METROGAS S.A.

(constituida según las leyes de la República Argentina)

PROGRAMA DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES DE CORTO Y MEDIANO PLAZO

para la emisión de Obligaciones Negociables con un plazo de vencimiento mínimo de 31 días a 28 años desde la Fecha de Emisión

por un monto máximo de hasta U$S 600.000.000 (o su equivalente en otras monedas)

MetroGAS S.A. (la "Sociedad" o la "Compañía" o "MetroGAS") en los términos del Programa de Emisión de Obligaciones Negociables de Corto y Mediano Plazo (el "Programa"), podrá ofertar periódicamente 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 que 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 (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 monto de la oferta de la totalidad de las Obligaciones Negociables en circulación en ningún momento superará el monto total de U$S 600.000.000 (o su equivalente en otras monedas o combinación de monedas), monto sujeto a aumento o reducción por parte de la Sociedad. Las Obligaciones Negociables tendrán un valor nominal de un dólar estadounidense (U$S 1) o, si las Obligaciones Negociables estuvieran denominadas en una moneda distinta del dólar estadounidense, por cada unidad de dicha otra moneda. Las series de Obligaciones Negociables se regirán por los términos y condiciones, que serán especificados en cada caso en un Suplemento del Prospecto (el "Suplemento de 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 o en el Suplemento de Prospecto respectivo. 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. 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. Para obtener mayor información sobre los factores de riesgo que deberán considerarse en relación con la inversión en las Obligaciones Negociables, véase el acápite "Factores de Riesgo", en la sección "Información Clave sobre la Emisora". El presente Prospecto contiene información actualizada considerando los últimos estados contables elaborados por la Sociedad y todo hecho significativo ocurrido recientemente.

El Programa ha sido calificado "D.ar" por la Calificadora de Riesgo Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A. y "raD" por Standard & Poor's International Ratings LLC, Sucursal Argentina. Los informes relativos a ambas calificaciones se encuentran disponibles en la página web de la CNV: www.cnv.gov.ar. Para mayor información, véase el acápite "Calificación de Riesgo" en la sección "Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta".

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.

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 Obligaciones Negociables en forma nominativa.

Oferta pública autorizada por Resolución Nº 12.923 y N° 15.047 de fecha 19 de agosto de 1999 y 31 de marzo de 2005 de la CNV, respectivamente. 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. El Programa fue prorrogado por la Sociedad conforme se resolvió en la asamblea extraordinaria de accionistas de fecha 15 de octubre de 2004 y mediante reunión de directorio de fecha 4 de noviembre de 2004; y por Resolución de la CNV de fecha 31 de marzo de 2005.

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.

La fecha del presente Prospecto es 17 de abril de 2006

ÍNDICE

Página

Traslado de notificaciones y exigibilidad sobre responsabilidad civil 3

Datos sobre Directores, Gerencia de primera línea, asesores, miembros del órgano de fiscalización y empleados 4

Datos estadísticos y programa previsto para la oferta 12

Información clave sobre la emisora 15

Información sobre la emisora 46

Reseña y perspectiva operativa y financiera 84

Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas 99

De la oferta y la cotización 107

Estados Contables de MetroGAS S.A. 138

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 encuentran ubicados 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.

INFORMACIÓN IMPORTANTE

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.

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.

DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN Y EMPLEADOS

Directores titulares y suplentes.

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

Los accionistas tenedores de las Acciones Clase C de la Compañía tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Los accionistas tenedores de las Acciones Clase B de la Compañía tienen derecho a elegir cuatro directores titulares y cuatro directores suplentes. Los directores independientes son designados por la Clase B de acciones. Los tenedores de las Acciones Clase A de la Compañía tienen derecho a elegir seis directores titulares y seis directores suplentes. Véase “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”.

A continuación se indican los miembros del Directorio de la Compañía a la fecha de este Prospecto:


Nombre	Cargo	Designación	Vencimiento
Rick Lynn Waddell (a)	Vicepresidente	2005	31/12/2005
Vito Sergio Camporeale (a)	Director Titular	2005	31/12/2005
Luis Augusto Domenech (a)	Director titular	2005	31/12/2005
Roberto Daniel Brandt (a)	Director titular	2005	31/12/2005
Graham John Cockroft (a)	Director titular	2005	31/12/2005
Víctor José Sardella (b)	Director titular	2005	31/12/2005
Jorge Alberto Depino (c)	Director titular	2005	31/12/2005
Marcelo Gabriel Figueroa (a)	Director titular	2005	31/12/2005
Jorge Emilio Verruno (b)	Presidente	2005	31/12/2005
Roberto Alvarez Alvarez (b)	Director titular	2005	31/12/2005
Juan Carlos Fronza (b)	Director titular	2005	31/12/2005
Cristián Marcaida (a)	Director suplente	2005	31/12/2005
Neil Harvey (a)	Director suplente	2005	31/12/2005
Luis Chaparro (c)	Director suplente	2005	31/12/2005
Gabriela Silvina Aguilar (a)	Director suplente	2005	31/12/2005
Cynthia Giménez Arrillaga (a)	Director suplente	2005	31/12/2005
Dante Kogan	Director suplente	2005	31/12/2005
Teodoro Marcó (b)	Director suplente	2005	31/12/2005
Diego Hollweck	Director suplente	2005	31/12/2005

___________

Notas:

(a) Representante de los accionistas Clase A.

(b) Representante de los accionistas Clase B.

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

Jorge Emilio Verruno, 56fue designado como miembro independiente de nuestro Directorio, miembro del Comité de Auditoría, Presidente de la Sociedad y del Comité de Auditoría el 29 de julio de 2005. El Sr. Verruno es Contador Público de la Universidad de Buenos Aires tuvo varios cargo en Pistrelli, Diaz y Asociados desde 1971 hasta 2002, fue designado Socio Gerente en 1993. En 1998 fue designado Director, Socio de la División Auditoría y Asesoramiento Gerencial de Andersen Latinamerica y, en 2002, como Director Ejecutivo de Operaciones de Ernst & Young en America del Sur. Desde 2004 ha sido director independiente y miembro del Comité de Auditoría del Banco Río de la Plata S.A.

Rick Lynn Waddell, 45, se incorporó a la Compañía en 2003 y es vicepresidente del Directorio de MetroGAS. Tiene una Licenciatura en Relaciones Internacionales de la Universidad de Columbia, un Masters en Administración Pública de la Universidad de Webster, y una Licenciatura en Arte de la Universidad de Oxford, a la que concurrió con una beca Rhodes. Inició su carrera como ingeniero militar en las US Army (Fuerzas Armadas de los Estados Unidos), prestando servicios efectivos durante 12 años. Al pasar a retiro, se incorporó a Wal-Mart International como Gerente de Logística Regional para América del Sur. Posteriormente ingresó a Enron como proyect developer. También ocupó otros puestos, entre los que se destacan, Director Operativo Regional para Enron South America y Presidente de Enron Gas do Brasil. Su función incluía el control de gestión de activos para diversas empresas de servicios públicos y gasoductos de América del Sur, así como la supervisión de las Cuestiones Regulatorias en América del Sur. Actualmente es Miembro del Comité Ejecutivo de BG Group y está a cargo de las actividades en América del Sur. Reside en San Pablo y es responsable de las actividades upstream y downstream, incluyendo Comgas en San Pablo y MetroGAS en Buenos Aires.

Vito Sergio Camporeale, 58, Director Titular de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de Contador Público. Desde 1999 se ha desempeñado como Director Administrativo Argentino de Repsol YPF S.A. En 1977, al ingresar al Grupo ASTRA, comenzó a trabajar en el sector del petróleo, donde ocupó el cargo de gerente administrativo entre 1992 y 1999. El 1º de octubre de 1992 fue nombrado Director Controller del Grupo ASTRA.

Luis Augusto Domenech, 53, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Tiene aproximadamente veinte años de experiencia en el campo de las finanzas, trabajó en Astra-Copetro S.A., donde su último cargo fue gerente de administración y finanzas, antes de incorporarse a la Compañía en diciembre de 1992. Con anterioridad a ser designado Director General de la Compañía en 2002, se desempeñó como Director de Administración y Finanzas. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires donde obtuvo el título de licenciado en administración de empresas.

Roberto Brandt,49,actual Director de Asuntos Corporativos de la Compañía desde 2000. Se graduó en economía en la Universidad de Buenos Aires y tiene un masters en economía de la Universidad de Grenoble (Francia). Entre 1979 y 2000 fue analista económico y jefe del sector precios de YPF, asesor de la Secretaría de Energía y consultor de temas referentes al petróleo, gas y electricidad, tanto en el ámbito local como internacional. Fue designado Director General el 12 de abril de 2004.

Graham John Cockroft, 42, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Hizo un Masters en Finanzas en la University of London y un Masters en Comercio en la University of Otago (Nueva Zelanda). Se unió a BG Group en 1990, llegando a ocupar el cargo de Subtesorero en 1997. En 1998 se trasladó con la Compañía a Sudamérica y actualmente es Gerente de Estrategia Regional de BG Group en Sudamérica. Sus responsabilidades incluyen la supervisión de administración de activos para varios gasoductos y empresas de servicios públicos en Sudamérica. Actualmente integra el Directorio de Gas Argentino.

Víctor José Sardella,54, actualmiembro del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero industrial. Fue gerente del sector de generación de energía eléctrica y nuevos proyectos de ASTRA C.A.P.S.A. Actualmente es director general de Pluspetrol Energy S.A.

Jorge Alberto Depino, 45, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero mecánico. Entre 1981 y 1992 trabajó en Gas del Estado S.E.. Entre 1992 y 2002 trabajó en el área de operaciones de MetroGAS. Actualmente trabaja en el Estudio Grana.

Marcelo Gabriel Figueroa, 39, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero industrial recibido en la Universidad de Buenos Aires y tiene un masters en administración de empresas de la Universidad de El Salvador (Argentina) y la Universidad de Deusto (España). Antes de ingresar a la Compañía en diciembre de 1992, estuvo en la Dirección de nuevos negocios de Astra, donde ocupó diversos cargos operativos y comerciales.

Roberto Alvarez Alvarez, 50, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Se graduó en administración de empresas en la Universidad Católica Argentina. Fue miembro del comité directivo de Banco Caudal entre 1989 y 1996. Es miembro del Directorio de Aldazábal Sociedad de Bolsa y Mapfre Seguros de Vida S.A.

Juan Carlos Fronza, 68, actual miembro del Directorio del MetroGAS. Es ingeniero mecánico recibido en la Universidad de La Plata. Entre 1964 y 1977 trabajó en Astilleros Río Santiago. Desde 1978 hasta 1982 fue gerente de proyectos de inversión en Petrolera Argentina San Jorge. Entre 1983 y 2002 fue director ejecutivo (CEO) de Copetro S.A.

Cristián Marcaida,37,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es ingeniero mecánico recibido en la Universidad Tecnológica de Buenos Aires y tiene un postgrado en petróleo y gas natural en la misma universidad. Tiene una masters en administración de empresas del IAE. Trabaja en el sector de desarrollo de negocios de BG Group Argentina.

Neil Harvey, 48, inglés,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Contador Público del Southampton College of Higher Education (Sandwich) – ICMA. Ingresó a la división de Exploración y Producción de British Gas en Abril de 1990 y ha tenido varios cargos y tuvo la responsabilidad de establecer la política financiera de Exploración y Producción. También trabajó para British Gas de Brasil como Gerente de Finanzas Reginal desde junio de 2004 y anteriormente trabajó para BG Bolivia como Gerente Financiero.

Luis Chaparro,39,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Fue empleado de la Compañía. Anteriormente fue empleado de Gas del Estado.

Gabriella Silvina Aguilar, 39, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Licenciada en Comercio Exterior y Administración de Empresas. También tiene una especialización en Administración de Empresas del Instituto Argentino de Negocios y otra en Gestión de Gas Natural de la Oxford University. Trabajó en el departamento de desarrollo de negocios de British Gas Argentina y, anteriormente, fue Directora de Comercialización de Gas Regional de Enron International.

Cynthia Giménez Arrillaga, 38, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Contadora Pública Matriculada y tiene una licenciatura en Administración de Empresas de la Universidad de Buenos Aires. Fue Directora de Administración y Finanzas de BG Group desde mayo de 2000, siendo responsable de la Argentina y Uruguay. Recientemente fue designada Directora General para la Argentina. Entre junio de 1998 y abril de 2000, trabajó en Price Waterhouse & Co., Buenos Aires, Argentina.

Teodoro Marcó,34,actual miembro del Directorio de MetroGAS. Se graduó en la Universidad de Buenos Aires con el título de Abogado y tiene un masters en derecho internacional de la Southern Methodist University School of Law –facultad de derecho de la universidad metodista sur- de Texas. Anteriormente trabajó en el estudio jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h).

Dante Kogan, 54, ingeniero. Trabaja en YPF desde diciembre de 1992. Puesto actual: Gerente transporte y Abastecimiento de Gas Natural.

Diego Hollweck, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Es Economista de la Universidad de Buenos Aires y tiene un postgrado en Finanzas. Trabajo como Gerente de Tesorería de BG Group South America en Río de Janeiro. Anteriormente trabajó en Enron South America entre 1999 y 2003. También trabajó en PricewaterhouseCoopers de 1996 a 1999.

Directores Ejecutivos

A continuación aparece la nómina de los principales funcionarios ejecutivos de la Compañía al 31 de diciembre de 2005. Todos los funcionarios ejecutivos residen en la República Argentina.


Nombre	Cargo
Roberto Brandt	Director General
Patricia Carcagno	Director de Operaciones
Enrique Barruti	Director de Recursos Humanos
Fernando Aceiro	Director Comercial
Magdalena González Garaño	Director de Asuntos Legales, Regulatorios y Tarifas
Eduardo Villegas Contte	Director de Administración y Finanzas
Juan Pablo Mirazón	Director de Auditoría Interna
Valeria Soifer	Comptroller

Roberto Brandt,50,actual Director de Asuntos Corporativos de la Compañía desde 2000. Se graduó en economía en la Universidad de Buenos Aires y tiene un masters en economía de la Universidad de Grenoble (Francia). Entre 1979 y 2000 fue analista económico y jefe del sector precios de YPF, asesor de la Secretaría de Energía y consultor de temas referentes al petróleo, gas y electricidad, tanto en el ámbito local como internacional. Fue designado Director General el 12 de abril de 2004.

Patricia Carcagno, 44, fue designada como Director de Operaciones en Diciembre del 2005. Es Ingeniera Química egresada de la Universidad Nacional de Buenos Aires. Antes de ser Director de Operaciones, se desempeñó como Gerente de Planeamiento de Operaciones, dependiendo de la misma Dirección. Previamente a su incorporación en MetroGAS en diciembre de 1992, se desempeñó en la Dirección de Nuevos Negocios de Astra, ocupando varias posiciones comerciales.

Enrique Barruti,57,actual Director de Recursos Humanos de MetroGAS desde 1997. Tiene más de veinte años de experiencia local e internacional en recursos humanos y, antes de incorporarse a la Compañía en julio de 1997, trabajó en Unysis Corporation, Bank of America, Banco Santander y Swift Armour S.A. Argentina. También se desempeñó como management consultant y fue profesor en la Universidad de Buenos Aires y en la Universidad Austral. El Sr. Barrutti posee un título en Economía.

Fernando Aceiro,40,actual Director Comercial de MetroGAS desde 1998. Comenzó su carrera en el departamento de producción de Alpargatas S.A.I.C.. Desde 1993 hasta 1998, trabajó en el departamento nuevos negocios de Banco de Galicia, fecha en que se incorporó a la Compañía. Es ingeniero industrial recibido en la Universidad Católica Argentina y tiene un masters en administración de empresas del Instituto de Altos Estudios Empresariales.

Magdalena González Garaño, 54, actual Directora de Asuntos Legales, Regulatorios desde 2004. Es Secretaria del Directorio desde 1993. Trabajó en Dupont Argentina S.A. como Asesora Legal. Luego fue asociada del estudio jurídico Cárdenas, Cassagne & Asociados hasta que ingresó en MetroGAS en 1993 como Gerente de Asuntos Regulatorios y luego como Gerente de Asuntos Legales en 1998. Es abogada de la Universidad de Buenos Aires.

Eduardo Villegas Contte,50, actual Director de Administración y Finanzas de MetroGAS desde 2002. Es Contador Público recibido en la Universidad de Buenos Aires y completó estudios de postgrado en la J.L. Kellogg Graduate School of Management de la Northwestern University (EE.UU.). Antes de ingresar a la Compañía en 1994 como gerente financiero, trabajó en Arthur Andersen.

Juan Pablo Mirazón,39, actual Director de Auditoría Interna de MetroGAS desde 1999. Es Contador Público y licenciado en administración de empresas. Trabajó en el departamento de auditoría y asesoramiento gerencial de Arthur Andersen por más de diez años.

Valeria Soifer, 40, actual Comptroller. Fue designada Comptroller en 2003. Es Licenciada en Administración de Empresas del Babson College (USA) y tiene un postgrado en Comercialización de Hidrocarburos del ITBA (Buenos Aires). Anteriormente trabajó en Repsol-YPF en la División de Planeamiento Estratégico y Control

Otros Cargos

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


Nombre	Profesión	Empresa	Cargo

Rick Lynn Waddell	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A. BG Group	Director de Gas Argentino S.A. Vicepresidente Ejecutivo y Director Gerente de BG Group

Jorge Emilio Verruno	Contador Público	Banco Río de la Plata S.A.	Director Titular

Vito Sergio Camporeale	Contador Público	YPF S.A., Gas Argentino S.A.; MEGA S.A.; Central Dock Sud S.A.; Dock Sud S.A.; Caveant S.A., Petroken S.A.	Director de Sociedades Participadas LAM en YPF S.A. Director de GAS ARGENTINO S.A.; Presidente de Compañía MEGA S.A.; Presidente de Central Dock Sud S.A.; Director de Inversora Dock Sud S.A.; Director de Caveant S.A. Subdirector de Petroken S.A.
Luis Augusto Domenech	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A.

Roberto Daniel Brandt	Economista	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A.

Graham John Cockroft	Licenciado en Administración de Empresas	Gas Argentino S.A BG GNV do Brasil Ltda. Comgas TBG GCDS – Gasoducto Cruz del Sur	Director de Gas Argentino S.A. Delegado – Asesor de Gerencia Administrativa. Miembro Permanente del Consejo de Administración

Víctor José Sardella	Ingeniero Industrial	Pluspetrol Energy S.A.; Dock Sud, S.A.; Central Dock Sud, S.A.; Inversora Dock Sud, S.A.; Gas Argentino S.A.	Gerente General de Pluspetrol Energy S.A. Director de Central Dock Sud S.A., Vicepresidente de Central Dock Sud S.A. Director de Inversora Dock Sud S.A. Director de Gas Argentino S.A.

Jorge Alberto Depino	Ingeniero Mecánico	---	----

Marcelo Gabriel Figueroa	Ingeniero	Gas Argentino S.A.	Director de Gas Argentino S.A.

