o en relación con las Obligaciones Negociables (que no sean las Obligaciones Negociables denominadas en una moneda determinada distinta del Dólar), incluidos los daños y perjuicios. Todo monto que el Tenedor de una Obligación Negociable denominada en Dólares reciba o recupere en una moneda distinta del Dólar (ya sea como consecuencia del dictado o ejecución de una sentencia o providencia de un tribunal de cualquier jurisdicción, en el caso de disolución o liquidación de la Sociedad o por otro motivo), por cualquier suma de dinero que se dice adeudada por la Sociedad sólo constituirá la liberación de la Sociedad por el monto en Dólares que el beneficiario del pago pueda adquirir con el monto recibido o recuperado en la otra moneda en la fecha de pago (o en la primera fecha en que sea posible hacerlo, si la compra no fuera posible en la fecha de pago). Si el monto en Dólares fuera menor al monto en Dólares que se dice adeudado al beneficiario conforme a cualquier Obligación Negociable denominada en Dólares, la Sociedad deberá indemnizar al beneficiario contra toda pérdida que sufra en consecuencia. En todos los casos, la Sociedad deberá indemnizar al beneficiario por los gastos de compra. A los fines de este párrafo, será suficiente que el Tenedor certifique, en forma satisfactoria (indicando las fuentes de información utilizadas), que habría sufrido una pérdida si la compra real de los Dólares hubiera sido efectuada con el monto percibido en la otra moneda en la fecha de recepción o recupero (o en la primera fecha en que hubiese sido posible hacerlo, si la compra de Dólares no hubiera sido posible en la fecha de pago, siendo necesario la certificación de necesidad de cambio de fecha conforme a lo indicado precedentemente). Estas indemnizaciones constituyen una obligación independiente de las otras obligaciones de la Sociedad, darán lugar a un derecho de acción independiente, serán de aplicación independientemente de toda renuncia efectuada por cualquier Tenedor de Obligaciones Negociables denominadas en Dólares y continuará en pleno vigor y efecto sin perjuicio de cualquier otra sentencia, providencia, reclamo o prueba de un monto determinado sobre cualquier suma adeudada conforme a una Obligación Negociable denominada en Dólares o cualquier otra sentencia o providencia.

COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN GLOBAL

A pesar de que DTC, Euroclear y Cedel han acordado los procedimientos estipulados más adelante con el propósito de facilitar las transferencias de las Obligaciones Negociables entre los participantes de DTC, Euroclear y Cedel, ellos no están obligados a llevar a cabo, o proseguir con dichos procedimientos, y pueden interrumpir dichos procedimientos en cualquier momento. La Compañía y el Fiduciario no serán responsables del cumplimiento de las respectivas obligaciones por parte de DTC, Euroclear o Cedel o sus respectivos comitentes o participantes indirectos conforme a las normas y procedimientos que rigen sus operaciones.

DTC, Euroclear y Cedel han informado lo siguiente:

Sistemas de Compensación

DTC

DTC es una sociedad fiduciaria de objeto limitado constituida de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York, es miembro del Sistema de Reserva Federal de los Estados Unidos de América, es una "sociedad de compensación" en los términos del Código de Comercio Uniforme de los Estados Unidos de América y es una "entidad de compensación" registrada de conformidad con las disposiciones del Artículo 17A de la "Exchange Act" (Ley del Mercado de Títulos Valores de los Estados Unidos de América). DTC fue creada para mantener títulos valores de sus participantes y para facilitar la compensación y liquidación de las operaciones de títulos valores entre los participantes mediante el sistema de registro electrónico en las cuentas de los mismos, eliminando de esta forma la necesidad del movimiento físico de los certificados. Los participantes de DTC incluyen operadores de bolsa que actúan por sí o en nombre de terceros, bancos, compañías fiduciarias, sociedades de compensación y pueden incluir algunas otras organizaciones, tales como los Agentes Colocadores. Además, tienen acceso indirecto al sistema DTC los bancos, operadores de bolsa que actúan por sí o en nombre de terceros, y compañías fiduciarias que compensan a través de un participante de DTC o mantienen una relación de custodia de títulos valores con un participante de DTC, ya sea directa o indirectamente.