Roberto Álvarez Álvarez	Licenciado en Administración de Empresas	Aldazábal y Cía. S.A.; Soc. de Bolsa Mapfre Argentina Seguros de Vida S.A.	Miembro del Directorio Miembro del Directorio

Juan Carlos Fronza	Ingeniero Mecánico	---	----


Cristian Marcaida	Ingeniero Mecánico	BG Argentina S.A.	Gerente de Desarrollo Comercial de BG Argentina

Neil Harvey	Contador Público	---	---

Luis Chaparro	Técnico	XEROX	Empleado

Gabriela Silvina Aguilar	Licenciada en Administración de Empresas y Comercio Exterior	BG Argentina S.A.	Gerente de Desarrollo Comercial de BG Argentina S.A.

Cynthia Giménez Arrillaga	Licenciada en Administración de Empresas y Contadora	BG Group; BG Argentina S.A.	Gerente de Administración y Finanzas de BG Group, Director General de BG Argentina S.A.

Dante Kogan	Ingeniero	Gasoducto del Pacifico, Compañía MEGA Central Dock Sud	Director titular Director suplente
Teodoro Miguel Marcó	Abogado	YPF S.A.	Gerente de Gas y LPG del Departamento Legales de YPF S.A.

Diego Hollweck	Economista	TBG SA Comgas SA	Director suplente Director titular

Contratos de trabajo y locación de servicios celebrados con directores y funcionarios ejecutivos

Ninguno de los directores ni de los principales funcionarios ejecutivos ha suscripto ningún contrato de trabajo con la Compañía.

Asimismo, ninguno de los directores ha celebrado contratos de locación de servicio con la Compañía que prevean beneficios luego de la terminación de sus mandatos.

Órgano de fiscalización

La Comisión Fiscalizadora es el órgano de fiscalización de la Sociedad y su responsabilidad reside en controlar la legalidad de las operaciones de la Sociedad e informar a la asamblea anual ordinaria de accionistas sobre la razonabilidad de la información contable presentada a los accionistas por el Directorio. Dicha Comisión Fiscalizadora se compone de tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Compañía por el plazo de un año. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora. Véase “Principales Accionistas y Operaciones con Sociedades Vinculadas”.

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

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


Nombre	Cargo	Vencimiento
Oscar Alberto Oroná	Titular	31/12/2005
Diego María Serrano Redonnet	Titular	31/12/2005
María Gabriela Grigioni	Titular	31/12/2005
Germán Fernández Lahore	Suplente	31/12/2005
Pablo Rueda	Suplente	31/12/2005
Santiago Daireaux	Suplente	31/12/2005

Oscar Alberto Oroná,58,abogado, Director de Asuntos Legales de la división petróleo y gas de YPF. El Sr. Oroná es abogado recibido en la Universidad de Belgrano.

Diego María Serrano Redonnet, 38, Abogado recibido en la Universidad Católica Argentina y master en leyes en la Universidad de Harvard, Estados Unidos de América. Es socio del estudio Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h) y se especializa en derecho bancario y financiero.

María Gabriela Grigioni, 41, Abogada recibida en la Facultad de Derecho, Universidad de Buenos Aires. Desde 1987 se desempeñó como asesora jurídica en sociedades comerciales y derecho comercial, integrando el departamento legal de estudios de auditoria y empresas. Posteriormente se desempeñó como funcionaria en la Comisión Nacional de Valores, y en el año 1994 ingresó al Estudio Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h) donde actualmente es socia.

Germán Fernández Lahore, 35. Se recibió de Abogado en 1993 en la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires. En 1997 cursó el programa de especialización en Derecho del Petróleo y Gas Natural en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. En el año 1998 participó en la “Academy of American and Internacional Law” de la Southwestern Legal Foundation en Dallas, Texas. En el año 2001 obtuvo una Maestría en Leyes de los Recursos Naturales otorgada por el Centre for Energy, Petroleum, Mineral Law and Policy de la University of Dundee, en Escocia, Reino Unido. En el pasado se desempeñó como abogado del Estudio Beccar Varela, de Quintana Minerals Santa Cruz y como asociado extranjero del Estudio Haynes and Boone (en Dallas, Texas). Desde el año 2002 integra la Gerencia de Asuntos Petroleros de la Dirección de Asuntos Jurídicos de YPF S.A.

Pablo Rueda, 40, abogado, recibido en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Postgrado en Petróleo y Gas, Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como Jefe de Cursos del Sistema Argentino de Informática Jurídica del Ministerio de Justicia de la Nación, asociado al Estudio Marval, O´Farrell & Mairal, asociado extranjero al Estudio Rabin Leacock Lipman, Gran Bretaña, responsable de la oficina de Nueva York de Marval, O´Farrell & Mairal (1993-1996), y asociado al Estudio Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h) (1998-2000), del cual en la actualidad es socio.

Santiago Daireaux, 36, abogado recibido en la Facultad de Derecho, Universidad Católica Argentina. Curso de Postgrado en “Régimen Legal de las Sociedades Anónimas”, Facultad de Derecho, Universidad Católica Argentina y Master of Laws, Facultad de Derecho de la Universidad de Pennsylvania, Estados Unidos de América. Se desempeñó como asistente legal en el Estudio Trevisán, en el Estudio Moltedo, como asociado al estudio Moltedo, al estudio Fornieles & del Carril, como asociado extranjero al estudio Reboul, MacMurray, Hewitt, Maynard & Kristol, Nueva York, Estados Unidos de América, y como asociado al estudio Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz, del cual en la actualidad hoy es socio.

Remuneración

La legislación argentina dispone que el monto anual máximo que pueden percibir todos los directores (incluyendo aquellos que desempeñan funciones ejecutivas) en concepto de remuneraciones respecto de un ejercicio económico, no puede exceder el 5% de las ganancias correspondientes a dicho ejercicio si la Compañía no paga dividendos sobre las ganancias, porcentaje que se incrementa hasta un 25% de las ganancias en proporción al monto de dividendos que pague la Compañía. De acuerdo con las leyes argentinas, la remuneración de los directores que desempeñan funciones ejecutivas y de los otros directores y síndicos requiere la previa aprobación de los accionistas de la Compañía. En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, el monto total de remuneración de directores fue de Ps. 358.880, habiendo renunciado la totalidad de los síndicos y varios directores a percibir remuneración, y el de los funcionarios ejecutivos en dicho ejercicio por los servicios prestados en los caracteres mencionados fue de aproximadamente Ps. 2.882.939,03.

Carácter de "independencia" o "no independencia"

De conformidad con las Normas de la CNV, se informa que los señores Ricky Waddell, Luis Domenech, Marcelo Figueroa, Roberto Brandt, Graham Cockroft, Vito Camporeale, Víctor Sardella y Jorge Depino, actuando como Directores titulares y los señores Cristián Marcaida, Gabriela Aguilar, Cynthia Giménez Arrillaga, Diego Hollweck, Neil Harvey, Teodoro Marcó y Dante Kogan, actuando como directores suplentes, no son independientes según los criterios establecidos en el artículo 11 del Capítulo III del Libro I de dichas Normas de la CNV. Los directores titulares señores Jorge Emilio Verruno, Juan Carlos Fronza y Roberto Alvarez Alvarez, y el director suplente Luis Chaparro, son independientes.

De acuerdo a lo requerido por el artículo 4 del Capítulo XXI de las Normas de la CNV, los señores síndicos titulares y suplentes en su carácter de contadores públicos, se encuentran en condiciones de desempeñar la función de síndicos con la independencia profesional requerida por la Resolución Técnica N° 15 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.

Participación Accionaria

A la fecha de este Prospecto, Jorge Alberto Depino, uno de los directores de la Compañía, era titular de un total de 91.187 Acciones Clase C y Luis Chaparro, uno de los directores suplentes de la Compañía, era titular de un total de 91.187 Acciones Clase C. Esta participación accionaria representa menos del 1% de las acciones de MetroGAS. Ningún otro director o funcionario ejecutivo tenía acciones de la Compañía a la fecha del presente Prospecto.

Código de Conducta

El Directorio de MetroGAS aprobó el Código de Conducta el día 25 de junio de 2004. Dicho Código de Conducta es aplicable a los Directores, Síndicos, empleados, proveedores y contratistas.

Comité de Auditoría

De conformidad con el Decreto N° 677/2001, la CNV dictó la Resolución N° 400 de fecha 26 de marzo de 2002 y la Resolución N° 402 de fecha 25 de abril de 2002, que establecen los criterios preliminares para la creación de los Comités de Auditoría. En virtud de dichas resoluciones el Comité de Auditoría debe estar integrado por un mínimo de tres directores, cuya mayoría (es decir por lo menos dos de ellos) deben ser directores independientes de la Compañía y de los accionistas controlantes y no pueden ocupar ningún cargo ejecutivo en la Compañía.

Teniendo en cuenta los desarrollos de las reglamentaciones locales y leyes americanas referentes al gobierno societario, el 7 de mayo de 2004 el Directorio de la Compañía estableció un Comité de Auditoría integrado por tres directores. El Comité de Auditoría tiene como función (1) mantener un adecuado sistema de control; (2) supervisar las actividades de administración de riesgos; (3) supervisar el cumplimiento de las leyes y reglamentaciones; (4) revisar la información contable de la Compañía y supervisar el cumplimiento de los principios de contabilidad generalmente aceptados, (5) supervisar las actividades de auditoría interna; (6) controlar el proceso de auditoría externa; y (7) supervisar y garantizar un comportamiento ético.

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

Los actuales miembros del Comité de Auditoría son Jorge Emilio Verruno, Juan Carlos Fronza, Roberto Álvarez Álvarez y Vito Sergio Camporeale.

Empleados

Al 31 de diciembre de 2005, la Compañía tenía 1001 empleados a tiempo completo y cuatro empleados temporarios, una reducción de aproximadamente el 50% desde la Fecha de Toma de Posesión.

El siguiente cuadro muestra el número de empleados por departamento al cierre de los tres últimos ejercicios:


Departamento	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 2005	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 2004	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 20032
Dirección General	44	43	47
Operaciones	433	427	409
Recursos Humanos	57	64	56
Comercial	360	372	372
Asuntos Societarios	13	15	14
Administración y Finanzas	94	93	89
Total	1001	1014	987

El 28 de diciembre de 1992, se transfirieron 1.975 empleados de Gas del Estado a la Compañía. En febrero de 1993, la Compañía anunció el plan de retiro voluntario al que se acogieron 1.268 empleados, lo que significó un costo de Ps. 36,7 millones para la Compañía. La Compañía amortizó dicho costo durante los últimos cinco años, concluyendo en diciembre de 2000. El plan de retiro voluntario fue parte de un programa tendiente a reducir costos, lograr un nivel de personal coherente con las normas de la industria internacional y reestructurar la organización interna de la Compañía.

Al 28 de diciembre de 1992, aproximadamente el 90% de los empleados de la Compañía pertenecía a uno de los tres sindicatos que agrupan a los trabajadores, supervisores y personal superior. Debido a la naturaleza de "servicio público" de los servicios y según se establece en la Ley de Reforma Laboral (Ley N° 25.250), la Compañía ha convenido con el Sindicato Capital, un gremio que representa a la totalidad de los empleados que no desempeñan tareas de supervisión pertenecientes a un sindicato, que sus miembros prestarán el nivel mínimo de las actividades requeridas para impedir la interrupción del servicio. Al 31 de diciembre de 2005, aproximadamente el 34,36% de los empleados de la Compañía estaba afiliado al Sindicato Capital, aproximadamente el 0,1% era miembro de la Asociación de Personal Jerárquico ("APJ"), aproximadamente el 0,1% era miembro de la Unión del Personal Superior ("UPS") y el resto del personal no estaba afiliado a ningún sindicato, incluyendo los directores ejecutivos. En el pasado la Compañía firmó convenios colectivos de trabajo con la UPS, pero en la actualidad no mantiene ningún convenio colectivo de trabajo con esta unión. El convenio colectivo de trabajo con la APJ celebrado en 1993 continúa vigente. En marzo de 2003, se celebró un convenio colectivo de trabajo con el Sindicato Capital. La Compañía considera que actualmente mantiene relaciones en buenos términos con sus trabajadores. No se han producido huelgas o paros por parte de los empleados de la Compañía desde su constitución. Sin embargo, no puede garantizarse que no vayan a surgir conflictos con los sindicatos o los empleados en el futuro. No puede preverse el efecto de potenciales conflictos sobre la Compañía.

Asesores Legales

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

Los estados contables al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 que se adjuntan al presente Prospecto, han sido auditados por PriceWaterhouse & Co. S.R.L., con domicilio en Bouchard 557, piso 7°, Buenos Aires, Argentina, conforme lo establecen los informes de fecha 8 de marzo 2006, 4 de marzo de 2005 y 3 de marzo de 2004, respectivamente (los "Informes de Auditoría").

PriceWaterhouse & Co. S.R.L. está inscripta en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("CPCECABA"), Tomo 1, Folio 17, El socio de dicha firma, Miguel Angel Urus, certificante de los estados contables de la Sociedad se encuentra matriculado en el mismo Consejo Profesional bajo el Tomo 184, Folio 246.

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

Sociedad MetroGAS S.A.

Monto del Programa Hasta U$S 600.000.000 en un mismo momento en circulación (o su equivalente, a las fechas respectivas de emisión, en otras monedas).

Plazo del Programa El programa de obligaciones negociables a Corto y Mediano Plazo ha sido autorizado por Resolución Nº 12.923 y N° 15.047 de la CNV, de fecha 19 de agosto de 1999 y 31 de marzo de 2005, respectivamente. Dicho Programa fue prorrogado por la Sociedad conforme se resolvió en la asamblea general extraordinaria de accionistas del 15 de octubre de 2004 y por Resolución del Directorio de fecha 4 de noviembre de 2004 por cinco años contados a partir del 31 de marzo de 2005.

Emisión en series Las Obligaciones Negociables que tendrán un valor nominal de un dólar estadounidense (U$S 1) o, si las Obligaciones Negociables estuvieran denominadas en una moneda distinta del dólar estadounidense, por cada unidad de dicha otra moneda, 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 al contrato de fideicomiso (el "Contrato de Fideicomiso") de fecha 8 de septiembre de 1999 y el Instrumento de Renuncia, Designación y Aceptación de fecha 30 de octubre de 2003, en virtud de las cuales The Bank of New York actúa en calidad de fiduciario, agente de registro, agente de pago y agente de transferencia. El representante del Fiduciario en la Argentina, coagente de registro, coagente de pago y agente de transferencia es Banco de Valores S.A.

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. Véase "De la oferta y la cotización - 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. véase "De la oferta y la cotización -Ley aplicable. Jurisdicción".

Calificación de riesgo De acuerdo con el Decreto N° 749/00 se eliminó la obligatoriedad del requisito de la previa presentación de dos calificaciones de riesgo para conceder la autorización de oferta pública de valores negociables. Sin perjuicio de ello, la Sociedad podrá calificar o no cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa. En oportunidad de la emisión de cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa, cuenten o no con calificación de riesgo, se dejará debida constancia en el Suplemento de Precio correspondiente, incluyendo descripción detallada de la misma, conforme a lo dispuesto por las Normas de la CNV.

El Programa ha sido calificado "D.ar" por la calificadora Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A., con domicilio en Carlos Pellegrini 739, Piso 6°, Buenos Aires, Argentina, y calificado "raD" por Standard & Poor's International Ratings LLC, Sucursal Argentina, con domicilio en Leandro N. Alem 855, Piso 3°, Buenos Aires, Argentina. La calificación "D" significa: "instrumentos de deuda de emisores que presentan incumplimiento de sus obligaciones en los términos y plazos pactados. Las obligaciones argentinas calificadas como “raD” son aquellas que se encuentran en situación de no pago o el responsable de la obligación se ha declarado en quiebra.” La calificación no constituye una recomendación de comprar, mantener o vender títulos de deuda y puede ser modificada, suspendida o retirada

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 COMPAÑÍA HAN FORMULADO UNA OPINIÓN LEGAL QUE SE ENCUENTRA INCORPORADA ENTRE LA DOCUMENTACIÓN DE ESTA EMISIÓN, CONTENIENDO CIERTAS RESERVAS SOBRE LAS CARACTERÍSTICAS DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES (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 Compañía 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 opinión se podrá obtener en las oficinas de la Compañía. Asimismo, cabe destacar que el Decreto 677/01 de fecha 22 de mayo de 2001 prevé la posibilidad de emitir comprobantes de los valores representados en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en los mismos, a los efectos de legitimar a los titulares de valores para reclamar judicialmente, o ante jurisdicción arbitral en su caso, acción ejecutiva, presentar solicitudes de verificación de crédito o participar en procesos universales. El bloqueo de la cuenta sólo afectará a los valores a los que refiera el comprobante. Los comprobantes serán emitidos por la entidad del país o del exterior que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales. Cuando entidades administradoras de sistemas de depósito colectivo tengan participaciones en certificados globales inscriptos en sistemas de depósito colectivo administrados por otra entidad, los comprobantes podrán ser emitidos directamente por las primeras. Asimismo, es de destacar que, en caso de certificados globales de deuda, el fiduciario, si lo hubiere, tendrá legitimación procesal con la mera acreditación de su designación.

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA

Información Contable, Financiera y Operativa

El presente Prospecto contiene los estados contables auditados de la Compañía para los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003.

Esta síntesis está totalmente condicionada y sujeta a los Estados Contables y sus respectivas Notas, debiendo ser leída conjuntamente con el capítulo “Reseña y perspectiva operativa y financiera”. El estado de resultados, el balance general y demás información contable del 31 de diciembre de 2005 y 2004 han sido extraídos de los Estados Contables de MetroGAS que se adjuntan, mientras que la información contable correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003, ha sido reexpresada según la inflación al 28 de febrero de 2003 en base a los factores de conversión derivados del IPIM (índice de precios internos mayoristas), emitido por el INDEC.

Presentación de la Información Contable; Contabilización de la Inflación.

La Compañía lleva sus libros y registros contables en pesos constantes. Los estados contables se preparan de acuerdo con las normas contables profesionales adoptadas por el “CPCECABA” considerando las disposiciones de la CNV.

Los estados contables han sido preparados asumiendo que MetroGAS continuará sus operaciones como empresa en marcha.

Los auditores externos, Pricewaterhouse & Co. S.R.L., Buenos Aires, Argentina, han emitido un informe sobre los estados contables para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 estableciendo el impacto negativo que ha sufrido la Compañía por el deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la Licencia acordados contractualmente, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a anunciar, el 25 de marzo de 2002, la suspensión de pagos de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar operando como empresa en marcha. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 no incluyen los ajustes que podrían originarse del resultado de esta incertidumbre. Véase "Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con la Compañía.”

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

Como resultado del nuevo entorno inflacionario en la Argentina (se produjo un aumento en el índice de ajuste aplicable a los estados contables -precios mayoristas- del 120% en el período comprendido entre el 1° de enero de 2002 y el 28 de febrero de 2003) y la situación originada por la Ley de Emergencia Pública, el CPCECABA aprobó, el 6 de marzo de 2002, la Resolución Mesa Directiva No. 3/2002 aplicable a los estados contables correspondientes a ejercicios económicos o períodos intermedios finalizados a partir del 31 de marzo de 2002, que requiere retomar la contabilización de la inflación en los estados contables de acuerdo con las normas incluidas en la Resolución Técnica No. 6 (incluyendo las cambios recientemente incorporados por la Resolución Técnica Nº 19) promulgada por la Federación Argentina de Consejos profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), adoptada mediante Resolución del Consejo Directivo No. 262/01 del CPCECABA, disponiendo que todos los montos registrados, ajustados por la variación en el poder adquisitivo general hasta el 31 de agosto de 1995, así como aquellos originados entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2001, se consideren establecidos en la moneda del 31 de diciembre de 2001.