Como DTC puede únicamente actuar en nombre de sus participantes, los que a su vez actúan en representación de los participantes indirectos de DTC y de determinados bancos, la capacidad de un titular de una participación en la Obligación Negociable Global de prendar dicha participación en favor de personas o entidades que no participan del sistema DTC, o de otro modo realizar cualquier otro acto respecto de dicha participación, podrá verse limitada por la falta de un certificado definitivo para dicha participación. Las leyes vigentes en algunos estados de los Estados Unidos de América obligan a determinadas personas a ejercer la posesión física de los títulos definitivos. En consecuencia, la capacidad de transferir participaciones en la Obligación Negociable Global a dichas personas podrá verse limitada. Asimismo, los titulares de Obligaciones Negociables a través del sistema DTC recibirán las distribuciones de capital e intereses únicamente a través de participaciones en DTC.

Euroclear y Cedel

Euroclear y Cedel mantienen títulos valores en representación de organizaciones participantes y facilitan la compensación y liquidación de operaciones de títulos entre sus respectivos participantes mediante el sistema de registro electrónico en las cuentas de sus participantes. Euroclear y Cedel proporcionan a sus participantes, entre otros servicios, la custodia, administración, compensación y liquidación de títulos negociados en el mercado internacional y operaciones de préstamo y financiación con títulos. Euroclear y Cedel están conectados con el mercado local de títulos. Los participantes de Euroclear y Cedel son instituciones financieras, tales como colocadores, operadores de bolsa que actúan por sí o en nombre de terceros, bancos, compañías fiduciarias y algunas otras organizaciones, incluyendo a determinados Agentes Colocadores. Además, tienen acceso indirecto al sistema Euroclear y Cedel los bancos, operadores de bolsa que actúan por sí o en nombre de terceros, y las compañías fiduciarias que compensan a través de un participante de Euroclear o Cedel o mantienen una relación de custodia de títulos valores con un participante de Euroclear o Cedel, ya sea directa o indirectamente.

Liquidación Inicial

Los inversores que opten por ejercer la titularidad de sus Obligaciones Negociables a través de DTC (en vez de mediante cuentas en Euroclear o Cedel) estarán sujetos a las prácticas de liquidación aplicables a títulos de deuda privados estadounidenses. Las respectivas tenencias se acreditarán en las cuentas en custodia de los inversores, contra el pago en fondos de inmediata disponibilidad en la fecha de liquidación.

Los inversores que opten por mantener la titularidad de sus Obligaciones Negociables a través de cuentas en Euroclear o Cedel estarán sujetos a las prácticas de liquidación aplicables a Eurobonos nominativos convencionales. Las Obligaciones Negociables se acreditarán en las cuentas en custodia de los tenedores registrados en Euroclear el día hábil siguiente a la fecha de liquidación, contra el pago de la suma respectiva en la fecha de liquidación, y en las cuentas de los tenedores registrados en Cedel en la fecha de liquidación contra el pago efectuado con fondos de inmediata disponibilidad.

Operaciones del Mercado Secundario

Teniendo en cuenta que el comprador determina el lugar de entrega, en el momento de negociación de las Obligaciones Negociables es importante establecer la ubicación de las cuentas del vendedor y comprador, a fin de que la liquidación pueda efectuarse en la fecha valor deseada.

Operaciones entre participantes de DTC

Las negociaciones en el mercado secundario entre participantes de DTC (que no fueran Morgan y Citibank en su carácter de depositarios para Euroclear y Cedel, respectivamente) se liquidarán en fondos de inmediata disponibilidad empleando los procedimientos habituales aplicables a títulos de deuda privados estadounidenses.

Operaciones entre participantes de Euroclear y/o Cedel

Las negociaciones en el mercado secundario entre participantes de Euroclear y Cedel se liquidarán en fondos de inmediata disponibilidad empleando los procedimientos habituales aplicables a Eurobonos convencionales.