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

Con fecha 25 de marzo de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto Nº 664 que establece que los estados contables de ejercicios que cierran a partir de dicha fecha sean expresados en moneda nominal. En consecuencia, y de acuerdo con la Resolución Nº 441 emitida por la CNV, la Sociedad discontinuó la reexpresión de los estados contables a partir del 1° de marzo de 2003. Este criterio no está de acuerdo con normas contables profesionales vigentes, las cuales establecen que los estados contables deben ser reexpresados hasta el 30 de septiembre de 2003. Véase Nota 3.1 a los Estados Contables al 31 de diciembre de 2005.

Disposiciones Varias

Salvo que se indique lo contrario, los balances y estados de resultados utilizan el tipo de cambio vigente para cada fecha relevante o cierre del período cotizado por el Banco de la Nación Argentina. Las cotizaciones de dicho banco al 31 de diciembre de 2005 para el tipo de cambio fueron de Ps. 2,9900 por U$S 1 y Ps. 3,5333 por Euro para la compra y Ps. 3,0320 por U$S 1 y Ps. 3,5869 por Euro para la venta.

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

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



	2005	2004	2003

ESTADO DE RESULTADOS:	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)

Ventas (a)	891.992	814.072	651.485
Utilidad bruta (b)	192.322	174.929	144.753
Resultado operativo	82.655	58.579	29.972
Resultados financieros y por tenencia (c)	(56.275)	(182.955)	7.075
Utilidad (pérdida) antes de impuestos	29.278	(122.977)	35.661
Resultado neto	28.411	(122.977)	(10.246)
Cantidad promedio ponderado de acciones en circulación	569.171	569.171	569.171
Ganancia (pérdida) por acción	0,05	(0,22)	(0,02)
Dividendos por acción	--	--	--
Ganancia (pérdida) por ADS	0.50	(2,16)	(0,18)
Dividendos por ADS	--	--	--

BALANCE GENERAL:

Bienes de uso (neto de depreciación)	1.704.104	1.760.039	1.827.345
Total activo	2.670.116	2.422.878	2.329.958
Activo corriente neto (d)	(1.202.925)	(1.281.737)	(1.224.315)
Total deuda financiera	1.673.107	1.597.836	1.423.930
Deuda financiera de corto plazo	1.673.107	1.597.836	1.423.930
Deuda financiera de largo plazo	--	--	--

Total de Pasivos	1.988.872	1.770.137	1.554.240
Participación Minoritaria	92	--	--

Capital Social	569.171	569.171	569.171
Aportes no capitalizados	0	0	0
Reserva Legal	45.376	45.376	45.376
Resultados no asignados	(618.164)	(646.575)	(523.598)

Total patrimonio neto	681.152	652.741	775.718
Cantidad de acciones	569.171	569.171	569.171
Total capitalización (e)	2.354.259	2.250.577	2.199.648


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

	2005	2004	2003

	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)
Total Pasivo+ Participación Minoritaria+ Total Patrimonio Neto	2.670.116	2.422.878	2.329.958
INFORMACIÓN CONTABLE ADICIONAL:

Compra de bienes de uso (f)	44.565	31.090	14.184
Depreciación y amortización	90.500	85.992	81.710
Intereses brutos nominales	110.055	108.164	106.777
Ingresos financieros	15.954	8.816	12.187
Egresos financieros netos (g)	94.101	99.348	94.590
Intereses capitalizados	1.536	883	1.222
EBITDA (h)	176.053	145.970	110.296
Flujo de caja operativo (i)	199.345	160.607	165.121
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

	2005	2004	2003

INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)

Indice de liquidez (activo corriente / pasivo corriente)	38,1%	27,1%	20,9%
Indice de solvencia (patrimonio neto / total pasivo)	34,1%	36,9%	49,9%
Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo)	72,2%	80,3%	86,2%
Rentabilidad (Resultado del ejercicio / patrimonio neto promedio)	4,3%	(17,2%)	(1,3%)
Indice de bienes de uso (bienes de uso / total activo)	63,8%	72,6%	78,4%
Margen de resultado neto (resultado neto / ventas netas)	3,2%	(15,1%)	(1,6%)
Total deuda financiera / total capitalización (e)	71,1%	71,0%	64,7%

*Indice de:*
EBITDA(h) / intereses brutos nominales	1,6x	1,3x	1,0x
EBITDA(h) / egresos financieros netos (g)	1,9x	1,5x	1,2x
EBITDA(h) / egresos financieros netos (g) menos intereses capitalizados	1,9x	1,5 x	1,2x
Flujo de caja operativo (i) / intereses brutos nominales	1,8x	1,5 x	1,5x
Ganancia / cargos fijos (j)	1,3x	(0,1x)	1,3x
Deuda de corto plazo / flujo de caja operativo (i)	8,4x	9,9x	8,6x

*Información Operativa Seleccionada:*
Cantidad total de clientes	2.022.984	1.986.149	1.957.243
Residenciales	1.945.890	1.910.304	1.881.200
Otros	77.094	75.845	76.043
Kilómetros de gasoductos	15.938	15.840	15.780
Cantidad total de empleados	1.001	1.014	987


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2005		2004
	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
*Volúmenes Transportados:*(k)
Capacidad de transporte en firme diaria promedio	23,5	829,9	23,4	826,4
Volumen diario promedio	22,5	794,8	23,0	812,4
En firme (incluyendo residenciales)	11,3	597,4	11,5	406,2
Interrumpible	11,3	597,4	11,5	406,2
Factor de carga (l)	95,8%		98,3%

*Volúmenes Entregados:*
Volumen diario promedio	21,6	764,0	22,1	781,8
En firme (incluyendo residenciales)	10,8	382,0	11,1	390,9
Interrumpible	10,8	382,0	11,1	390,9

_____

Notas:

(a) Representa la venta bruta.

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

Incluye principalmente las diferencias cambiarias originadas en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera de la Compañía, los resultados de la exposición a la inflación, los resultados por tenencia, los ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Compañía y los egresos financieros provenientes de su deuda pendiente.
Activo corriente menos pasivo corriente.
Deuda financiera total más patrimonio neto.
Representa compras (excluyendo materiales) y transferencias a bienes de uso neto de intereses capitalizados.
Intereses brutos nominales menos ingresos financieros.
"EBITDA" se define como ganancias antes de resultados financieros y por tenencia, impuesto a las ganancias y amortización y depreciación. Se incluye porque la dirección entiende que es una medida adecuada de la rentabilidad, rendimiento y capacidad de la Compañía para financiar inversiones en bienes de capital y cumplir con futuros pagos de deuda y requerimientos de capital de trabajo. El EBITDA no es una medida de rendimiento financiero según las Normas Contables Profesionales y no deberá ser considerado como una alternativa de (i) el resultado operativo o cualquier otra medida de rendimiento según las Normas Contables Profesionales como una medida de rendimiento, ni (ii) el flujo de caja proveniente de las operaciones, inversiones o financiación como un indicador del rendimiento financiero ni como una medida de liquidez. El EBITDA es una "medida financiera no sujeta a los PCGA", según se define este término en la Ley de Títulos Valores de 1933 y sus modificatorias (la Securities Act). Por lo tanto, la Compañía ha conciliado el flujo de fondos proveniente de las operaciones, la medida financiera según las Normas Contables Profesionales que entiende es más similar al EBITDA, con el EBITDA.


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	(miles de Pesos)
	2005	2004
Fondos netos provenientes de las operaciones	199.345	160.607
Resultados financieros y por tenencia (no conlleva la aplicación de fondos)	86,913	115.260
Valor residual de bajas de bienes de uso	(11,398)	(2.111)
Previsión para deudores incobrables	11,248	(7.871)
Previsión por obsolescencia de materiales	(441)	(950)
Previsión para contingencias	(1,391)	--
Previsión por desvalorización bienes de uso	--	(10.784)
Participación de terceros en resultados	(81)	--
Materiales consumidos	(1,820)	(1.631)

Variación del activo y pasivo	(106,322)	(106.550)
EBITDA	176.053	145.970

Fondos netos provenientes de las operaciones, derivado del estado de flujo de efectivo incluido en los estados contables correspondientes.
Representa la relación entre (1) las ganancias antes de impuestos más los cargos fijos (excluyendo intereses nominales capitalizados) y (2) el total de cargos fijos. Los cargos fijos consisten en los intereses brutos nominales y un tercio de los gastos por alquileres (monto considerado representativo del factor intereses).
Los volúmenes transportados superan los volúmenes entregados principalmente debido a las pérdidas de gas en la red de distribución.
Representa el volumen promedio diario de gas transportado bajo los contratos de transporte en firme dividido por la capacidad de transporte en firme diaria bajo dichos contratos.

Capitalización y Endeudamiento

El siguiente cuadro muestra el estado de capitalización y endeudamiento de la Compañía al 31 de diciembre de 2005. Este cuadro debería leerse junto con los estados contables incluidos en otros capítulos de este Prospecto. No han ocurrido cambios sustanciales en la capitalización de la Compañía desde el 31 de diciembre de 2005. La Compañía no tiene endeudamiento garantizado.


	31 de diciembre de 2005

	(miles de pesos) (a)
Caja
Deuda Financiera de Corto Plazo:
Descubierto en entidades financieras argentinas	75.672
Descubierto en entidades financieras extranjeras	151.600
Obligaciones negociables (valor nominal)	1.090.126
Intereses y otros gastos a pagar	355.709
Total deuda financiera de corto plazo	1.673.107

Deuda Financiera de Largo Plazo:
Total deuda financiera de largo plazo	---

Patrimonio neto:
Capital integrado (b):
Clase A	290.277
Clase B	221.977
Clase C	56.917

Ajuste del Capital Social	684.769
Utilidades acumuladas:
Resultados no asignados	(618.164)
Reserva legal	45.376
Total patrimonio neto	681.152
Total capitalización	2.354.259

______

Notas:

Los montos en dólares y euros han sido convertidos a pesos al tipo de cambio correspondiente para la fecha informada por el Banco de la Nación Argentina.
Las acciones ordinarias se clasifican en Acciones Clase A, Acciones Clase B y Acciones Clase C, de Ps. 1,00 valor nominal. Cada acción tiene derecho a un voto. Todo el capital social de la Compañía está totalmente suscripto, registrado e integrado. La Compañía no tiene acciones preferidas en circulación.

Razones para la oferta y 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.

Factores de Riesgo

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

Factores de riesgo relacionados con Argentina

Sustancialmente la totalidad de los ingresos de la Compañía se percibe en la Argentina y, en consecuencia, depende en gran medida de la situación económica y política del país.

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

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

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

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

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

Según se detalla en el presente, la Argentina ha experimentado una seria recesión y una crisis política y económica, y el abandono de la paridad peso-dólar estadounidense ha originado una fuerte devaluación del peso respecto de las principales monedas internacionales. Las medidas del Gobierno Nacional sobre economía, incluyendo las medidas relacionadas con la inflación, tasas de interés, controles cambiarios, renegociación de las tarifas de los servicios públicos, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de los servicios públicos e impuestos han tenido y podrían continuar teniendo un efecto sustancial adverso sobre las empresas del sector privado, incluida la Compañía. Asimismo, la situación económica general de la Argentina, el alto índice de desempleo, la fuerte caída de los ingresos u otros factores pueden originar que los poderes ejecutivo, legislativo o judicial del Gobierno Nacional emitan decretos, adopten leyes o emitan medidas, respectivamente, exigiendo a las empresas distribuidoras de gas (incluida la Compañía) a dar por finalizada, temporariamente o a largo plazo, su práctica de rescindir el servicio por incumplimiento de pago según lo autorizado actualmente por el marco regulatorio bajo el que operan. Cualquiera de dichos actos podrían tener un efecto sustancial adverso en los ingresos de la Compañía y también amenazar su capacidad para continuar como empresa en marcha.

Aun a pesar de que en 2003, 2004 y 2005 se estabilizaron algunos indicadores económicos de la economía argentina, incluyendo el aumento del producto bruto interno del 8,7%, 9,0% y por encima del 9,1%, respectivamente, la Compañía no puede garantizar que futuros acontecimientos económicos, financieros, políticos y sociales en la Argentina, sobre los que no tiene control alguno, no afectarán adversamente su actividad, situación financiera o los resultados de sus operaciones o su capacidad de efectuar pagos de capital y/o intereses sobre su deuda pendiente de pago. Asimismo, la situación macroeconómica en la Argentina y los actos realizados por el Gobierno Nacional según la Ley de Emergencia Pública podrían continuar afectándola.

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

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

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

En enero de 2002, el Presidente Duhalde inició conversaciones con el FMI. El 24 de enero de 2003, el FMI aprobó un Crédito Stand-by de ocho meses para la Argentina por aproximadamente U$S 2,98 mil millones, destinado a suministrar asistencia financiera temporaria por el período finalizado el 31 de agosto de 2003. El Crédito Stand-by, que reemplaza los acuerdos previos de la Argentina con el FMI, no suministró nuevos fondos sino en cambio debía ser utilizado para refinanciar obligaciones existentes. Asimismo, el FMI acordó prorrogar en un año el vencimiento de los pagos por U$S 3,8 mil millones que la Argentina debía pagar hasta agosto de 2003. El 19 de marzo de 2003, el FMI puso a disposición de la Argentina U$S 307 millones en virtud del Crédito Stand-by. El 10 de septiembre de 2003, el Gobierno Nacional y el FMI alcanzaron un acuerdo para prorrogar la Fecha de Vencimiento de ciertos montos adeudados por la Argentina al FMI y otras organizaciones de crédito internacionales. Los principales términos del acuerdo incluyen la postergación de la Fecha de Vencimiento de una suma de capital de deuda de la Argentina con organismos de crédito internacionales de U$S 24,61 mil millones, de los cuales U$S 12,5 mil millones se adeuda al FMI, U$S 5,622 mil millones al Banco Mundial y al Banco Interamericano de Desarrollo y U$S 3,488 mil millones a los acreedores del Club de París, sujeto a un pago de intereses de la Argentina al FMI de U$S 2,1 mil millones que venció el 8 de septiembre de 2003. El acuerdo incluye diversas obligaciones del Gobierno Nacional, incluyendo la obligación de renegociar su deuda con acreedores privados, renegociar los acuerdos con empresas de servicios públicos y revisar las tarifas cobradas según dichos acuerdos a la luz de los derechos de los consumidores, los ingresos de dichas empresas y el posible efecto de dicha renegociación sobre la distribución de los ingresos. La Argentina efectuó el pago de intereses requerido el 11 de septiembre de 2003. El acuerdo fue formalmente aprobado por el FMI el 20 de septiembre de 2003.

El 17 de marzo de 2004, se publicó un Decreto en el Boletín Oficial que dispuso la creación de un sindicato de bancos comerciales para que actúen como colocadores principales en la reestructuración de la deuda soberana, de acuerdo con el compromiso recientemente asumido ante el FMI. Los miembros son Merrill Lynch, UBS Investment Bank y Barclays Capital para la oferta internacional, y BBVA Banco Francés, Banco Galicia y Buenos Aires y Banco Nación para la oferta local.

En un esfuerzo por reestructurar su deuda soberana en manos de inversores del sector privado, el Gobierno Nacional ofreció a sus acreedores tres clases de bonos a cambio de la deuda argentina en su poder, así como bonos a cambio de los intereses vencidos sobre dicha deuda. En general, dichos inversores rechazaron la oferta del Gobierno Nacional y algunos iniciaron acciones legales en su contra para exigir el pago de su deuda.

El Gobierno lanzó una propuesta para la reestructuración de la deuda pública que contó con un 76% de aceptación. Si bien ese porcentaje de aceptación puede considerarse satisfactorio para una reestructuración, el volumen de la deuda que se encuentra pendiente de pago aún es muy alto. Asimismo, hacer frente al cumplimiento de los compromisos asumidos por la deuda reestructurada demandará una importante disciplina fiscal y acceso a nuevo financiamiento. Es posible que el Gobierno enfrente dificultades para cumplir con estas metas y que afecten significativamente su capacidad para implementar reformas y reinstaurar el crecimiento económico. Ello podrá resultar en una recesión más profunda, mayor inflación, mayores niveles de desempleo y más disturbios sociales. Si ello sucede, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrían continuar viéndose sustancialmente afectados de manera adversa.

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

El sistema financiero argentino se está recuperando paulatinamente, pero aún depende de una compensación del gobierno para evitar colapsar en el futuro.

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

El 4 de febrero de 2002, según el Decreto de Emergencia Nº 214/02, el Gobierno Nacional convirtió todos los depósitos bancarios denominados en moneda extranjera en entidades del sistema financiero argentino en depósitos denominados en pesos, a un tipo de cambio de Ps. 1,40 por dólar estadounidense (en el caso de obligaciones denominadas en dólares) o a una tasa similar (en el caso de obligaciones denominadas en otra moneda extranjera), con un ajuste de dichos nuevos depósitos en pesos según el CER. El Gobierno Nacional también anunció la conversión de la mayoría de las deudas denominadas en moneda extranjera con entidades financieras en el sistema financiero argentino en deudas denominadas en pesos a un tipo de cambio uno a uno (en el caso de obligaciones denominadas en dólares) o a una tasa similar (en el caso de obligaciones denominadas en otra moneda extranjera), a ser ajustadas según el CER. La disparidad entre la tasa de conversión a pesos de los depósitos denominados en moneda extranjera en las entidades financieras del sistema financiero argentino y la tasa de conversión a pesos de los préstamos denominados en moneda extranjera por dichas entidades, referida como la “pesificación asimétrica”, tuvo un efecto sustancial adverso en la situación financiera de dichas entidades. A fin de mitigar este impacto, el Gobierno Nacional dictó el Decreto Nº 214/02, Decreto Nº 905 y otras resoluciones aplicables, para compensar a dichas entidades financieras por los daños sufridos por la pesificación asimétrica de préstamos y depósitos. En marzo de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 762/02 por el cual reemplazó al CER con el CVS para ciertas deudas (principalmente deudas con particulares). Asimismo, la Ley Nº 25.796 de fecha 29 de octubre de 2003, adoptó el CVS para ajustar las deudas de personas físicas con entidades financieras y compensar a estas entidades por la pérdida derivada de la aplicación del CVS en sus préstamos a particulares en lugar del CER, que se aplica a préstamos de entidades financieras a otros prestatarios.

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

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

En otro pronunciamiento, de julio de 2004, la Corte Suprema rechazó el reclamo de un ahorrista que había pesificado voluntariamente y sin reservas sus depósitos, y pretendía el reconocimiento de la diferencia cambiaria. La Corte Suprema rechazó el pedido basándose en el consentimiento voluntario del interesado, entendiendo que ese consentimiento importó el reconocimiento de la validez de la ley que se pretendía impugnar. El demandante había optado por un mecanismo que le permitió desafectar sus depósitos en moneda extranjera de las conocidas restricciones entonces vigentes a su disponibilidad, percibiendo los importes respectivos a la paridad establecida por el Art. 2° del mencionado Decreto 214/02, con lo cual -al no haber mediado reserva- la Corte Suprema entendió que correspondía considerar extinguida la obligación que pesaba sobre el banco depositario.

Asimismo, en una decisión de octubre de 2004 la Corte Suprema señaló que la situación imperante en aquel período constituía indudablemente una emergencia y que la devaluación de la moneda nacional era una medida ineludible frente a la grave emergencia resultante del desfase de valor con el dólar estadounidense y el comienzo de una importante "corrida bancaria”. Consideró la Corte Suprema que las medidas gubernamentales fueron razonables frente a la situación de fuerza mayor trasuntada en la emergencia, y que, pretender la devolución inmediata en dólares o en su equivalente en moneda argentina en el mercado libre de cambios hubiera implicado un desmesurado beneficio para el acreedor.

Los depósitos del sistema financiero cerraron el 2004 con un crecimiento del 27% donde el factor determinante fue el crecimiento de los depósitos del sector público, que prácticamente se duplicaron como consecuencia del atesoramiento de los elevados excedentes fiscales. En el 2005 tanto los depósitos como el crédito crecieron 20% y 37% anual respectivamente. Por su parte el Banco Central de la República Argentina ha mantenido las compras de dólares provenientes del superávit comercial lo que generó una abultada expansión monetaria y mantuvo bajas las tasas de interés. Muy probablemente la autoridad monetaria deberá reabsorber buena parte de la liquidez inyectada para desterrar el riesgo de presiones inflacionarias..

Sin perjuicio de la existencia de altos niveles de liquidez, la Compañía no puede garantizar que sociedades con deuda financiera denominada en moneda extranjera, como lo es la Compañía, obtendrán fondos suficientes para refinanciar su deuda.

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

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

La Ley de Emergencia Pública puso fin a diez años de paridad entre el peso y el dólar estadounidense y autorizó al Gobierno Nacional a fijar el tipo de cambio entre el peso y otras monedas. El Gobierno Nacional estableció inicialmente un tipo de cambio dual de Ps. 1,40 por dólar estadounidense para ciertas operaciones y un tipo de cambio de libre flotación para todas las demás operaciones. Este sistema dual fue posteriormente eliminado a favor de un sistema de cambio único de libre flotación para todas las operaciones. Desde la flotación del peso, su valor ha fluctuado considerablemente, originando que el Banco Central intervenga en el mercado para limitar los cambios de valor del peso mediante la venta de dólares estadounidenses y, últimamente, comprando dólares estadounidenses. Al 31 de diciembre de 2005, el tipo de cambio vendedor era de Ps. 3,0320 por dólar estadounidense.

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

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

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

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

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

Si el Banco Central emite grandes montos de moneda para financiar el gasto público o asiste a entidades financieras en problemas, ello podría originar inflación. Durante 2003, 2004 y 2005, el índice de precios al consumidor de la Argentina aumentó un 3,7%, un 6,1% y 12,3%, respectivamente, y el índice de precios mayoristas aumentó un 2,0%, 7,9% y 10,6%, respectivamente. En el pasado, la inflación afectó sustancialmente la economía argentina y la capacidad del Gobierno Nacional de crear las condiciones que permitirían un crecimiento. Si expectativas positivas sobre el futuro económico argentino no pueden estabilizar el peso, junto con estrictas políticas fiscales y monetarias, puede esperarse un aumento de las tasas de inflación.

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

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

A partir de diciembre de 2001, las autoridades argentinas implementaron una cantidad de medidas monetarias y de control de cambios que incluyeron limitaciones sobre el retiro de fondos depositados en bancos y reforzaron las restricciones para realizar ciertas transferencias al exterior. Aun cuando se ha eliminado la mayoría de las restricciones relacionadas con los pagos a acreedores extranjeros, la Compañía no puede garantizar que no serán reinstauradas y, de suceder, si serán más o menos permisivas que en el pasado.

Se enumeran a continuación las principales disposiciones vigentes en materia de restricciones cambiarias y transferencias de divisas al exterior:

Deudas financieras

Obligación de ingreso y liquidación. De conformidad con lo dispuesto por la Comunicación “A” 3712 (según fuera modificada), los fondos desembolsados bajo endeudamientos con el exterior deben ser ingresados y liquidados en el Mercado Único y Libre de Cambios (“MULC”) dentro de los siguientes plazos: (i) 30 días contados desde la fecha del desembolso en el caso de desembolsos de hasta U$S 50.000.000; y (ii) 90 días desde la fecha del desembolso en el caso de desembolsos que superen dicha suma.

Plazos mínimos. Tanto los nuevos endeudamientos como las renovaciones de deudas con el exterior de residentes en el país del sector privado no financiero, que se realicen a partir del 10 de junio de 2005 inclusive, deben pactarse y mantenerse por plazos mínimos de 365 días corridos (contados desde la fecha de ingreso y liquidación de los fondos o de la última renovación, según sea aplicable), no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si la misma se efectúa o no con acceso al mercado local de cambios. En el caso de las renovaciones o refinanciaciones de deudas financieras, las normas cambiarias, permiten que el plazo mínimo mencionado pueda contarse desde la fecha en que fuera enviada al acreedor una propuesta formal de renovación o refinanciación. Se encuentran exceptuadas de este requisito, las financiaciones de comercio exterior y las emisiones primarias de títulos de deuda con oferta pública y cotización en mercados autorregulados.

Las normas cambiarias vigentes también disponen que la cancelación de amortizaciones de capital de deudas con el exterior de carácter financiero de residentes en el país del sector privado no financiero, correspondientes a renovaciones que se efectúen a partir del 26 de mayo de 2005, sólo podrán efectuarse con acceso al MULC luego de cumplidos los 365 días corridos desde la última renovación. Asimismo, cabe destacar que los vencimientos originales de amortizaciones de emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados, realizadas a partir del 10 de junio de 2005, están exceptuados del plazo mínimo de permanencia para su acceso al mercado de cambios.

Pago de servicios de capital de deudas financieras. Se permite el acceso al MULC para los pagos de servicios de capital de endeudamiento externo del sector privado no financiero, sin necesidad de contar con la autorización previa del Banco Central: (i) al vencimiento o con una anticipación de hasta 365 días corridos previos al vencimiento, siempre que se cumpla el plazo mínimo de 365 días (mencionado en el párrafo anterio), (ii) con la anticipación operativamente necesaria para el pago al acreedor a su vencimiento, de cuotas de capital cuya obligación de pago depende de ciertas condiciones específicas, o (iii) en forma anticipada a plazos mayores a 365 días, siempre que se cumplan con las siguientes condiciones: (a) si el pago no forma parte de un proceso de reestructuración de deuda, el monto en moneda extranjera por el cual se procederá a precancelar la deuda con el exterior, debe ser no mayor al valor actual de la porción de la deuda que se cancela; y (b) si el pago forma parte de un proceso de reestructuración de la deuda con el exterior, las nuevas condiciones de endeudamiento y el pago al contado que se realiza no deben implicar un aumento en el valor actual del endeudamiento.

Pago de servicios de interés de deudas financieras. Las empresas locales pueden, sin necesidad de contar con la aprobación previa del Banco Central acceder al MULC y transferir divisas al exterior para cancelar servicios de interés de deudas financieras con el exterior con una antelación de hasta 15 días corridos a la fecha de vencimiento de cada cuota de interés. Asimismo, desde la fecha de desembolso de los fondos hasta la fecha de la efectiva liquidación de los mismos en el mercado de cambios local, el acceso al mercado de cambios es por la diferencia entre los intereses devengados por la deuda y la renta ganada por los fondos depositados en el exterior.

Requisitos generales aplicables al pago de deudas financieras. Con anterioridad a dar curso a los pagos de servicios de capital o intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades intervinientes deben comprobar que el deudor haya presentado, de corresponder, la declaración de la deuda de acuerdo al régimen informativo que estipula la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002 y cumplir con los demás requisitos establecidos en el punto 4 de la Comunicación “A” 4177. Es importante tener en cuenta, que las normas cambiarias obligan a las entidades financieras locales a través de las cuales se cursen los pagos, a controlar la genuinidad de las operaciones y a verificar la razonabilidad de las tasas de interés pactadas. Asimismo, en todos los casos de pagos anticipados de capital, el pago debe efectuarse al acreedor o al agente de pago de la obligación para su pago inmediato al acreedor, dejando de devengar intereses la obligación por la porción precancelada, desde la fecha de efectivo pago al acreedor.

Otras disposiciones cambiarias

Depósito obligatorio. Con fecha 9 de junio de 2005, el Ministerio de Economía y Producción emitió el Decreto Nº 616/2005 por el cual se estableció la obligación de constituir un depósito por un plazo de 365 días sobre el 30% de los fondos desembolsados bajo ciertos endeudamientos con el exterior y de los fondos transferidos por no residentes a los efectos de realizar ciertas inversiones. Este depósito debe ser efectuado en una entidad financiera local, debe ser denominado en Dólares Estadounidenses, no devenga intereses y no puede ser utilizado como garantía de otras obligaciones. Entre otras, las siguientes operaciones se encuentran exentas de esta obligación: operaciones de financiamiento del comercio exterior, emisión primaria de títulos de deuda y acciones con oferta pública, cotización en mercados autorregulados e inversiones directas de no residentes y ciertos endeudamientos financieras con el exterior sujeto al cumplimiento de condiciones específicas.

Pago de servicios prestados por no residentes. No existe ningún tipo de restricción para el pago al exterior de servicios prestados por no residentes, cualquiera sea el concepto (fletes, seguros, regalías, asesoramiento técnico, honorarios, etc.).

Pago de utilidades y dividendos. Se permite el libre acceso al MULC para girar pagos de utilidades y dividendos, siempre que correspondan a balances cerrados y auditados.

Otras transferencias al exterior de residentes. De conformidad con las normas cambiarias vigentes, los residentes pueden acceder al MULC para realizar compras de cambio por determinados conceptos, sin necesidad de contar con la autorización previa del BCRA, sujeto a un límite mensual (por el conjunto de las entidades financieras) de (i) U$S 2.000.000 por persona o (ii) del monto que resulta en pesos de la suma de los pagos de derechos de exportación más tres veces el monto pagado por impuesto sobre los créditos y débitos en cuenta corriente bancaria pagados por el contribuyente a la AFIP en el mes calendario previo al inmediato anterior. Los conceptos comprendidos dentro del mencionado límite son: inversiones inmobiliarias en el exterior, préstamos otorgados a no residentes, aportes de inversiones directas en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas físicas, otras inversiones en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas jurídicas, compra para tenencias de billetes extranjeros en el país y compra de cheques de viajero. Conforme a la Comunicación “A” 4349, no tendrán acceso al MULC para la transferencia de divisas por los conceptos antes indicados, aquellos residentes que registren deudas vencidas e impagas con el exterior a la fecha de acceso al MULC.

Las normas del Banco Central han establecido distintos mecanismos autorizando la transferencia de divisas en exceso de los montos arriba descriptos, sujeto al cumplimiento de distintas condiciones. Al respecto:

De acuerdo a lo dispuesto por la Comunicación “A” 4178 (tal como fuera modificada), las personas físicas o jurídicas residentes en el país, pueden, hasta el 30 de junio de 2006, comprar y transferir divisas al exterior hasta la suma de U$S 40.000.000 por mes y por persona (no siendo este límite acumulativo), bajo el concepto “inversiones de portafolio en el exterior”, conforme las siguientes condiciones:
Los fondos así transferidos deberán ser utilizados antes del 30 de junio de 2006 para la recompra o cancelación de deuda existente al 31 de marzo de 2003; y en el contexto de una reestructuración de deuda iniciada con posterioridad al 15 de agosto de 2003.
La deuda debe corresponder a una emisión de bonos, préstamos sindicados, otros préstamos otorgados por entidades financieras del exterior, otra deuda contraída con bancos del exterior, otras deudas directas y deudas garantizadas por agencias multilaterales de crédito. Sólo se incluyen estos tipos de deuda (por ejemplo, la deuda entre compañías vinculadas no puede ser reestructurada mediante este procedimiento).
La suma de los montos de divisas comprados bajo este procedimiento y los montos individualmente autorizados por el Banco Central (en el caso en que la sociedad hubiera solicitado la autorización de dicha entidad) no deberá exceder el 35% del capital e intereses de la deuda sujeta a reestructuración.
En caso de que el monto transferido al exterior: (i) exceda, en cualquier momento, el 35% del capital e intereses de la deuda sujeta a reestructuración, o (ii) no fuera aplicado a los fines antes mencionados antes del 30 de junio de 2006; entonces, dicho exceso o los montos no aplicados, en su caso, deberán ser transferidos nuevamente a la Argentina y liquidados en el mercado de cambios dentro de los cinco días hábiles siguientes.
La persona física o jurídica debe designar a una entidad financiera local, encargada de controlar el cumplimiento de las condiciones descriptas precedentemente. La designación deberá ser informada al Banco Central mediante carta o nota dirigida a la Gerencia de Exterior y Cambios.
Dichas personas deberán haber cumplido con el régimen informativo dispuesto por la Comunicación “A” 3602 con respecto a la deuda que se repaga.
De conformidad con la Comunicación “A” 4307 (tal como fuera modificada), las personas físicas o jurídicas residentes en el país, pueden comprar y transferir divisas al exterior bajo el concepto “inversiones de portafolio en el exterior”, en exceso al tope mensual referido, sujeto al cumplimiento de las siguientes condiciones:
Los fondos transferidos deberán ser utilizados dentro de un plazo de 360 días para la recompra o cancelación de deuda financiera.
La deuda debe corresponder a una emisión de bonos, préstamos sindicados otorgados por bancos del exterior, otros préstamos financieros otorgados por bancos del exterior y otras deudas directas y deudas garantizadas por agencias multilaterales de crédito. Sólo se incluyen estos tipos de deuda (por ejemplo, la deuda entre compañías vinculadas no puede ser cancelada mediante este procedimiento).
La suma de los montos de divisas comprados bajo este procedimiento y los montos individualmente autorizados por el Banco Central (en el caso en que la sociedad hubiera solicitado la autorización de dicha entidad) no deberá exceder el monto de los servicios de capital e intereses de sus deudas con el exterior con vencimiento dentro de los 360 días siguientes.
La persona física o jurídica debe designar a una entidad financiera local, encargada de controlar el cumplimiento de las condiciones descriptas precedentemente. La designación deberá ser informada al Banco Central mediante nota dirigida a la Gerencia de Exterior y Cambios.
Dichas personas deberán haber cumplido con el régimen informativo dispuesto por la Comunicación “A” 3602 con respecto a la deuda que se repaga.

La estabilidad del sistema bancario argentino es incierta

En los años posteriores a la crisis, los depósitos se recuperaron pero principalmente los depósitos a corto plazo ligados a la banca transaccional y asimismo gracias a la mayor liquidez del sector público. La recuperación del crédito sigue aún muy lejos de los niveles previos a la crisis. Debido a las dificultades financieras antes mencionadas, la extrema volatilidad e incertidumbre creadas por los fallos judiciales, el sistema bancario argentino en su totalidad podrá verse sujeto a una falta de confianza y una gran cantidad de depositantes podrán procurar retirar la totalidad de sus depósitos y convertir sus Pesos en Dólares en el futuro. De ser éste el caso, el Gobierno Nacional podrá verse obligado a prestar mayor asistencia financiera a los bancos. Si el Gobierno Nacional no pudiera prestar esta asistencia y los retiros fueran significativos, podría originar el colapso de uno o más bancos de primera línea o aún el del sistema financiero argentino en general.

El colapso del sistema bancario argentino o el colapso de uno o más bancos de primera línea tendría un efecto sustancial adverso en la economía y estabilidad política de la Argentina, resultando en una pérdida de la confianza del consumidor, menores ingresos disponibles y menores alternativas de financiación para los particulares. Estas condiciones tendrían un efecto sustancial adverso en la Compañía, resultando en una menor utilización de sus servicios y la posibilidad de un mayor nivel de deudores morosos o incobrables.

Factores de riesgo relacionados con la Compañía

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

Los estados contables de la Compañía han sido preparados asumiendo su continuación como empresa en marcha. Los auditores externos de la Compañía, Price Waterhouse & Co. S.R.L., Buenos Aires, Argentina, emitieron un informe sobre los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, estableciendo el impacto negativo para la Compañía del deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la licencia de prestación del servicio de gas natural contractualmente acordados, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a suspender el 25 de marzo de 2002 los pagos de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre su capacidad de continuar como empresa en marcha. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 no incluyen los ajustes que podrían surgir del resultado de estas incertidumbres.

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

Al 31 de diciembre de 2005, el endeudamiento total de la Compañía ascendía a Ps. 1.673,1 millones (el equivalente de U$S551,8 millones a esa fecha). El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió los pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera y actualmente está administrando su flujo de fondos a fin de poder continuar operando como empresa en marcha.

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

la masiva devaluación del peso;
la conversión a pesos de las tarifas de la Compañía denominadas en dólares estadounidenses sobre la base uno a uno, originando una diferencia entre el flujo de fondos denominado en pesos y los pagos de la deuda denominada en moneda extranjera;
el congelamiento de las tarifas de la Compañía; y
el deterioro de la capacidad de los clientes de la Compañía para pagar sus facturas.

El 30 de septiembre de 2003 recibimos una notificación de Citibank actuando como fiduciario de las Obligaciones Negociables Clase C que anuncia la aceleración de los plazos de vencimiento de esos títulos.

A la fecha del presente, se encuentran iniciados dos procedimientos de quiebra contra la Compañía por parte de tenedores de Obligaciones Negociables. Ambos se encuentran en trámite.

Además de los derechos otorgados por ley a los acreedores bancarios de la Compañía para compensar contra los depósitos de la Compañía en tales bancos montos que ésta les adeude, algunos contratos con ciertos acreedores bancarios los autoriza a debitar de las cuentas de la Compañía montos que la Compañía le adeude o a compensar dichos montos contra sus depósitos. Sólo uno de los acreedores bancarios de la Compañía ha actuado en tal sentido; no obstante, la Compañía no puede garantizar que otros bancos no lo harán en el futuro o que, de hacerlo, tal accionar no tendrá un efecto sustancial adverso en la Compañía.

Al 31 de diciembre de 2005, el capital pendiente de pago y los intereses devengados sobre la Deuda Existente en pesos de la Compañía totalizaban Ps. 95,4 millones, la Deuda Existente en dólares totalizaba U$S 359,7 millones y la Deuda Existente en euros de la Compañía totalizaba Euros 135,8 millones. El capital e intereses devengados sobre la totalidad de la Deuda Existente al 31 de diciembre de 2005 sumaban el equivalente de U$S 551,8 millones, en base al tipo de cambio de Ps. 3,0320 por cada U$S 1 y euros 0,8453 por cada U$S 1, publicado por el Banco de la Nación Argentina en esa fecha.