Operaciones entre DTC, como vendedor y Euroclear o Cedel, como comprador

Toda vez que deban transferirse Obligaciones Negociables de la cuenta de un participante de DTC (que no fueran Morgan y Citibank en su carácter de depositarios para Euroclear y Cedel, respectivamente) a la cuenta de un participante de Euroclear o Cedel, el comprador deberá entregar instrucciones a Euroclear o Cedel a través de un participante, como mínimo un día hábil antes de la liquidación. Euroclear o Cedel, según fuese el caso, impartirán instrucciones a Morgan o Citibank, respectivamente, para que reciban las Obligaciones Negociables contra el pago correspondiente. Dicho pago incluirá el pago de los intereses devengados sobre las Obligaciones Negociables desde la última fecha de pago, inclusive, hasta la fecha de liquidación, exclusive, calculados sobre la base de un año de 360 días compuesto por doce meses de treinta días calendarios cada uno. En caso de operaciones que se liquiden el día 31º del mes, el pago incluirá los intereses devengados al primer día del mes siguiente, excluyendo dicho día. El pago será efectuado por Morgan o Citibank, según fuera el caso, a la cuenta del participante en DTC contra entrega de las Obligaciones Negociables. Una vez realizada la liquidación, las Obligaciones Negociables se acreditarán en los respectivos sistemas de compensación, los que a su vez, de acuerdo con sus procedimientos habituales, las acreditarán en la cuenta del participante en Euroclear o Cedel. El crédito de las Obligaciones Negociables se reflejará el día siguiente (hora de Europa) y el débito de los fondos será valuado retroactivamente a, y los intereses serán devengados desde la fecha de determinación del valor (la "Fecha de Determinación del Valor") (la que sería el día anterior a la liquidación en Nueva York). En caso de que la liquidación no se realizara en la Fecha de Determinación del Valor estimada (es decir, la operación no se concretara), el débito de los fondos en Euroclear o Cedel serán valuados en la fecha real de liquidación.

Los participantes de Euroclear o Cedel deberán poner a disposición de los respectivos sistemas de compensación los fondos necesarios para procesar la liquidación en fondos de inmediata disponibilidad. El modo más directo de realizar lo antes expuesto, es colocar con anticipación los fondos para la liquidación, ya sea provenientes de efectivo en caja o de líneas de crédito existentes, del mismo modo que lo harían en liquidaciones dentro de Euroclear o Cedel. De esta manera, pueden hacer frente a una exposición crediticia ante Euroclear o Cedel hasta que las Obligaciones Negociables sean acreditadas en sus cuentas un día después.

Otra forma alternativa, si Euroclear o Cedel les hubieran otorgado una línea de crédito, sería que los participantes puedan optar por no colocar con anticipación fondos, permitiendo la utilización de las líneas de crédito para la financiación de las liquidaciones. Conforme a este procedimiento, los participantes de Euroclear o Cedel que compren Obligaciones Negociables pagarían comisiones por sobregiro por un día, suponiendo que subsanaron el descubierto al acreditarse las Obligaciones Negociables en sus cuentas. No obstante, los intereses sobre las Obligaciones Negociables se acumularían desde la Fecha de Determinación del Valor. Por lo tanto, en muchos casos, los ingresos por inversión sobre Obligaciones Negociables devengados por ese período de un día podrán sustancialmente reducir o compensar el monto de las mencionadas comisiones por sobregiro, si bien este resultado dependerá del costo particular de los fondos de cada participante.

Como la liquidación se realiza durante las horas hábiles en Nueva York, los participantes de DTC pueden emplear sus procedimientos habituales para enviar las Obligaciones Negociables a Morgan o a Citibank en beneficio de los participantes de Euroclear o Cedel. Los fondos provenientes de la venta quedarán a disposición del vendedor de DTC en la fecha de liquidación. De esta forma, la liquidación de una operación de mercado cruzado no será diferente de una operación entre dos participantes de DTC.