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

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

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

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

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

El resultado de la renegociación de tarifas es incierto tanto en su oportunidad como en su forma final. Por lo tanto, la Compañía no puede garantizarles si concluirá y en qué momento concluirá el proceso de renegociación, ni si resultará en mayores restricciones (por ejemplo, el requerimiento de inversiones en bienes de capital que no resulten rentables), ni que las tarifas resultantes de la renegociación mantengan en el tiempo su valor en dólares estadounidenses o pesos para compensar anteriores y futuros aumentos de la inflación o la devaluación del peso. La inflación en términos del índice de precios mayoristas para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 fue del 7,9%, y la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense fue de 1,5% durante ese año. La inflación en términos del índice de precios mayoristas para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, fue del 10,6%, y la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense fue de 1,8% durante dicho ejercicio.

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

El 2 de diciembre de 2002, el Gobierno Nacional dictó el Decreto Nº 2437/02 por el cual se readecuaron en forma transitoria y hasta tanto concluyera el proceso de renegociación, las tarifas de los servicios públicos de gas y energía eléctrica. En virtud de este Decreto, el Enargas a su vez por Resolución Nº 2763 aumentó las tarifas de las Licenciatarias de Distribución y de Transporte de Gas a partir del 3 de diciembre de 2002. Esta Resolución fue suspendida en sus efectos por el mismo Ente Regulador ante decisiones judiciales dictadas a raíz de presentaciones del Defensor del Pueblo de la Nación y entidades de defensa del consumidor.

El 24 de enero de 2003, el Gobierno Nacional emitió el Decreto de Emergencia Nº 120/03, el cual estableció que el Gobierno Nacional puede disponer ajustes o aumentos tarifarios provisorios hasta completarse el proceso de renegociación de los contratos y licencias de servicios públicos requerido por la Ley de Emergencia Pública. El 30 de enero de 2003, el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) dispusieron un aumento provisorio de tarifas de aproximadamente el 10% para los sectores de electricidad y gas. El 30 de enero de 2003, la Compañía comenzó a facturar a sus clientes con tarifas aumentadas. No obstante, el Defensor del Pueblo de la Nación, el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y una cantidad de organizaciones de protección al consumidor presentaron impugnaciones de ambos decretos por vía judicial y, en base a ellas, un tribunal emitió una medida precautoria prohibiendo el aumento de tarifas dispuesto. Como resultado de tal medida, el 27 de febrero de 2003 la Compañía suspendió la facturación a sus clientes con la tarifa aumentada y retomó la facturación en los niveles de tarifas menores anteriores.

A partir del 11 de mayo de 2004 el ENARGAS dictó nuevas tarifas conforme a la Resolución Nº 3,014 con modificaciones a los precios del gas en boca de pozo de conformidad con el Acuerdo entre los productores de gas y la Secretaría de Energía, homologado mediante Resolución Nº 208/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. A partir de este cuadro tarifario se crearon dos categorías de clientes y dos precios de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte. Los clientes Residenciales y los del Servicio General Pequeño (SGP) 1 y 2 continuaron sin cambios en precios del gas y diferencias diarias, vale decir continuaron con el mismo valor del gas contenido en las tarifas; mientras que los clientes SGP 3, Grandes Usuarios y GNC vieron incrementados el valor del gas en boca de pozo, aminorado por una mayor devolución en las diferencias diarias.

Desde el 1° de octubre de 2004, a través de la Resolución Nº 3,092, el ENARGAS promulgó un nuevo cuadro tarifario correspondiente a la Compañía para el período octubre 2004 – abril 2005 con modificaciones (segundo aumento) en los precios del gas en boca de pozo de conformidad con el Acuerdo entre los productores de gas y la Secretaría de Energía, homologado mediante Resolución Nº 208/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, en cuanto a las diferencias diarias se estableció una importante devolución para los clientes Residenciales, SGP 1 y 2, y un recupero para los SGP 3, Grandes Usuarios y GNC.

Desde el 1º de mayo de 2005 el ENARGAS estableció nuevas tarifas por Resolución Nº 3227, continuando con los mismos valores para los usuarios Residenciales, SGP 1 y 2, en cuanto a los clientes SGP 3, Grandes Usuarios y GNC se les aplicó el tercer escalón de aumentos de precios del gas en boca de pozo derivados del Acuerdo precitado, que homologó la Resolución Nº 208/2004. En cuanto a las diferencias diarias, se mantuvo la alta devolución a los clientes R, P1 y P2, y se incrementó el recupero sobre el resto de los clientes.

Como consecuencia de ello y con dos precios diferentes del gas en el cuadro tarifario, las diferencias diarias originadas en las compras de gas tendrán un tratamiento distinto, suspendiéndose para un futuro la implementación de un esquema de normalización a los clientes residenciales, SGP1 y SGP2. Aunque no se produjo un impacto negativo en la situación económica de la Compañía originada en las diferencias diarias acumuladas hasta el 31 de diciembre de 2005, se viene generando un desfasaje financiero, produciendo un saldo negativo de la cuenta corriente de compra – venta del gas para los clientes residenciales, ello se debe a demoras en el restablecimiento bianual del pass through por parte del Ente Regulador, conforme marca la licencia de distribución, y en vista de la actual situación política, no puede asegurarse que esto no seguirá sucediendo en el futuro. La Compañía no puede garantizarles que recibirá otro aumento de tarifas provisorio o, de suceder, que no se verá impedida de aumentar sus tarifas según dicho aumento. Asimismo, aún si la Compañía obtuviera la aprobación de los aumentos de tarifas propuestos, no puede garantizarles que tales aumentos no resultarán en mayores tasas por incumplimiento de pago de sus clientes.

Es posible que la industria energética argentina experimente un aumento de la demanda de gas natural que no podría ser satisfecho con el actual suministro y transporte de gas y que podría originar la imposibilidad de la Compañía de satisfacer las demandas de sus clientes.

Según la Ley de Emergencia Pública, las tarifas de distribución y transporte de gas fueron convertidas de dólares estadounidenses a pesos a la paridad uno a uno y fueron congeladas, y el precio cobrado por los productores de gas natural fue pesificado y congelado, resultando en un precio del gas natural sustancialmente menor en base a su equivalente de energía que el precio de los combustibles competidores. Estos hechos originaron un fuerte aumento de la demanda de gas natural y, junto con bajas inversiones en las infraestructura de producción, transporte y distribución como resultado de un medio económico desfavorable, se produjo un desajuste entre oferta y demanda y capacidad de transporte.

En consecuencia, la Compañía no puede garantizar que podrá obtener suficiente gas natural y capacidad de transporte para cumplir con la demanda de sus clientes.

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

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

La Compañía opera en una industria regulada. Cambios en el marco regulatorio aplicable podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero de la Compañía.

La Compañía opera en un mercado regulado. Cambios en el marco regulatorio aplicable a la Compañía podrán tener un efecto sustancial adverso en su rendimiento financiero. Como resultado de la volatilidad económica experimentada en Argentina desde 2001, el Gobierno Nacional ha dictado varias medidas regulatorias, incluyendo, por ejemplo, la creación de un mercado electrónico del gas y un fondo fiduciario para inversiones en transporte y distribución de gas natural, con impacto en las operaciones de las distribuidoras de gas, incluida la Compañía. La Compañía no puede garantizar que la interpretación y aplicación de estas normas, junto con otros cambios en el marco regulatorio, no afectarán a la Compañía en forma sustancialmente adversa.

El 25 de agosto de 2004, el Poder Ejecutivo envió un proyecto de ley al Congreso que instruye un nuevo marco regulador para servicios públicos en general incluyendo servicios prestados por empresas privatizadas, entre ellas las empresas de energía. El proyecto denota una amplia intervención del Estado en la concesión. Define del marco sectorial, el capital, reservas, inversiones, distribución de dividendos y coeficiente de endeudamiento. Permite que el Estado tome decisiones que pueden afectar la capacidad financiera, puede modificar la prestación por interés público pagando daños sin lucro cesante, obliga a entregar copia de registros e información contable, obliga a seguir prestando el servicio si la interrupción afecta condiciones básicas esenciales de subsistencia. También establece que la transmisibilidad accionaria debe contar con la previa aceptación del PEN según marco regulatorio, pliego y contrato, fija inversiones y obliga a constituir un fondo solidario. Dispone que el pliego de las concesiones que se otorguen debe incluir que las tarifas sean calculadas y expresadas en moneda nacional, exhibiendo la estructura de costos que sustenta la oferta, deben ser justas y razonables, dentro del marco del riesgo empresario, a los fines de posibilitar la continuidad del servicio, ofrecer al prestador diligente y eficiente la oportunidad de obtener un ingreso suficiente para satisfacer los costos directos e indirectos del servicio y la posibilidad de lograr una “rentabilidad razonable” (similar a la alcanzada en condiciones operativas equiparables en otras actividades semejantes y de riesgo similar en el ámbito nacional e internacional) sobre el capital propio invertido. En ningún supuesto se le garantizará rentabilidad al prestador, asegurar la mínima tarifa media posible y su distribución entre usuarios y consumidores de forma de alentar el desarrollo económico y la máxima equidad social.

Asimismo, establece que las concesiones, licencias o permisos no podrán prorrogarse. El Poder Ejecutivo deberá iniciar con la adecuada antelación el procedimiento para sustanciar un nuevo llamado licitación. Y si por razones excepcionales debidamente fundadas no existiese adjudicación al culminar el otorgamiento, el Estado Nacional asumirá la prestación directa del servicio. En caso de imposibilidad cierta y comprobada de hacerlo, el Poder Ejecutivo podrá acordar con el prestador la continuidad por un plazo máximo no prorrogable de 6 meses, manteniéndose las condiciones pactadas en cuanto a modalidades de servicio y precio, sin importar reconducción del contrato. Al acabar dicho plazo el Estado Nacional deberá prestar por si el servicio, todo ello sin perjuicio de las disposiciones en materia de prórroga contenidas en las concesiones o licencias otorgadas en el marco de las Leyes N° 24.065 y 24.076. De ser aprobado, las reglas contenidas en el proyecto de ley se aplicarán tanto a los concesionarios existentes como a los que se puedan constituir en el futuro, creando una situación de incertidumbre legal. Hasta abril de 2005 el mencionado proyecto había circulado por distintas comisiones legislativas, no habiendo sido convertido en ley. No es posible predecir el resultado de este proceso o la consecuencia que el proceso de renegociación puede tener sobre nosotros y las tarifas que cobramos, incluyendo cualquier impacto sobre nuestra capacidad de sostener nuestra estrategia de negocio.

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

La Compañía opera en una industria regulada y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones dependen del marco regulatorio aplicable y la interpretación y aplicación de dicho marco por el ENARGAS, el organismo del Gobierno Nacional creado para regular a las empresas de transporte y distribución de gas privatizadas. La interpretación del ENARGAS y su aplicación del marco regulatorio han sido cuestionados por Compañía en varias oportunidades. Según el marco regulatorio que rige sobre el servicio público de distribución de gas en la Argentina, las tarifas de distribución deben ser ajustadas periódicamente para reflejar los cambios en el costo de gas comprado. Sin perjuicio de lo precedente, el ENARGAS ha limitado en diversas ocasiones el traslado del costo del gas comprado por la Compañía, impidiéndole así recuperar aproximadamente Ps. 25 millones respecto de sus compras de gas desde 1995 hasta mayo de 2001. La Compañía ha presentado las debidas apelaciones respecto de estas cuestiones, algunas de las cuales han sido rechazadas. Futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por parte del ENARGAS, incluyendo futuras limitaciones sobre el traslado de los costos sustanciales de compra de gas podrían afectar sustancial y adversamente a la Compañía.

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

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

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

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

En mayo, julio y agosto de 2002, el ENARGAS dictó resoluciones que autorizan desde el 1º de mayo de 2002 los aumentos de tarifas según valores en pesos para los meses de invierno de 2001. Tales aumentos, no obstante, no reflejan el costo incremental estacional del gas en cabeza de pozo. Asimismo, según el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del ENARGAS del 30 de enero de 2003, se fijó una "tarifa social para pequeños consumidores" a fin de reducir el precio del gas para ese segmento de consumidores. La reducción de ingresos originada por la tarifa social fue compensada por un aumento en las tarifas cobradas a otros consumidores. Pocos días después, se suspendieron judicialmente tales aumentos, luego de las medidas presentadas por el Defensor del Pueblo de la Nación, el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y ciertas organizaciones de protección al consumidor.

Con fecha 12 de julio de 2005 el ENARGAS notificó la Resolución Nº 3.227, por la cual se rectificó el cuadro tarifario del Anexo I de la Resolución Nº 3.208, con vigencia desde el 1° de mayo de 2005; la rectificación alcanzó las Tarifas de las categorías Residenciales, SGP 1 y 2, y Subdistribuidoras. Esto se debió a que el ENARGAS decidió mantener las diferencias diarias de las categorías antes mencionadas al valor que tuvieron en el período de verano 2004 – 2005 (el que había sido aprobado por la Resolución N° 3092 del 28 de octubre de 2004).

Hasta la fecha de cierre del documento, el ENARGAS no ha aprobado el cuadro tarifario que considere en su estructura los precios que están facturando los productores a partir del 1° de julio de 2005 en cumplimiento del Acuerdo alcanzado con la SE y que fuera homologado, como se mencionara anteriormente, con la Resolución N° 208/04 del MPFIPyS.

Por otra parte, el ENARGAS ha solicitado toda la información relacionada con la ejecución de las compras de gas desde febrero 2005 a julio 2005, la apertura de los cuadros tarifarios para adaptarlos a las disposiciones de la Resolución N° 752/05 de la SE (unbundling de gas) y los precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte de los clientes de servicio completo, como así también la Resolución de la SE N° 932 /05.

La Compañía ha presentado toda la información, reservando derechos sobre las diferencias diarias devengadas antes que los clientes optasen por la compra directa de gas a productores o comercializadotes y reclamando el pase a tarifas de los precios del gas efectivamente facturados por los productores a partir del 1° de julio de 2005, como así también las diferencias diarias no percibidas de los clientes residenciales, en virtud de la rectificativa del cuadro tarifario comentada precedentemente.

Asimismo cabe destacar que, con fecha 22 de diciembre de 2005, la Resolución N° 2.020 de la SE dispuso la subdivisión en grupos de la categoría de usuarios Servicio General Pequeño (“SGP”) y prorrogó la fecha prevista en la Resolución N° 752/05 del 1° de enero de 2006, hasta el 1° de marzo de 2006 para el unbundling de las estaciones de GNC.

El 14 de Marzo de 2006, el Gobierno alcanzó un acuerdo con los representantes de las Estaciones de GNC, en el cual, las compañías distribuidoras deberán adquirir en el Mercado Electrónico de Gas S.A., el gas por cuenta y orden de los primeros, en donde además los productores deberán facturárselos directamente a los estacioneros, cumpliendo así con el mecanismo de asignación de gas natural para GNC, conforme a la Resoulución 275/06 a partir del 1 de abril de 2006, modificatoria de la Resolución 2020/05.

A la fecha de este documento, la operatoria del acuerdo no se ha iniciado. Cabe destacar que se respetarían los principios básicos del pass through del gas establecidos en la licencia de distribución, o caso contrario, podría generar para la compañía, un desfasaje financiero, en la cuenta corriente del gas, y posteriormente un posible impacto negativo en los resultados.

Con respecto a la Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas, que fuera suspendida por el ENARGAS, mediante nota del 8 de febrero de 2002 con motivo de la sanción de la Ley de Emergencia, a la fecha se desconoce cuándo podrá ser reiniciado ya que dependerá de las condiciones que surjan del proceso de Renegociación de Contratos.

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

La Compañía se encuentra negociando actualmente su Licencia y tarifas. El resultado de esta renegociación podría afectar sustancial y adversamente sus operaciones y resultados financieros.

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

El resultado de la renegociación de tarifas es incierto tanto en forma como en tiempo. Por lo tanto, la Compañía no puede garantizarles si concluirá y en qué momento concluirá el proceso de renegociación, ni si resultará en mayores restricciones (por ejemplo, el requerimiento de inversiones en bienes de capital que no resulten rentables), ni que las tarifas resultantes de la renegociación mantendrán en el tiempo su valor en dólares estadounidenses o pesos. Como resultado de esta incertidumbre, el resultado de la renegociación de la Licencia y de las tarifas podría tener un efecto sustancial adverso sobre los resultados de las operaciones y rentabilidad de la Compañía.

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

Si las pérdidas de la Compañía para cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, la Compañía se vería obligada a reducir su capital social según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, a menos que reciba un aporte de capital suficiente para restablecer su situación financiera. Asimismo, si el patrimonio neto de la Compañía fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor al activo) en cualquier cierre de ejercicio, la Compañía será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, salvo que reciba un aporte de capital que origine una vez más que su activo supere al pasivo. El 16 de julio de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 1.269/02 que suspendió la ejecución de tales disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina hasta el 10 de diciembre de 2003. Este plazo fue prorrogado al 10 de diciembre de 2004 por el Decreto Nº 1.293/2003 y hasta la fecha no ha sido prorrogado nuevamente. La Compañía no puede garantizarles que, ante la vigencia de dichas disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales, las pérdidas de la Compañía no requerirán la reducción de su capital o su disolución y liquidación si la Compañía no recibiera aportes de capital adecuados.

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

En el contexto de los acontecimientos macroeconómicos ocurridos en la Argentina durante el período 2001 al 2003, y el impacto negativo que tuvieron tales acontecimientos en la Compañía, ésta se ve imposibilitada para acceder al mercado de capitales y ya no cuenta con fuentes externas de financiamiento, locales o internacionales, suficientes, que le permitan refinanciar sus obligaciones de deuda. Asimismo, como resultado de la devaluación del peso y la pesificación de las tarifas cobradas por la Compañía, sus fondos generados internamente no resultan por sí solos suficientes para cumplir con sus obligaciones de deuda a su vencimiento. Más aún, la Compañía no puede determinar si el entorno macroeconómico de la Argentina empeorará en el corto plazo y dañará aún más la capacidad de la Compañía de cumplir con sus obligaciones de deuda actuales y futuras.

Al 31 de diciembre de 2005, la deuda de la Compañía se componía sustancialmente de:

obligaciones negociables con vencimiento 2002-2004 por un capital de U$S 230 millones y euros 109,5 millones; y
financiamiento bancario vigente por un total equivalente a U$S 75 millones.

Aun cuando la Compañía participa periódicamente en negociaciones con sus acreedores financieros que no han aceptado la Invitación a Suscribir el APE con el objeto de acordar en términos mutuamente satisfactorios la reestructuración de su deuda financiera, la Compañía no puede garantizar que podrá refinanciar su deuda, ni que podrá hacerlo en términos aceptables para la Compañía. Si la Compañía no lograra renegociar básicamente la totalidad de sus obligaciones de deuda, no contará con fondos suficientes para cumplir con sus obligaciones financieras con sus acreedores a su vencimiento. La Compañía no puede garantizar en la fecha del presente que logrará renegociar sus pasivos financieros.

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

La Compañía no experimentó problemas significativos sobre entregas de gas de sus proveedores durante los inviernos de 2003, 2004 y 2005.

Debido al aumento de la demanda de gas natural y a la escasez de la capacidad de suministro y transporte, es posible que la Compañía no pueda abastecer la totalidad del gas demandado por sus clientes durante ciertos días del año. En tal caso, la Licencia le exige interrumpir las entregas a los clientes industriales y de GNC antes de interrumpir el suministro a los clientes residenciales. Si luego de hacerlo aún no puede abastecer a sus clientes residenciales, la Licencia la obliga a declarar el estado de emergencia y seguir las instrucciones del ENARGAS. En tales casos, luego de un procedimiento administrativo, la Compañía podría quedar sujeta al pago de una multa de hasta U$S 500.000 y eventualmente a la cancelación de la Licencia. Asimismo, la Compañía podrá quedar expuesta a responsabilidad por los daños ocasionados a los clientes en ocasión de dichas interrupciones. Si la Compañía por cualquier causa no pudiera abastecer el gas demandado por sus clientes durante un período significativo, su situación financiera y resultados de las operaciones podrán verse seria y sustancialmente afectados.

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

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

Los egresos de la Compañía podrán aumentar por el efecto de los cortes de suministro y transporte de gas.

Conforme a lo mencionado en los acápites “La demanda de los servicios de la Compañía se ve altamente influenciada por las condiciones climáticas de la Argentina” y “Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados adversamente por aumentos en el suministro de energía hidroeléctrica”, los ingresos de la Compañía tienden a ser relativamente más altos en años con inviernos de muy bajas temperaturas y menores niveles de generación hidroeléctrica. También sucede que, en ausencia de circunstancias extraordinarias, los gastos de la Compañía en esos años no aumentan en proporción a sus ingresos, tornándolos relativamente más rentables que los años con inviernos más cálidos y mayores niveles de generación hidroeléctrica. Esto puede no suceder durante 2006, debido a posibles aumentos de los gastos de la Compañía originados en la escasez de gas y transporte, incluyendo:

Insuficiente transporte en firme de largo plazo. Debido al aumento de la demanda de gas natural detallado bajo el título “--Es posible que la industria energética argentina experimente un aumento de la demanda de gas natural que no pueda ser satisfecho con el actual suministro y transporte de gas y que pueda originar la imposibilidad de la Compañía de satisfacer las demandas de sus clientes”, cualquier aumento de la demanda de gas natural debido al clima frío o una menor generación hidroeléctrica podría originar que la Compañía necesite mayor capacidad de transporte que la contratada. Como resultado, la Compañía deberá adquirir capacidad de transporte adicional en los denominados “acuerdos para períodos de demanda pico” según los cuales el costo de transporte es hasta tres veces mayor que el pagado en los contratos de transporte de largo plazo. La Compañía considera que es improbable que pueda trasladar a sus clientes parte sustancial de los pagos que debe realizar en los acuerdos para períodos de demanda pico; y
Multas de las centrales eléctricas. Los contratos de la Compañía y las centrales eléctricas clientes le permiten interrumpir el suministro de gas dentro de ciertos límites. Si la Compañía excede estos límites, está obligada a pagar multas, las cuales aumentan con los aumentos de los volúmenes contratados no entregados. Un aumento de la demanda de los clientes ininterrumpibles con una escasez de gas por falta de suministro o transporte podría dar como resultado un fuerte aumento de las multas que la Compañía está obligada a pagar a sus centrales eléctricas en 2006 en comparación con las pagadas durante 2005.

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

La Compañía compite directamente con los vendedores de fuel-oil en las ventas a las centrales de doble alimentación. Los precios del fuel-oil en la Argentina siempre han sido inestables pero en general han estado por encima de los precios del gas por igual cantidad de energía. Sin embargo, los precios del fuel-oil por igual cantidad de energía han caído ocasionalmente por debajo de las tarifas máximas de la Compañía para ventas de gas interrumpibles a las centrales eléctricas En 2001, el precio del fuel-oil cayó como resultado de los menores precios del petróleo, a pesar de que los precios del gas continuaron siendo más económicos. En 2002 y 2003, el precio del gas natural permaneció congelado por decreto del gobierno. En 2004, el precio del gas natural aumentó como resultado de un Acuerdo (entre la Secretaría de Energía y los productores de gas natural) para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, hasta 2006. Sin embargo, los precios de gas natural continuan siendo mas baratos comparado con combustibles alternativos.

Las plantas generadoras clientes de la Compañía han instalado tecnología de ciclo combinado. A pesar de que las plantas generadores con tecnología de ciclo combinado requieren menos gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto para generar igual cantidad de electricidad, la Compañía estima que la mayor eficiencia operativa de las plantas generadoras de ciclo combinado incrementará su despacho de acuerdo con las normas de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista de la Argentina. La tecnología de ciclo combinado utiliza como combustible alternativo el gasoil en lugar del fuel-oil.

Por estas razones, y como consecuencia del menor costo del gas natural en comparación con el costo de la cantidad de energía equivalente del gasoil, nafta o diesel, ha aumentado la demanda de gas natural por parte de las centrales eléctricas clientes de la Compañía y de sus clientes de GNC. En 2005, las entregas de gas de la Compañía a centrales eléctricas y clientes de GNC representaron aproximadamente el 34% de sus ventas netas y el 56,8% de sus entregas de gas a todos los clientes.

No puede garantizarse que futuros aumentos de los precios del gas natural o caídas de los precios del gasoil, nafta y diesel no tornen más económicos para los usuarios los combustibles alternativos, afectando así adversamente los ingresos de la Compañía.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados adversamente por el derecho de nuestros clientes de hacer By-pass de nuestros servicios

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

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

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

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

En la actualidad, se utilizan fuentes alternativas de energía como sustitutos del gas natural, principalmente fuel-oil para centrales eléctricas y gas licuado ("GPL") para clientes residenciales y pequeños clientes comerciales. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas natural una gran ventaja de costos con respecto al fuel-oil. De igual forma, el gas natural es significativamente más barato que el GPL y ofrece a los clientes residenciales y pequeños comerciantes una reducción considerable en los costos del combustible.

El 1º de junio de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución N° 1.748, en la que modifica el Reglamento del Servicio para "Pequeños" y "Grandes" Usuarios del Servicio General, con alternativas para la compra de gas y/o transporte a terceros, reduciendo el límite del volumen de referencia de 10.000 MC a 5.000 MC por día y reduciendo aún más el límite de demanda interrumpible a 1,5 MMMC/año de 3 MMMC/año para saltear la red de distribución. Adicionalmente, el período para notificar al ENARGAS y las empresas distribuidoras el by-pass pretendido se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, la Compañía presentó un reclamo administrativo, procurando la suspensión de dicha Resolución, lo cual aún no ha sido resuelto. Asimismo, el Decreto Nº 181/2004 facultó a la Secretaría de Energía a determinar categorías de usuarios y las fechas desde las que las distribuidoras no podrán suministrar gas natural a los usuarios de dichas categorías. De igual forma, el Decreto Nº 180/2004 autoriza a los usuarios industriales a revender en el punto de entrega del sistema de transporte correspondiente servicios de transporte y distribución por los que haya contratado con distribuidoras sin la participación de la Compañía u otras distribuidoras.

En mayo de 2005 la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 752/05 la cual estableció que a partir del 1º de agosto de 2005 (luego extendido al 1º de septiembre de 2005 por la Resolución Nº 930/05), las prestatarias del servicio de distribución de gas no podían suscribir contratos de corto, mediano y largo plazo para la compra de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte para abastecer a los Grandes Usuarios Firmes e Interrumpibles, a los usuarios del Servicio General “G” y Servicio General “P” cuyo consumo promedio mensual del último año de consumo fuera igual o superior a 150.000 m3/mes, ni podrán utilizar los volúmenes de gas natural que dispongan en virtud de contratos vigentes para abastecer a los mencionados usuarios. Además, a partir del 1º de enero de 2006 las distribuidoras no podían celebrar contratos de compra de gas para abastecer a los usuarios del Servicio General “P” cuyo consumo promedio mensual del último año de consumo fuera superior a 9.000 m3 ni con las estaciones de Gas Natural Comprimido (“GNC”).

En este contexto, el Decreto N° 180/04, autorizó a las licenciatarias del servicio de distribución o sus accionistas, a tener una participación controlante en una compañía comercializadora de gas natural en los términos del artículo 14 de la Ley Nº 24.076.

Con fecha 22 de diciembre de 2005 la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 2020/05, reglamentaria de la Resolución Nº 752/05. En la misma se estableció un nuevo cronograma esquema de fechas para la compra de gas natural en forma directa de las categorías de usuarios denominada Servicio General “P” y del GNC.

El nuevo cronograma establece que: a) los Usuarios con consumos (durante el período abril 2003 - marzo 2004) iguales o mayores a 30.000m3/mes y hasta 150.000m3/mes deberán comprar el gas en forma directa a partir del 1° de enero de 2006, b) los Usuarios con consumos (durante el período abril 2003 - marzo 2004) mayores a 15.000m3/mes y menores a 30.000m3/mes deberán comprar el gas en forma directa a partir del 1° de marzo de 2006, c) los Usuarios con consumos (durante el período abril 2003 - marzo 2004) mayores a 9.000m3/mes y menores de 15.000m3/mes no tienen aún fecha establecida para la compra de gas en forma directa y d) en el caso de las estaciones de GNC según la mencionada resolución deberían comprar el gas en forma directa a partir del 1° de marzo de 2006.

Con fecha 9 de febrero de 2006 a través de su Circular N°41/06 MEGSA determinó una nueva prórroga para que las estaciones de GNC presenten sus requerimientos de gas ante dicho mercado, de forma tal de adquirir el gas natural de proveedores distintos de las Licenciatarias de Distribución de Gas a partir del 1° de abril de 2006.

Asimismo, dicha resolución amplía el espectro de los usuarios a los que las distribuidoras no pueden dejar de abastecer, agregándose las asociaciones civiles sin fines de lucro, las asociaciones sindicales, gremiales o mutuales, las prestadoras de salud y las entidades de educación pública o privada.

Finalmente se establecieron una serie de restricciones a la representación de las estaciones de GNC para la compra de gas natural, a efectos de limitar posibles integraciones verticales entre sujetos de la industria del gas.

La Compañía creó MetroENERGIA

Durante el mes de mayo de 2005 MetroENERGIA fue inscripta ante la Inspección General de Justicia La Sociedad ha sido constituida como una sociedad anónima cuya composición accionaria es la siguiente i) 95% MetroGAS S.A. ii) 2.73 % BG Argentina S.A. y iii) 2,27% YPF S.A.. A su vez, la Sociedad fue autorizada por el Ente Nacional Regulador del Gas el 28 de julio de 2005 para actuar como Comercializador en los términos de la ley 24.076, adquiriendo durante el mes de agosto de 2005 una licencia como Agente Libre en el Mercado Electrónico del Gas creado a través del Decreto N° 180/04. con el objetivo de ser una alternativa para la gestión, adquisición y/o venta de gas natural en dichos mercados.

Posteriormente, MetroENERGIA suscribió acuerdos de compra de gas natural con los principales productores de gas natural desde las Cuencas Neuquina y Austral, los que a su vez son proveedores de MetroGAS S.A., a fin de abastecer a los usuarios objeto del proceso de compra de gas natural a proveedores distintos de las Licenciatarias del Servicio de Distribución, previsto en las Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 752/05 y N° 2020/06.

Paralelamente, la Compañía suscribió acuerdos de suministro de gas natural con grandes clientes, centrales eléctricas, usuarios del Servicio General G y del Servicio General P con consumos en el área de distribución de MetroGAS.

La Compañía podrá incurrir en obligaciones take-or-pay

La mayoría de los contratos de compra de gas de la Compañía incluyen disposiciones, conocidas como disposiciones “take or pay”, que le exigen pagar ciertas cantidades mínimas de gas aún cuando no tome tales volúmenes.

Como resultado del Acuerdo 2004, la Compañía renegoció contratos de suministro de gas según lo antes detallado. Los compromisos take-or-pay de la Compañía hasta 2005 en dichos contratos le exigen pagar un promedio del 72% al 85% del gas que tiene derecho a comprar según sus términos.

Aun cuando la Compañía considera que es improbable, especialmente durante el invierno 2005, que estas disposiciones take-or-pay de sus contratos de suministro de gas resulten en una obligación de relevancia por gas no tomado, no puede garantizar que no se origine tal obligación durante 2006 o en años posteriores.

La Licencia de la Compañía es revocable bajo ciertas circunstancias, lo cual tendría un efecto adverso y sustancial para la Compañía.

La Licencia de la Compañía, el pliego de bases y condiciones de la privatización de Gas del Estado (el "Pliego") y la reglamentación de la ley según la cual se privatizó la Compañía, la Ley Nº 24.076 (la "Ley del Gas"), contienen requisitos sobre la calidad del servicio, inversiones en bienes de capital, restricciones sobre las transferencias y gravamen de activos, restricciones sobre la titularidad recíproca entre productores, transportistas y distribuidores de gas y restricciones sobre la transferencia por parte de Gas Argentino de las Acciones Clase A de la Compañía y la transferencia por parte de los accionistas de Gas Argentino de sus acciones de Gas Argentino. El incumplimiento de estos requisitos o restricciones puede dar como resultado la revocación de la Licencia de la Compañía por el Gobierno Nacional, por recomendación del ENARGAS. En ciertas circunstancias, la compra de la Compañía de más del 20% del gas en cualquier mes a cualquier persona que controle a Gas Argentino o a cualquier sociedad vinculada de la controlante podría resultar, en ciertas circunstancias, en la revocación de su Licencia. Más aún, la quiebra de la Compañía resultaría en la revocatoria de la Licencia. El 17 de septiembre de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 1834 (que permanecerá vigente mientras siga en efecto la Ley de Emergencia Pública), que dispone que la presentación de procedimientos concursales o de una petición de quiebra por o contra empresas involucradas en la renegociación de sus licencias otorgadas por el gobierno como resultado de la Ley de Emergencia Pública no originará la revocatoria de las licencias de tales empresas.

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

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

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

La Compañía ha sido notificada por la Provincia de Neuquén y la Provincia de Río Negro, que adeudaba Ps. 234.6 millones al 31 de diciembre de 2005, en concepto de impuesto a los sellos que corresponde al pago respecto de los Contratos de Aceptación Tácita y otros contratos de transporte de gas.

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

En los autos “Transportadora de Gas del Sur S.A. contra la Provincia de Santa Cruz sobre acción declarativa de certeza”, el 15 de abril de 2004, la Corte Suprema decidió hacer lugar a la solicitud de TGS y en consecuencia, declaró que las ofertas con aceptación implícita, que son el objeto de este juicio, no pueden ser gravadas con impuestos. El fallo estableció que la Provincia debía hacerse cargo de las costas legales.

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

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

La Licencia de la Compañía dispone que tendrá derecho a ocupar y utilizar libre de cargos todas las calles, avenidas, parques, puentes, caminos y demás espacios públicos, incluyendo áreas subterráneas y aéreas, requeridas para las instalaciones necesarias para la prestación del servicio licenciado, incluyendo líneas de comunicación e interconexión a terceros. El marco regulatorio también establece que las variaciones de costos resultantes de cambios en las normas fiscales deberán ser trasladadas a los clientes.

En 1997, en el contexto del Contrato de Obra en la Vía Pública celebrado entre empresas prestadoras de servicios públicos y el GCBA, la Compañía acordó pagar al GCBA ciertos montos por año por las obras realizadas durante el año (la “Tasa de Obra Pública”). En 2000, el GCBA creó otra tasa denominada la tasa por el “Estudio, Revisión e Inspección de Obras en Espacios Públicos” (la “Tasa de Inspección”) que tuvo el efecto de gravar a las empresas prestadoras de servicios públicos por las mismas obras que ya estaban gravadas por la Tasa de Obra Pública.

El GCBA ha presentado varios reclamos contra la Compañía respecto de la Tasa de Inspección. Al 30 de junio de 2005, el GCBA alega que la Compañía adeuda aproximadamente Ps. 10,3 millones. A partir del 29 de marzo de 2005, el GCBA comenzó a desestimar las apelaciones administrativas presentadas por la Compañía respecto de períodos ocurridos en mayo, junio o julio de 2004, agotando así los recursos administrativos de la Compañía y permitiendo al GCBA iniciar acciones judiciales para exigir el pago de los montos reclamados. El 19 de octubre de 2005, la Compañía fue notificada del reclamo de un impuesto por el GCBA por una suma de aproximadamente Ps. 8,5 millones. La Compañía se encuentra analizando la defensa a adoptar en este tema. La Compañía notificará al ENARGAS lo precedente y solicitará la autorización para trasladar a sus clientes los montos que pague en tales conceptos. No obstante, no puede asegurarse que la Compañía podrá trasladar tales montos a sus clientes.

En 1998, el GCBA creó una Tasa por Derecho de Ocupación o Uso de Espacios Públicos (la “Tasa por Derecho de Ocupación o Uso de Espacios Públicos”), aplicable (entre otros) a los gasoductos. La Compañía y otras empresas de servicios públicos han impugnado la validez de esta tasa. El GCBA ha presentado varios reclamos contra la Compañía respecto de la Tasa por Derecho de Ocupación o Uso de Espacios Públicos. Al 30 de setiembre de 2005, el GCBA alega una deuda de la Compañía de aproximadamente Ps. 30 millones.

Tanto Gas Natural Ban como Gas del Litoral S.A. impugnaron la validez de la Tasa por Derecho de Ocupación o Uso de Espacios Públicos en diferentes casos. No obstante, la Corte Suprema de la Nación dictaminó que dichas tasas están autorizadas por la ley argentina. Por lo tanto, según el Marco Regulatorio del Gas, el ENARGAS deberá aprobar el traslado de estas Tasas de Ocupación o Uso de Espacios Públicos a los clientes. A pesar de que el ENARGAS ha aprobado anteriormente este traslado, aún no se ha pronunciado respecto de estos últimos casos.

Como resultado, ciertas distribuidoras han solicitado que la Secretaría de Energía conceda el traslado de estos costos y han obtenido la autorización necesaria para hacerlo. En julio de 2005, la Compañía fue notificada de una acción ejecutiva iniciada por el GCBA para cobrar la Tasa por Derecho de Ocupación o Uso de Espacios Públicos adeudada por la Compañía por un total de Ps. 30 millones. La Compañía obtuvo una prórroga de treinta días en este procedimiento para poder notificar al ENARGAS y obtener su resolución sobre si la Compañía podía trasladar estos montos a sus clientes. Asimismo, la Compañía notificó al ENARGAS su intención de pagar los Ps. 30 millones reclamados por el GCBA en cuotas durante cinco años. El ENARGAS ha informado a la Compañía que podrá solicitar trasladar los montos pagados al GCBA a sus clientes luego del pago de cada cuota.

La Compañía no puede asegurar si el ENARGAS finalmente le permitirá trasladar estos pagos al GCBA, si otras jurisdicciones podrán reclamar iguales impuestos ni si podrá trasladar los montos finales a sus clientes.

En julio de 2005 se notificó a la Compañía una demanda iniciada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, el “GCBA”, para cobrar la tasa por derecho de ocupación o uso de espacios públicos adeudada al GCBA por un total de Ps. 30 millones. La Compañía obtuvo una prórroga de 30 días en relación con este juicio de modo que se pudo notificar al ENARGAS y obtener la resolución del ENARGAS en cuanto a si se podía trasladar este monto a los clientes de la Compañía. Asimismo también se notificó al ENARGAS la intención de la Compañía de pagar el monto de Ps. 30 millones reclamado por el GCBA en cuotas en el transcurso de cinco años. El ENARGAS informó que la Compañía podía solicitar el traslado de dichos montos a los clientes después de pagar al GCBA cada cuota. Véase “Factores de Riesgo – Factores de riesgo relacionados con la Compañía – La Compañía podrá verse sujeta a ciertas obligaciones hacia el Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otros municipios, originadas en la ocupación del espacio público”.