Finalmente, los operadores que usen el sistema Euroclear o Cedel y que compren Obligaciones Negociables a los participantes de DTC para ser acreditadas en las cuentas de los participantes de Euroclear o Cedel deberían tener en cuenta que estas operaciones no se concretarían para el lado vendedor, a menos que se realice un acto formal. Como mínimo deberían existir tres métodos susceptibles de ser abordados sin dificultad para solucionar este problema potencial:

(1) solicitar préstamos de dinero a través de Euroclear o Cedel por un día (hasta que el comprador de la operación se refleje en sus cuentas en Euroclear o Cedel) de acuerdo con los procedimientos habituales del sistema de liquidación; o

(2) solicitar préstamos de Obligaciones Negociables en los Estados Unidos de América a un participante de DTC un día antes de la liquidación como mínimo, lo que daría suficiente tiempo para que las Obligaciones Negociables se acrediten en la cuenta del comitente en Euroclear o Cedel a fin de liquidar el vendedor de la operación; o

(3) escalonar las Fechas de Determinación del Valor para el comprador y el vendedor de la operación, de modo que la Fecha de Determinación del Valor para la compra al participante de DTC fuera como mínimo un día antes de la Fecha de Determinación del Valor para la venta al participante de Euroclear o Cedel.

Operaciones entre Euroclear o Cedel, como vendedor y DTC, como comprador

Debido a las diferencias horarias en su favor, los participantes de Euroclear o Cedel podrán emplear sus procedimientos habituales para las operaciones en las que las Obligaciones Negociables deben ser transferidas por el respectivo sistema de compensación, a través de Morgan o Citibank, a otro participante de DTC. El comprador deberá enviar instrucciones a Euroclear o Cedel a través de un participante, como mínimo un día hábil antes de la liquidación. Euroclear o Cedel impartirán instrucciones a Morgan o Citibank, según corresponda, para que acrediten las Obligaciones Negociables en la cuenta del participante en DTC contra el pago correspondiente. Dicho pago incluirá el pago de los intereses devengados sobre las Obligaciones Negociables desde la última fecha de pago, inclusive, hasta la fecha de liquidación, exclusive, calculados sobre la base de un año de 360 días compuesto por doce meses de treinta días calendarios cada uno. En caso de operaciones que se liquiden el día 31º del mes, el pago incluirá los intereses devengados al primer día del mes siguiente, excluyendo dicho día. El pago se reflejará en la cuenta del participante de Euroclear o Cedel el día siguiente y el cobro de los fondos en la cuenta del participante de Euroclear y Cedel será valuado con fecha valor (la que sería el día anterior a la liquidación en Nueva York). Si el participante de Euroclear o Cedel tuviera una línea de crédito en su respectivo sistema de compensación y optara por girar sobre dicha línea de crédito antes de recibir en sus cuentas los fondos de las ventas, la valuación con Fecha de Determinación del Valor anterior podrá reducir o compensar sustancialmente cualquier comisión por sobregiro devengada por ese período. En caso de que la liquidación no se realizara en la Fecha de Determinación del Valor estimada (es decir, la operación no se concretara), el cobro de los fondos en la cuenta del participante de Euroclear o Cedel sería valuado a la fecha real de liquidación.

TRATAMIENTO IMPOSITIVO

Consideraciones Generales

A continuación figura una síntesis de algunas consecuencias impositivas con respecto a la tenencia de Obligaciones Negociables. Si bien se considera que esta descripción es una interpretación correcta de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no pueden darse garantías de que los tribunales o las autoridades fiscales responsables de la administración de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no se introducirán cambios en estas leyes. El siguiente resumen de temas impositivos se basa en el asesoramiento de Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h), asesores legales especiales de la Compañía en cuanto al derecho argentino.

El siguiente resumen no considera las consecuencias fiscales aplicables a los compradores de Obligaciones Negociables en determinadas jurisdicciones que resulten significativas para dichos compradores. Se sugiere a los posibles compradores de Obligaciones Negociables que consulten a sus propios asesores impositivos en cuanto a la totalidad de las consecuencias tributarias de la compra, titularidad y enajenación de las Obligaciones Negociables en las jurisdicciones específicas.