A partir del 29 de marzo de 2005, el GCBA comenzó a denegar los recursos administrativos que había presentado la Compañía respecto de los períodos anteriores a mayo, junio o julio de 2004, agotando de este modo sus recursos administrativos y posibilitando que el GCBA inicie acciones judiciales para exigir los pagos de los montos reclamados. El 19 de octubre de 2005, la Compañía fue notificada de un embargo fiscal por parte del GCBA que asciende al monto de Ps. 8,5 millones. La Compañía está analizando la defensa a adoptar en esta cuestión, lo notificará al ENARGAS y solicitará la aprobación para trasladar a los clientes los montos que se paguen en este concepto. No obstante, no puede asegurarse que se permitirá a la Compañía trasladar dichos montos.

La Compañía podrá quedar sujeta a reclamos por el pago del impuesto a los ingresos brutos a la Provincia de Buenos Aires.

Durante 1994, la Provincia de Buenos Aires acordó con el Gobierno Nacional que la Provincia no sería pasible del pago del impuesto a los ingresos brutos sobre las ventas de gas natural a una alícuota superior al 3,5% de los precios de facturación de dichas ventas. Posteriormente, la Provincia impuso el impuesto a los ingresos brutos sobre ventas de gas natural a una tasa mayor y ordenó a la Compañía incluir este impuesto a esa tasa mayor en sus facturas a sus clientes y remitir los montos cobrados en tal concepto a la Provincia. La Compañía se negó a hacerlo citando el contrato entre la Provincia y el Gobierno Nacional antes mencionado. La Provincia ha intimado a la Compañía a pagar un monto igual al impuesto a los ingresos brutos aumentado que sus clientes habrían estado obligados a pagar si la Compañía hubiera incluido el impuesto a la alícuota mayor en sus facturas a sus clientes (aproximadamente Ps. 7,6 millones hasta el 2 de julio de 2003, incluyendo intereses e impuestos). La Compañía ha rechazado efectuar el pago y prevé oponerse a cualquier procedimiento iniciado por la Provincia para exigir este pago y pagos similares que la Provincia le pudiera demandar realizar. Si la Compañía en última instancia fuera obligada a efectuar tales pagos, intentará trasladarlos a sus clientes en sus tarifas según disponen los términos de su Licencia. No obstante, la Compañía no puede asegurar si se verá obligada a efectuar tales pagos o, de estar obligada, si podrá trasladarlos a sus clientes a través de sus tarifas.

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

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

Factores de riesgo relacionados con las Obligaciones Negociables de Canje

Es posible que la Compañía no pueda pagar intereses o capital sobre las Obligaciones Negociables de Canje.

La Compañía actualmente no cuenta con recursos para pagar el capital o los intereses sobre la Deuda Existente. Si la Reestructuración de la Compañía tuviera éxito, la Compañía considera que podrá pagar la deuda contraída en sus Obligaciones Negociables de Canje. Este entendimiento se basa en una cantidad de presupuestos, incluyendo, entre otros, (i) que ni la economía argentina ni el tipo de cambio entre el Dólar y el Peso se deterioren respecto de los niveles actuales, (ii) un sostenido crecimiento del PBI argentino y del consumo de gas natural en su área de servicio, (iii) índices de inflación sustancialmente más bajos que los experimentados en la Argentina durante 2002, (iv) un aumento de tarifas razonablemente inmediato y significativo y otros aumentos posteriores, a una tasa que supere la tasa de inflación en la Argentina, (v) que no se produzca un deterioro sustancial en los niveles de capital de trabajo de la Compañía respecto de los existentes al realizarse la Reestructuración, y (vi) que la Compañía realice inversiones en bienes de capital a niveles que estén considerablemente por debajo de los niveles históricos en términos del Dólar. Si no ocurriera cualquiera de estos presupuestos, si tuvieran lugar hechos imprevistos que afectaran sustancial y adversamente las operaciones de la Compañía o si existieran restricciones sobre la capacidad de la Compañía de transferir fondos al exterior, la Compañía no podrá efectuar pagos de intereses o capital adeudados sobre las Obligaciones Negociables de Canje. Deberán tener en cuenta que una inversión en las Obligaciones Negociables de Canje implica un alto grado de riesgo.

Es posible que la Compañía no pueda refinanciar las cuotas de capital de sus Obligaciones Negociables de Canje a su vencimiento.

Si la Compañía no generara suficientes fondos para amortizar una o más cuotas de capital de sus Obligaciones Negociables de Canje a su vencimiento, podrá intentar refinanciar tales montos con bancos o en el mercado de capitales. La imposibilidad de la Compañía de refinanciar estos montos de capital podría significar que no cumplirá con su obligación de pagar dichas cuotas. Esta imposibilidad podría resultar, entre otras causas, de la situación financiera o los resultados de las operaciones de la Compañía en ese momento existentes o previstos o de la imposibilidad de la Compañía por cualquier motivo (incluyendo motivos relacionados con las emisoras argentinas en general) de emitir títulos de deuda u obtener de otra forma crédito de los bancos o en el mercado de capitales.

Si la Compañía incurriera en altos niveles de endeudamiento durante el Período Intermedio, afectará adversamente su capacidad de efectuar pagos de capital e intereses sobre las Obligaciones Negociables de Canje.

Los compromisos contraídos en el APE no limitarán la capacidad de la Compañía de incurrir en endeudamiento durante el Período Intermedio. A pesar de que la Compañía no tiene intención de incurrir en endeudamiento durante ese período, si lo hiciera, dicho endeudamiento tendría igual prioridad de pago que las Obligaciones Negociables de Canje y no estaría prohibido por los términos de las Obligaciones Negociables de Canje ni daría lugar a un Supuesto de Incumplimiento, según se define en el título "Descripción de las Obligaciones Negociables de Canje – Supuestos de Incumplimiento". Si la Compañía incurriera en altos niveles de endeudamiento durante el Período Intermedio, su capacidad de efectuar pagos de capital e intereses a vuestro favor de las Obligaciones Negociables de Canje podría verse sustancial y adversamente afectada.

Es posible que los acreedores de la Compañía no puedan ejecutar sus créditos contra la Compañía en la Argentina.

La Compañía es una sociedad anónima constituida según las leyes de la Argentina. La totalidad o parte sustancial de los activos de la Compañía se encuentra ubicada en la Argentina.

Según la ley argentina, las sentencias extranjeras se ejecutan si se reúnen los requisitos de los Artículos 517 a 519 del Código de Procedimiento Civil y Comercial de la Nación. Las sentencias extranjeras no pueden violar los principios de orden público de la ley argentina, según determinen los tribunales argentinos. Es posible que un tribunal argentino considere la ejecución de sentencias extranjeras que ordenen a la Compañía efectuar un pago en una moneda extranjera fuera de la Argentina contrario al orden público argentino si en ese momento existieran restricciones legales que prohibieran a los deudores argentinos transferir moneda extranjera fuera de la Argentina.

Según la ley argentina, un juez argentino no ordenará un embargo preventivo ni ejecutorio respecto de bienes ubicados en la Argentina que determine afectados a la prestación de un servicio público esencial. Una porción significativa de los activos de la Compañía podrá ser considerado por los tribunales argentinos como afectados a la prestación de un servicio público esencial. Si un tribunal argentino realizara una determinación en tal sentido respecto de cualquiera de los bienes de la Compañía, salvo que el Gobierno Nacional dispusiera la desafectación de tales activos, dichos bienes no estarían sujetos a embargo, ejecución u otro proceso legal en tanto dicha determinación se mantenga vigente y la capacidad de cualquiera de los acreedores de ejecutar una sentencia contra tales bienes podrá verse seriamente afectada.

Un tenedor estadounidense deberá reconocer ganancias o pérdidas a los efectos del impuesto federal a las ganancias estadounidense en las Opciones de Canje y en la Opción de Compra en Efectivo, pudiendo una o ambas series de las Obligaciones Negociables de Canje tener un significativo descuento de emisión original a tales efectos.

Un tenedor estadounidense, según se define en el título “Tratamiento del Impuesto Federal a las Ganancias Estadounidense", de la Deuda Existente en general deberá reconocer eventuales ganancias o pérdidas sujetas al pago del impuesto federal a las ganancias estadounidenses en el canje de la Deuda Existente por Obligaciones Negociables de Canje según la Opción de Canje y sobre la venta de la Deuda Existente por dinero en efectivo según la Opción de Compra en Efectivo.

La Compañía estima que las Obligaciones Negociables de Canje serán tratadas como emitidas con “descuento de emisión original” a los efectos del impuesto federal a las ganancias de Estados Unidos. Si cualquier serie de las Obligaciones Negociables de Canje fuera tratada como negociada en un mercado establecido según las regulaciones del Tesoro de Estados Unidos durante el período de 60 días que finaliza a los 30 días de la Fecha de Emisión correspondiente, el monto de descuento de emisión original podría ser sustancialmente superior a los intereses establecidos sobre tales Obligaciones Negociables de Canje. Un tenedor estadounidense de Obligaciones Negociables de Canje estará en general sujeto a pagar impuestos sobre montos que representen descuento de emisión original al devengarse, antes del cobro de efectivo atribuible a tal descuento. No resulta enteramente clara la forma precisa de computar y devengar el descuento de emisión original sobre las Obligaciones Negociables de Canje. Desde un punto de vista, un tenedor estadounidense podrá computar y devengar el descuento de emisión original utilizando una serie especial de normas sobre el impuesto federal a las ganancias estadounidense aplicables a instrumentos con pagos de capital sujetos a la caducidad de plazos y asumiendo ciertas precancelaciones. Alternativamente, un tenedor estadounidense podrá verse obligado a computar y devengar descuento de emisión original sobre las Obligaciones Negociables de Canje según las disposiciones especiales de las regulaciones del Tesoro de Estados Unidos para instrumentos de deuda de pago contingente. Estas disposiciones exigirían a un tenedor estadounidense informar ingresos sobre las Obligaciones Negociables de Canje en base a pagos proyectados, siendo habituales posteriores ajustes, y una ganancia o pérdida sobre la venta u otra enajenación de las Obligaciones Negociables de Canje, sujeto a ciertas limitaciones.

En caso de que una o ambas series de las Obligaciones Negociables de Canje no fueran tratadas como negociadas en un mercado establecido dentro del período prescripto y contemplaran adecuados intereses establecidos según las regulaciones del Tesoro de Estados Unidos, los tenedores estadounidenses de dichas Obligaciones Negociables de Canje deberán computar en general o ganancia o pérdida imponible sobre el canje considerando como monto realizado el capital establecido de dicha serie de Obligaciones Negociables de Canje recibidas en el canje, sin perjuicio de que el valor de mercado de tales Obligaciones Negociables de Canje pudiera ser significativamente diferente de su monto de capital establecido. Si una serie de las Obligaciones Negociables de Canje no fuera considerada negociada en un mercado establecido dentro del período prescripto y no contemplara adecuados intereses establecidos según prescriben las regulaciones del Tesoro estadounidense, tales Obligaciones Negociables de Canje tendrán un precio de emisión determinado sumando los valores presentes de todos los pagos adeudados sobre dichas Obligaciones Negociables de Canje utilizando una tasa de descuento igual a la “tasa parámetro” de intereses, según determina las regulaciones del Tesoro estadounidense. En este caso, los tenedores estadounidenses de Obligaciones Negociables de Canje de dicha serie estarían obligados a computar y devengar cualquier descuento de emisión original sobre dichas Obligaciones Negociables de Canje en virtud de cualquiera de las normas sobre impuesto federal a las ganancias estadounidense para instrumentos sujetos a precancelación antes mencionadas o una variación de las normas sobre deuda de pago contingente antes detalladas.

Para obtener mayor información sobre el tratamiento del impuesto federal a las ganancias estadounidense para los tenedores estadounidenses de Deuda Existente que canjeen la Deuda Existente por Obligaciones Negociables de Canje según la Opción de Canje o que vendan la Deuda Existente por dinero en efectivo según la Opción de Compra en Efectivo, véase “"Tratamiento del Impuesto Federal a las Ganancias Estadounidense".

Las Obligaciones Negociables de Canje son títulos de circulación restringida según las leyes federales de títulos valores de los Estados Unidos.

Las Obligaciones Negociables de Canje no han sido registradas según la Securities Act ni según las leyes de títulos valores vigentes en ningún estado, ni la Compañía tiene intención ni proyecta hacerlo. En consecuencia, las Obligaciones Negociables de Canje no podrán ser transferidas ni vendidas en una operación que no sea registrada o que esté exenta de los requisitos de registro de la Securities Act y las leyes aplicables de títulos valores de los estados. Véase “Restricciones a la Transferencia”.

Las Obligaciones Negociables de Canje podrán ser negociadas en un mercado limitado y restringido o no estar sujetas a negociación.

Las Obligaciones Negociables Existentes cotizan en la BCBA, y desde el 26 de marzo de 2002 su negociación se lleva a cabo en rueda reducida como resultado de la suspensión de pagos de la deuda financiera de la Compañía. La Bolsa de Valores de Luxemburgo ha retirado de la cotización a las Obligaciones Negociables Serie A Existentes y las Obligaciones Negociables Serie B Existentes. Luego de la Fecha de Emisión inicial, la Compañía prevé que las Obligaciones Negociables Serie 1 con Oferta Pública y las Obligaciones Negociables Serie 2 con Oferta Pública en Bolsa negociarán regularmente en la BCBA. No obstante, aun si las Obligaciones Negociables Serie 1 con Oferta Pública y las Obligaciones Negociables Serie 2 con Oferta Pública en Bolsa estuvieran autorizadas a cotizar regularmente en la BCBA, no puede garantizarse el futuro desarrollo de un mercado para estos títulos. Asimismo, las Obligaciones Negociables Serie 1 sin Oferta Pública y las Obligaciones Negociables Serie 2 sin Oferta Pública en Bolsa no cotizan en ningún mercado de valores, no pudiendo garantizarse el futuro desarrollo de un mercado para las Obligaciones Negociables Serie 1 sin Oferta Pública o las Obligaciones Negociables Serie 2 sin Oferta Pública en Bolsa o la capacidad de los tenedores de las Obligaciones Negociables de Canje de vender, o los eventuales precios a los que los tenedores podrán vender sus Obligaciones Negociables de Canje. Las Obligaciones Negociables de Canje podrían negociarse a precios que podrán ser superiores o inferiores a los de la Deuda Existente, dependiendo de muchos factores, entre los cuales una gran cantidad se encuentran fuera del control de la Compañía. Más aún, la liquidez y los mercados de negociación de las Obligaciones Negociables de Canje podrán verse seriamente afectados por variaciones de las tasas de interés y caídas y volatilidad en los mercados de títulos valores similares y en la economía general de Argentina, así como por cambios en la situación financiera o los resultados de las operaciones de la Compañía.

Las Obligaciones Negociables con Oferta Pública y las Obligaciones Negociables sin Oferta Pública no serán fungibles entre sí, lo que podrá afectar la liquidez del mercado de negociación de las Obligaciones Negociables de Canje de cada serie.

Cada serie de Obligaciones Negociables con Oferta Pública no será fungible con su correspondiente serie de Obligaciones Negociables sin Oferta Pública. En consecuencia, la liquidez de las Obligaciones Negociables de Canje, en particular, de las Obligaciones Negociables sin Oferta Pública, podrá ser limitada.

Los tenedores de Obligaciones Negociables Existentes de la Compañía que las presenten en la Reestructuración no podrán negociarlas, lo que reducirá su liquidez.

Los tenedores de Obligaciones Negociables Existentes de la Compañía que participen en la Reestructuración presentando una Carta de Transferencia y presentando dichas Obligaciones Negociables, acordarán no vender, prendar con o sin registro ni de ninguna otra forma gravar o transferir dichas Obligaciones Negociables Existentes ni ningún interés en ellas hasta finalizada la Reestructuración. Más aún, una vez que un tenedor de Obligaciones Negociables Existentes hubiera presentado una Carta de Transferencia respecto de Obligaciones Negociables Existentes, tales Obligaciones Negociables Existentes quedarán “bloqueadas” para su negociación. Como resultado, dicho tenedor no podrá negociarlas salvo en caso de extinción de la Reestructuración. Como resultado de lo precedente, la liquidez de las Obligaciones Negociables Existentes quedará reducida.

Factores de riesgo relacionados con el Accionista Controlante

El accionista controlante de la Compañía, cuyos intereses podrán ser contrarios a los intereses de los tenedores de las Obligaciones Negociables de Canje de la Compañía, controla el 70% de sus acciones y continuará controlando a la mayoría de su paquete accionario luego de la Reestructuración.

Gas Argentino es titular de la totalidad de las acciones ordinarias clase A de la Compañía, de valor nominal un Peso por acción (las "Acciones Clase A") (representativas del 51% de su capital social) y del 49% de sus acciones ordinarias Clase B de valor nominal un Peso por acción (las "Acciones Clase B") (representativas del 19% de su capital social). Gas Argentino tiene la facultad de determinar el resultado de sustancialmente la totalidad de los asuntos a ser considerados y resueltos por el voto de sus accionistas y de elegir a la mayoría de los miembros de su Directorio y a la mayoría de los miembros de su Comisión Fiscalizadora. Así también, según los estatutos de la Compañía (los “Estatutos”), los accionistas Clase A gozan de la facultad de elegir a dos de los tres miembros de su Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, los demás accionistas de la Compañía no pueden afectar el resultado del voto de ningún accionista, incluida la elección de su Directorio.

Actualmente, ciertos miembros del directorio de la Compañía son también directores y funcionarios de Gas Argentino. A pesar de que la ley argentina impide a los directores votar cuestiones en las que exista conflicto de intereses, no puede asegurarse que sus directores y funcionarios también directores y funcionarios de Gas Argentino no se vean enfrentados con conflictos de intereses.

La Compañía ha participado y continuará participando en operaciones con los accionistas de Gas Argentino, British Gas International e YPF Inversora y con sus sociedades vinculadas. La Compañía ha celebrado contratos de abastecimiento de gas con YPF Inversora y contratos de gerenciamiento y asistencia técnica con sociedades vinculadas de British Gas International. Ciertas decisiones sobre las operaciones o estructura financiera de la Compañía podrán presentar conflictos de intereses entre Gas Argentino, como titular mayoritario del capital social de la Compañía y como una parte cuyos accionistas tienen participaciones en estos contratos con partes relacionadas, por un lado, y los tenedores de las Obligaciones Negociables de Canje, por el otro.

Los términos del convenio de accionistas entre British Gas International e YPF Inversora, los únicos accionistas del accionista controlante de la Compañía, Gas Argentino, podrán ser contrarios a los intereses de los tenedores de las Obligaciones Negociables de Canje de la Compañía.