Impuesto a las Ganancias

Intereses

Salvo lo indicado más adelante, los pagos a realizarse en concepto de intereses sobre las Obligaciones Negociables (que, a los efectos de esta sección incluirán el descuento sobre la emisión original) estarán exentos del impuesto a las ganancias siempre que dichas Obligaciones Negociables hubieran sido emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables y satisfagan los requisitos establecidos en el Artículo 36 de dicha Ley respecto de la exención de impuestos. Conforme a este Artículo, el interés que devenguen las Obligaciones Negociables estará exento si se cumplen las siguientes condiciones (las "Condiciones del Artículo 36"):

(a) las Obligaciones Negociables deberán ser colocadas a través de una oferta pública autorizada por la CNV;

(b) el producido de la colocación deberá ser utilizado por la Compañía (i) como capital de trabajo en la Argentina, (ii) para inversiones en activos físicos ubicados en la Argentina, (iii) para refinanciar deudas, y/o (iv) para efectuar aportes de capital en una sociedad controlada o afiliada, siempre que esta última utilice dicho aporte a los fines especificados en este inciso (b); y

(c) la Compañía deberá acreditar ante la CNV que los fondos provenientes de la colocación han sido utilizados a los fines descriptos en el inciso (b).

Las Obligaciones Negociables serán emitidas de conformidad con todas las Condiciones del Artículo 36, y la CNV ha autorizado la creación del Programa de Emisión de Obligaciones Negociables mediante Resolución Nº 11.526 de fecha 14 de marzo de 1996 y por Resolución Nº 11.749 de fecha 22 de mayo de 1997. Con posterioridad a la emisión de cada serie de Obligaciones Negociables, la Compañía presentará ante la CNV los documentos requeridos por la Resolución General Nº 290/97 y sus modificaciones de la CNV. Una vez obtenida la aprobación de los documentos correspondientes por parte de la CNV, las Obligaciones Negociables calificarán para el tratamiento impositivo previsto por el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Si la Compañía no cumpliera las Condiciones del Artículo 36, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que la Compañía será responsable del pago de todo impuesto que grave los intereses percibidos por los Tenedores. En ese caso, los Tenedores percibirán los intereses que establecen las Obligaciones Negociables como si no hubiera resultado exigible retención impositiva alguna.

El Decreto Nº 1076/92, modificado por el Decreto Nº 1157/92, ratificado por Ley Nº 24.307 (el "Decreto"), eliminó la exención anteriormente indicada con respecto a los Tenedores que están comprendidos en el Título VI de la Ley del Impuesto a las Ganancias argentina (en general, entidades organizadas o constituidas conforme a las leyes argentinas, sucursales argentinas de entidades extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que realizan determinadas actividades comerciales en la Argentina (las "Entidades Argentinas")). Como consecuencia del Decreto, los intereses abonados a Entidades Argentinas están sujetos a las retenciones establecidas por las reglamentaciones impositivas argentinas.

En el caso de pago de intereses originados en obligaciones negociables efectuados por empresas locales (excluyendo entidades financieras sujetas a la Ley Nº 21.526 y modificatorias) cuyos beneficiarios también sean empresas locales (excluyendo entidades financieras sujetas a la Ley Nº 21.526 y modificatorias), la retención sobre la masa de intereses pagados será del 35%, y tendrá para el titular de la renta el carácter de pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias. En los demás casos, si los tenedores de obligaciones negociables son beneficiarios del exterior o personas físicas domiciliadas en la Argentina, los pagos de intereses originados en obligaciones negociables no quedan sujetos a retención por Impuesto a las Ganancias.

La Ley Nº 25.063, publicada en el Boletín Oficial del 30 de diciembre de 1998, modifica la Ley del Impuesto a las Ganancias, calificando a los intereses según el sujeto que otorgue el préstamo, a saber: (i) si el préstamo lo otorga una sociedad financiera o proviene de la emisión de obligaciones negociables cuyos tenedores sean personas físicas o sujetos residentes en el exterior, el 40% de los intereses será completamente deducible, mientras el 60% restante sólo lo será en la medida en que supere, por lo menos, una de las dos condiciones que se detallan más abajo y (ii) si el préstamo proviene de la emisión de obligaciones negociables cuyos tenedores son sociedades constituidas en el país, o ha sido otorgado en otras condiciones, la deducción del 100% de los intereses queda sujeta al cumplimiento de por lo menos una de las dos condiciones que se detallan a continuación. Una vez clasificados los intereses según su origen, la parte sujeta a condición no será deducible en la proporción correspondiente al mayor de los siguientes excedentes: (a) pasivo superior a patrimonio neto y (b) intereses deducibles superiores al 50% de la ganancia neta sujeta a impuesto.

Ganancias de capital

En caso de que se hubieran cumplido las Condiciones del Artículo 36, las personas físicas, residentes o no residentes en Argentina, y las entidades extranjeras que no posean un establecimiento permanente en la Argentina, no estarán sujetas al pago del impuesto a las ganancias de capital derivadas de la venta u otra disposición de las Obligaciones Negociables. Como consecuencia del Decreto, las Entidades Argentinas están sujetas al pago del impuesto a las ganancias de capital por la venta u otra disposición de las Obligaciones Negociables de acuerdo con lo estipulado por las reglamentaciones impositivas argentinas.

Impuesto a los Bienes Personales

En virtud de la Ley N° 23.966 del Impuesto a los Bienes Personales -t.o. 1997- las personas físicas (residentes o no en la Argentina) y sucesiones indivisas (radicadas o no en la Argentina) que sean tenedores directos de las Obligaciones Negociables están sujetos al impuesto sobre los bienes personales a una tasa del 0,5% sobre el valor de cotización de sus tenencias de Obligaciones Negociables al 31 de diciembre de cada año, sobre una base no imponible de Ps. 102.300 en el caso de personas físicas y sucesiones indivisas con domicilio en Argentina. Dicha tasa se eleva a 0,75% cuando el monto de los bienes gravados exceda Ps. 302.300. Las sociedades comerciales y otras personas jurídicas constituidas conforme a las leyes de la República Argentina, así como las sucursales y establecimientos permanentes en la Argentina de sociedades u otras entidades constituidas en el extranjero, no están sujetas a este impuesto con relación a sus tenencias de Obligaciones Negociables.

En ciertos casos, las tenencias de Obligaciones Negociables al 31 de diciembre de cada año por parte de sociedades u otras entidades domiciliadas o radicadas en el exterior (las "Entidades Off-Shore") se presumen pertenecientes a personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas, según el caso, en el país y, en consecuencia, están sujetas al impuesto sobre los bienes personales. La presunción no se aplica en los siguientes casos:

(a) si las Obligaciones Negociables están autorizadas a la oferta pública por la CNV y se negocian en uno o más mercados autorregulados argentinos o extranjeros; o

(b) si el capital social de la Entidad Off-Shore que es Tenedora de las Obligaciones Negociables está constituido por acciones nominativas; o

(c) si la actividad principal de la Entidad Off-Shore que es Tenedora de las Obligaciones Negociables no consiste en la realización de inversiones fuera de la jurisdicción de su domicilio y dicha Entidad Off-Shore no se encuentra restringida en forma general para la realización de actos comerciales y negocios en dicha jurisdicción; o

(d) si la Entidad Off-Shore que es Tenedora de las Obligaciones Negociables es una sociedad exceptuada (como, por ejemplo, compañías de seguros, fondos de inversión o de pensión, o entidades bancarias financieras cuyas casas matrices estén constituidas o radicadas en países en los que sus bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares establecidos por el Comité de Bancos de Basilea).

En el supuesto de una Entidad Off-Shore que sea Tenedora de las Obligaciones Negociables se encuentre sujeta al impuesto sobre los bienes personales por no verificarse ninguna de las condiciones descriptas en (a) a (d) anteriores, la tasa a aplicar será del 1,5%, y cualquier persona física, sociedad o entidades local que tuviera el condominio, uso, goce, disposición, depósito, tenencia, custodia, administración o guarda de las Obligaciones Negociables será responsable del pago del impuesto como Responsable Sustituto (el "Responsable Sustituto"). En el supuesto de los sujetos exceptuados al pago del impuesto sobre los bienes personales por cualquier motivo (con excepción del hecho de que las Obligaciones Negociables están autorizadas por la CNV para la oferta pública en Argentina y sean negociadas en uno o más mercados autorregulados argentino o extranjero), el Responsable Sustituto será responsable por el pago del impuesto salvo que obtenga la correspondiente certificación relativa a la excepción.

Impuesto al Endeudamiento Empresario

A partir del 1º de enero de 1999 rige un nuevo gravamen que recae sobre los intereses que deban ser pagados en relación con las Obligaciones Negociables cuyos Tenedores no sean sociedades de capital, toda otra clase de sociedades constituidas en el país, incluyendo a empresas unipersonales, comisionistas, rematadores, consignatarios, y demás auxiliares de comercio. En consecuencia, este impuesto recae sobre los intereses que deban ser pagados en relación con las Obligaciones Negociables cuyos tenedores sean personas físicas residentes en el país o beneficiarios del exterior. Los sujetos del impuesto son las sociedades emisoras de obligaciones negociables como la Compañía, excluidas las entidades financieras regidas por la Ley Nº 21.526, y el hecho imponible se perfeccionará en el momento en el que se produzca el pago de los intereses, o se configure alguno de los mecanismos de puesta a disposición establecidos en el artículo 18 de la Ley de Impuesto a las Ganancias. La base imponible estará dada por el monto de los intereses pagados, con prescindencia del período de rendimiento al que correspondan, o el carácter total o parcial de la cancelación. La alícuota del Impuesto es del 15% para el caso de intereses de obligaciones negociables. Cuando se trate de obligaciones negociables emitidas con descuento, el impuesto se basaría en el descuento de emisión y sería exigible y pagadero al momento de recepción por parte de la emisora del producido de dicha emisión.

Asimismo, el 15 de noviembre de 2000, el Congreso de la Nación aprobó la Ley N° 25.360 (publicada el 12 de diciembre de 2000) que reduce 5 puntos la alícuota del impuesto a los intereses pagados y el costo del endeudamiento empresario a partir del 1° de enero de 2001, es decir al 10%, y 2 puntos a partir del 1° de julio de 2001, es decir al 8%. Finalmente, el 20 de diciembre de 2000, el Congreso de la Nación aprobó la Ley 24.402 que, entre otros temas, establece (i) un cronograma adicional de reducción de la alícuota del impuesto al endeudamiento empresario que comienza con una baja de 2 puntos a partir del 1 de octubre de 2001, 2 puntos el 1 de enero de 2002 y 2 puntos el 1 de abril de 2002 y, por ultimo deroga el impuesto reduciendo los últimos 2 puntos de la alícuota el 1 de julio de 2002.

Impuesto al Valor Agregado

Toda transacción y operación financiera relacionada con la emisión, colocación, compra, transferencia, pago del capital y/o intereses o rescate de las Obligaciones Negociables estará exenta del Impuesto al Valor Agregado de cumplirse las Condiciones del Artículo 36 mencionado más arriba bajo el título "Retención de impuestos sobre los pagos de intereses".

COLOCACIÓN Y VENTA

La Sociedad podrá vender Obligaciones Negociables, de tanto en tanto, a través de colocadores o a colocadores que actúen en calidad de agentes de la Sociedad o comitentes para la reventa de las mismas de conformidad con los respectivos contratos de suscripción (en adelante, los colocadores se denominan en forma colectiva los "Suscriptores"). Tanto la Sociedad como los Suscriptores, o cualquiera de ellos, podrán de tanto en tanto celebrar uno o más contratos de colocación o compra, conforme a los cuales los Suscriptores podrán aceptar efectuar esfuerzos razonables para buscar compradores de Obligaciones Negociables en la oferta pública de obligaciones negociables emitidos bajo el Programa de conformidad con la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América, la Regulación S bajo dicha ley o cualquier otra regulación que se aplique, según sea definido en el respectivo Suplemento del Prospecto.

Las Obligaciones Negociables podrán ofrecerse y venderse en una o más operaciones a precio fijo sujeto a cambio, a precios de mercado vigentes en el momento de la venta, a precios relacionados, o a precios negociados, en todos los casos conforme lo decidan la Sociedad o los Suscriptores. La Sociedad pagará a los Suscriptores una comisión sobre las ventas efectuadas a través de ellos en calidad de Suscriptores.

La Sociedad también podrá vender sus Obligaciones Negociables a Suscriptores que actúen en calidad de comitentes, con un descuento que será acordado en la oportunidad de la venta, o bien podrán recibir de la Sociedad una comisión o descuento equivalente a las comisiones antes mencionadas, en el caso de una operación que realicen en ese carácter en la que no se haya acordado ningún otro descuento. La Sociedad se reserva el derecho a vender Obligaciones Negociables directamente por cuenta propia. No se pagará comisión alguna sobre las Obligaciones Negociables que la Sociedad venda directamente.

Las Obligaciones Negociables también podrán ser vendidas por los Suscriptores a otros colocadores, o a través de los mismos, quienes podrán revenderlas a inversores. Los Suscriptores podrán pagar la totalidad o parte de su descuento o comisión a dichos colocadores.

Las Obligaciones Negociables podrán ser registradas en la SEC conforme a la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América.

Si las Obligaciones Negociables fueran emitidas bajo la Regulación S, las Obligaciones Negociables al portador (si su emisión fuera posible bajo la legislación argentina) podrán estar sujetas a los requisitos de la legislación impositiva de los Estados Unidos de América y no podrán ser ofrecidas, vendidas ni entregadas dentro de los Estados Unidos de América o sus posesiones, ni a personas estadounidenses, salvo en determinadas operaciones autorizadas por las normas impositivas estadounidenses según se establezca en el Suplemento del Prospecto respectivo.

Se podrá prever que ningún Suscriptor aceptará ofrecer, vender o entregar Obligaciones Negociables, salvo autorización de cualquier contrato de distribución o compra, (a) como parte de su distribución en cualquier momento o (b) de otro modo, hasta después de los 40 días posteriores a la iniciación de la oferta o la fecha de cierre, lo que ocurra en último lugar, dentro de los Estados Unidos de América o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de las mismas, y que enviará a cada colocador al que le venda Obligaciones Negociables durante el período restringido una confirmación u otra notificación que indique las restricciones a la suscripción y venta de Obligaciones Negociables dentro de los Estados Unidos de América o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de las mismas. Algunas ofertas, ventas o entregas de Obligaciones Negociables podrán ser realizadas por los Suscriptores o a través de los mismos en los Estados Unidos de América o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de las mismas, en operaciones que se encuentran exentas de los requisitos de registro establecidos por la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América.

Las Obligaciones Negociables serán ofrecidas al público en la Argentina conforme a la autorización otorgada por la CNV. Los Suscriptores podrán revender las Obligaciones Negociables que hayan adquirido en la Argentina a través de agentes autorizados por la legislación de dicho país.

Se podrá solicitar autorización para que las Obligaciones Negociables coticen en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres o en cualquier otra bolsa internacional. A pedido de los Suscriptores, podrá solicitarse autorización para que las Obligaciones Negociables se negocien en el sistema PORTAL de la NASDAQ. También se podrá solicitar autorización para que las Obligaciones Negociables bajo el Programa coticen en la BCBA y en el MAE.

Se espera que la Sociedad acuerde indemnizar a los Suscriptores por ciertas responsabilidades relacionadas con la oferta de las Obligaciones Negociables, incluyendo las responsabilidades contraídas bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América.

VALIDEZ DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Shearman & Sterling, Nueva York, Estados Unidos de América, abogados estadounidenses de la Sociedad, se expedirá acerca de la validez de las Obligaciones Negociables bajo la ley estadounidense. Acerca de determinados temas relacionados con la legislación argentina se pronunciarán, en relación con la Sociedad, Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h), abogados argentinos de la Sociedad.

AUDITORES

El estado de resultados, el balance general y demás información contable del 31 de diciembre de 2000, 1999 y 1998, han sido extraídos de los Estados Contables de MetroGAS auditados por Price Waterhouse & Co., auditores públicos independientes argentinos. Los Estados Contables han sido preparados de acuerdo con los PCGA argentinos, los cuales difieren de los PCGA estadounidenses en ciertos aspectos sustanciales.

ESTADOS CONTABLES DE METROGAS S.A.

METROGAS S.A.

Domicilio legal y sede principal de la Sociedad

Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360

(1267) Buenos Aires - Argentina

FIDUCIARIO, AGENTE PRINCIPAL REPRESENTANTE DEL FIDUCIARIO

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