Los términos del convenio de accionistas celebrado el 25 de marzo de 2003 entre British Gas International e YPF Inversora, los únicos accionistas de Gas Argentino, una entidad constituida con el único propósito de mantener acciones de la Compañía (el “convenio de accionistas”), disponen la designación de ocho de los nueve miembros del directorio de la Compañía, requieren que dichos directores voten únicamente de acuerdo con instrucciones impartidas por el directorio de Gas Argentino y prohíbe que dichos directores voten en ausencia de tales instrucciones. En diciembre de 2003, la cantidad de directores de la Compañía fue aumentada a 11, y Gas Argentino goza del derecho de designar a siete de ellos. El convenio de accionistas dispone asimismo, sujeto a la ley aplicable y las obligaciones del servicio de deuda de Gas Argentino, la maximización del pago de dividendos por parte de Gas Argentino a sus accionistas. Los ingresos de Gas Argentino se derivan únicamente del pago de dividendos por parte de la Compañía. Ciertos miembros del directorio de la Compañía podrán verse enfrentados con conflictos de intereses entre sus obligaciones con Gas Argentino, por un lado, y los tenedores de las Obligaciones Negociables de Canje de la Compañía, por el otro.

El accionista controlante de la Compañía, Gas Argentino, no ha pagado su deuda pendiente. Si como resultado de tal incumplimiento, Gas Argentino fuera declarada en quiebra o sus acreedores ejecutaran su único activo de forma tal que sus Acciones Clase A en MetroGAS fueran transferidas a un tercero y dicha transferencia no fuera aprobada por el ENARGAS, la Licencia de la Compañía podrá revocarse.

Según las condiciones del Pliego y a partir del 9 de febrero de 1999, Gas Argentino goza del derecho de disponer libremente de sus Acciones Clase B pero está obligada a mantener sus Acciones Clase A durante el término de la Licencia de la Compañía salvo que el ENARGAS la autorizara a lo contrario según lo detallado a continuación. Desde el 28 de diciembre de 1995, el ENARGAS ha gozado del derecho a consentir la transferencia por parte de Gas Argentino de sus Acciones Clase A en la Compañía a un cesionario que será titular de todas las Acciones Clase A de la Compañía (i) si la calidad del servicio prestado por la Compañía no se viera afectada por la transferencia y (ii) si se realizara según una operación en la que el Contrato de Asistencia Técnica o un nuevo contrato aprobado por el ENARGAS estuviera vigente. Las restricciones mencionadas rigen en caso de dilución de las tenencias accionarias de Gas Argentino en la Compañía en virtud de la emisión de acciones o por otros medios.

Al 31 de diciembre de 2005, Gas Argentino contaba con una deuda financiera de aproximadamente U$S 83,7 millones, incluyendo intereses devengados. Gas Argentino ha informado a la Compañía que se encuentra negociando con los tenedores de la totalidad de su deuda financiera para cancelar todas las obligaciones relacionadas a cambio de la emisión a favor de dichos tenedores de una participación minoritaria de acciones ordinarias de Gas Argentino y la transferencia a tales tenedores de la totalidad de sus Acciones Clase B de propiedad de Gas Argentino, sujeto, entre otros actos, a (i) la aprobación del ENARGAS y (ii) la consulta, y de ser necesario, aprobación de la CNDC. La transferencia de estas acciones podría resultar en un cambio de control de la Compañía. Asimismo, Gas Argentino prevé que sus accionistas deban firmar un nuevo convenio de accionistas con los nuevos tenedores de sus acciones ordinarias en términos que podrán ser sustancialmente diferentes a los del convenio de accionistas existente entre los accionistas de Gas Argentino, y podría requerirse el consentimiento de los nuevos accionistas respecto de una cantidad de acciones que Gas Argentino y la Compañía se proponen llevar a cabo. Véase “Ciertos Contratos — Convenio de Accionistas de Gas Argentino”.

Si, como resultado de su incumplimiento de pago de su deuda vigente, Gas Argentino fuera declarada en quiebra o los acreedores de Gas Argentino ejecutaran su único activo (las Acciones Clase A y las Acciones Clase B de la Compañía) de forma tal que las Acciones Clase A de la Compañía fueran transferidas a un tercero y dicha transferencia no fuera aprobada por el ENARGAS, la Licencia de la Compañía podrá ser revocada. La Compañía no puede asegurar que el ENARGAS aprobará dicha transferencia.

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

Historia y desarrollo de la emisora.

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 N° 24.076 (la "Ley del Gas"), promulgada en junio de 1992 y reglamentada a través de los Decretos Nº 1738/92 y Nº 1189/92. La Ley del Gas establece una nueva estructura industrial para el transporte y distribución de gas natural en la Argentina. Las funciones integradas 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%. 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 o en transacciones privadas, como la venta privada del resto de las acciones clase B en 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.

MetroGAS S.A. es una sociedad anónima constituida en Buenos Aires con fecha 24 de noviembre de 1992 e inscripta en el Registro Público de Comercio el 1 de diciembre de 1992 bajo el número 11.670, libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas. La sede social se encuentra establecida en la calle Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, (1267) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, teléfono: (5411) 4309-1010, fax: (5411) 4309-1025, Website: www.metrogas.com.ar.

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.

El consorcio (el "Consorcio") formado por British Gas plc., ("British Gas"), Perez Companc, Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. ("Astra") e Invertrad S.A. ("Invertrad"), 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. El 20 de enero de 1993, Invertrad cedió su participación en el Consorcio Argentina Private Development Trust Co. Ltd. ("APDT"), ahora denominado Argentina Private Development Co. Ltd. ("APDC"). El 12 de noviembre de 1993, British Gas plc. transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a British Gas Netherlands Holding ("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 transfirió su participación en Gas Argentino a BGNH, Astra y APDC, 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$S 62,0 millones a ser desembolsado en efectivo a la Fecha de Toma de Posesión correspondiente a diversos pasivos de GdE en favor del Gobierno Nacional. Luego de varias ruedas de ofertas, el Consorcio resultó ganador ofertando U$S 300,0 millones más el monto obligatorio de U$S 62,0 millones. Como resultado, el precio ofertado por la participación mayoritaria del 70% en MetroGAS totalizó la suma de U$S 362,0 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 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$S 110,0 millones; este monto estaba conformado por deudas a favor del Gobierno Nacional en la suma de U$S 60,0 millones y a favor de YPF por U$S 50,0 millones. Asimismo, MetroGAS libró tres pagarés de corto plazo por un monto total aproximado de U$S 26,0 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$S 60,0 millones de su deuda con el Gobierno Nacional, la deuda por U$S 40,0 millones con YPF y los tres pagarés de aproximadamente U$S 26,0 millones. Asimismo, el Contrato de Transferencia dispuso que MetroGAS actuara como agente de cobro en relación con determinados créditos vencidos adeudados a GdE. Al respecto, la Sociedad debió efectuar una precancelación no reembolsable de U$S 23,8 millones, la que representó un pago mínimo a ser percibido por GdE a cuenta de deudas vencidas.

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.

Descripción del negocio

Antecedentes Históricos. La Industria del Gas

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.

Los activos del servicio de distribución de GdE fueron divididos en nueve 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% de las entregas del mercado de gas argentino en 2004, 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 18,4% de las entregas del mercado en 2004, 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 constituía aproximadamente el 13,2% del mercado argentino en 2004. Gas Natural BAN, es la cuarta más grande en términos de entrega de gas de las sociedades distribuidoras, cubre norte y oeste del gran Buenos Aires y tenía aproximadamente el 11,3% de las entregas de gas del mercado argentino en 2004. 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, Gasnea S.A., 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$S 0,97 por MMBTU en boca de pozo, que era el precio regulado desde 1991. De conformidad con la Ley del Gas, los precios del gas fueron desregulados a partir del 1º de enero de 1994. A partir de la desregulación, los precios promedio del gas pagado por la Sociedad han subido. Estos precios pueden variar dependiendo de factores tales como la cuenca productora y la estación del año.

Oferta y Demanda de Gas Natural

Consumo y Demanda de Gas Natural

Las reservas de gas natural internacionales 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 Ministerio 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 respecto de los niveles de 1996, previéndose que casi la mitad de este aumento de la demanda será cubierta por el gas natural.

La Argentina cuenta con un mercado de gas natural altamente desarrollado, dentro del cual el gas constituye aproximadamente el 48% 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 34,6 BMC (1.222 BPC) en 2005. Dicho aumento refleja la sustitución de fuentes de energía por parte del consumidor final, los bajos precios respecto de las fuentes competitivas y un aumento en la capacidad de los gasoductos. Asimismo, el gas natural ha experimentado un importante aumento en su participación en el mercado energético 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 comparación con otros países, la Compañía entiende que existen oportunidades de mercados adicionales en el país y que la demanda de gas natural aumentará junto con el crecimiento de la economía argentina.

El siguiente cuadro muestra el consumo total de gas natural en la Argentina por tipo de cliente para los años calendario indicados:

Consumo de Gas Natural


	1990	1995(b)	2000(b)	2001(b)	2002 (b)	2003 (b)	2004 (b)	2005 (b)
Residencial
MMMC	4.346	5.756	6.967	6.717	6.656	6.862	6.910	7.431
BPC	153	203	246	237	235	242	244	262
Comercial
MMMC	521	948	1.053	1.008	987	1.021	1.119	1.109
BPC	18	33	37	36	35	36	40	39
Industrial
MMMC	6.114	7.658	8.055	7.477	7.684	8.337	8.771	9.169
BPC	216	270	284	264	271	294	310	324
Centrales Eléctricas
MMMC	5.319	5.549	7.141	6.034	4.827	5.910	7.199	7.213
BPC	188	196	252	213	170	209	254	255
Entidades Públicas
MMMC	1.054	224	340	352	353	389	369	403
BPC	37	8	12	12	12	14	13	14
GNC(a)
MMMC	218	1.007	1.677	1.851	2.040	2.640	3.044	3.167
BPC	8	36	59	65	72	93	108	112
Otros
MMMC	207	241	293	291	328	367	405	454
BPC	7	9	10	10	12	13	14	16
Total
MMMC	17.779	21.382	25.526	23.730	22.876	25.527	27.817	28.946
BPC	627	755	901	838	808	901	982	1.022

______

Notas:

Principalmente utilizado para automóviles.
El consumo estimado total para 1995, 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 es más alto comparado con el consumo de tales años que se incluyen en el cuadro dado que incluye consumos no enumerados en el cuadro, como entregas de gas realizadas por las empresas de transporte, gas entregado en reemplazo del valor calorífico del gas utilizado en el procesamiento de la planta General Cerri y previsiones no monetarias.

Fuentes: Anuario de la Secretaria de Energía de la República Argentina 1992; Anuario de Gas del Estado de 1985 y 1991. Las cifras correspondientes a 1995, 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 y 2005 fueron obtenidas de información proporcionada por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y el ENARGAS.

Oferta

En 2004, la Argentina contaba con reservas de gas natural comprobadas por aproximadamente 553.427 MMMC, con una vida útil estimada de 11 años. En 2003, dichas reservas estaban calculadas en 612.496 MMMC, con una vida útil estimada de 12 años. La mayoría de estas reservas fueron descubiertas como consecuencia de trabajos de exploración de petróleo. La producción nacional total de gas natural fue de 51.454 MMMC en 2005, 52.310 MMMC en 2004 y 50.599 MMMC en 2003. 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 natural se concentra en cinco cuencas: Noroeste, en el norte de la Argentina, Neuquén y Cuyana, en el centro oeste de Argentina, y Golfo San Jorge y Austral en el sur del país (que incluye yacimientos en el continente y en el mar). Las principales cuencas productoras de gas natural son la Noroeste, Neuquén y Austral, las cuales en conjunto contienen aproximadamente el 93,3% de las reservas de gas natural comprobadas del país, representando un total de aproximadamente el 91,5% de la producción nacional de gas natural de 2005. En ciertas cuencas, la disponibilidad de gas natural se encuentra limitada por restricciones de producción, transporte y procesamiento. TGS transporta gas natural desde la cuenca Neuquén, la cuenca Noroeste y Golfo San Jorge y Austral. El gas natural transportado por TGN es extraído de la cuenca Neuquén, de la cuenta Noroeste y de las cuencas de gas natural de Bolivia. Ni TGS ni TGN están conectadas directamente a la cuenca de gas Cuyana. Del gas natural comprado por la Compañía durante 2005, aproximadamente el 62% se originó en la cuenca Neuquén y el 38% restante en las cuencas Austral y Golfo San Jorge.

El cuadro que figura a continuación expone la ubicación de las principales cuencas productoras de gas natural que abastecen el mercado de gas natural en la Argentina.

Cuencas Productoras de Gas


Cuenca	Ubicación por Provincia	Reservas de Gas Comprobadas (a)		Producción			Vida Util Estimada de la Reserva (b)
		(MMMC)	(BPC)	(MMMC)	(BPC)	(años)
Neuquén	Neuquén. Río Negro. La Pampa. Mendoza (centro oeste)	286.670	10.124	30.420	1.074	9
Noroeste	Salta. Jujuy. Formosa (noroeste)	97.928	3.458	7.107	251	14
Austral	Tierra del Fuego. Santa Cruz (sur)	131.626	4.648	9.573	338	14
Golfo San Jorge	Chubut. Santa Cruz (sur)	36.741	1.298	4.290	151	9
Otras Areas		462	16	64	2	7
Total		553.427	19.544	51.454	1.817	11

_____

Notas:

Existen numerosas dudas inherentes a la estimación de las cantidades de reservas comprobadas y en las proyecciones de futuros índices de producción. La información en cuanto a la reserva consignada en el presente sólo refleja estimaciones. La estimación técnica de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones subterráneas de crudo y gas natural que no se pueden cuantificar exactamente, y la precisión de cualquier estimación de reservas es una 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.
Además de las incertidumbres inherentes a las cantidades estimadas de reservas comprobadas, la vida útil estimada 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 Nacional Total. La producción nacional total de gas natural durante 2005 fue de aproximadamente 51.454 MMMC. Al 31 de diciembre de 2004, el total de reservas comprobadas de gas natural de Argentina era de 553.427 MMMC.

Cuenca Neuquén. Es la cuenca más grande de la Argentina, con un área de superficie explotable de más de 100.000 km2, y es una de las principales fuentes de abastecimiento de la Compañía. Al 31 de diciembre de 2004, la cuenca Neuquén representaba aproximadamente el 51,8% de la reservas de gas natural comprobadas de la Argentina. Está ubicada en la zona centro-oeste del país, estratégica posición respecto de Buenos Aires, el principal mercado de gas natural de Argentina. En 2005, la Cuenca Neuquén produjo un promedio total de 83,3 MMMC de gas natural por día, o sea el 59,1% de la producción nacional total.

Cuenca Noroeste. En 2005, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 19,5 MMMC de gas natural por día, o el 13,8% de la producción nacional total de gas natural, y al 31 de diciembre de 2004, representaba aproximadamente el 17,7% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina.

Cuencas Austral y Golfo San Jorge. En 2005, las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina, produjeron un promedio de 38,0 MMMC de gas natural por día, el 26,9% de la producción de gas natural total del país. En la cuenca Austral, que al 31 de diciembre de 2004 representaba aproximadamente el 30,4% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina, 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.

Panorama de Negocios

Descripción General

La Compañía es la principal distribuidora de gas natural de Argentina (en cuanto a cantidad de clientes y volumen de entregas de gas), con aproximadamente el 26% de las entregas totales de todas las distribuidoras de gas en Argentina durante 2005, de acuerdo con la última información disponible suministrada por el ENARGAS (diciembre de 2004). La Compañía cuenta con aproximadamente 1,9 millones de clientes dentro de su área de servicio (Ciudad de Buenos Aires y sur y este del Gran Buenos Aires), un área densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustible alternativo y clientes industriales y comerciales de gas natural. La Compañía es una de las nueve distribuidoras de gas natural constituidas luego de la privatización de Gas del Estado y comenzó sus operaciones comerciales en diciembre de 1992. La Compañía es una de las principales empresas distribuidoras de gas natural que cotiza en bolsa, en términos de cobertura de clientes, de América del Norte y del Sur.

Durante 2005, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente un 42,4% de las ventas netas, mientras que las ventas de gas y de servicios de transporte y distribución a clientes industriales y comerciales y entidades gubernamentales totalizaron aproximadamente el 21,2% de las ventas netas de la Compañía. El remanente de las ventas de gas natural y servicios de transporte y distribución de la Compañía fueron destinadas a centrales eléctricas y proveedores y comercializadores de gas natural comprimido (“GNC”) utilizado como combustible para vehículos.

La red de distribución de la Compañía al 31 de diciembre de 2005 está conformada por aproximadamente 15.938 Km. de cañeríasde distribución principales y de servicio. La Compañía adquiere el gas natural principalmente a los productores ubicados en el sur y oeste de Argentina. El gas adquirido por la Compañía es transportado a través de dos sistemas de gasoductos troncales operados uno por TGS y el otro por TGN.

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

Estrategia de Negocios

Después de la crisis de principios de 2002, la Compañía redefinió su estrategia centralizándola en los riesgos de corto plazo y las respuestas a los desafíos que se le fueron presentando. Desde entonces, esta estrategia de corto plazo ha apuntado a trabajar con el Gobierno Nacional para acelerar las decisiones y obtener aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones, el mantenimiento de los parámetros de seguridad y calidad y la cobertura de la amortización de su deuda.

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

Estricta administración del flujo de fondos para adaptar sus egresos financieros a los fondos disponibles;
Reducción de las inversiones en bienes de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar con ello la posibilidad en el corto plazo de la Compañía de atender a sus clientes en forma segura u operar su red de acuerdo con adecuados parámetros de calidad y medio ambiente;
Estricto control de todos los pedidos de ajuste de precios por parte de proveedores y las prórrogas requeridas de plazos de pago;
Suspensión de los pagos de capital e intereses a acreedores financieros, excepto por dos pagos parciales de intereses en julio y noviembre de 2002
Reducción de los programas de capacitación de personal;
Preparación de un listado detallado de las obligaciones contractuales a pagar y a cobrar de la Compañía con el objeto de evaluar su nivel de exposición legal, económica y financiera y determinar el plan de acción para los contratos de renegociación y ajustes considerando las perspectivas de la Compañía;
Obtención de cualquier asesoramiento impositivo necesario para atender de la mejor manera posible los déficit impositivos anteriores y futuros; y
Contratación de asesores financieros internacionales para desarrollar un plan integral tendiente a reestructurar toda la deuda financiera de la Compañía.

Antes del inicio de la crisis económica argentina y con el objeto de lograr sus objetivos, la Compañía había implementado una estrategia que incluía inversiones en bienes de capital y otras medidas diseñadas para (a) prestar un servicio permanente de alta calidad a sus clientes; (b) asegurar el crecimiento sostenido de los dividendos; (c) lograr una reducción significativa de los gastos operativos; (d) implementar una estrategia de mercado basada más estrictamente en el análisis de mercado; (e) mejorar el uso de la capacidad de transporte actual de la Compañía y convertirse en un participante clave en el mercado de capacidad de transporte; (f) desarrollar más ampliamente el mercado de GNC; (g) continuar preservando el medio ambiente; (h) desarrollar los recursos humanos de la Compañía; y (i) generar una cultura organizativa basada en la excelencia.

Forzada por la exposición a los riesgos y circunstancias descriptas en "Factores de Riesgo", la estrategia de largo plazo de la Compañía consiste en mantener y mejorar su posición dentro del mercado energético en Argentina. La Compañía continúa siendo un participante activo dentro del mercado energético local, concentrándose en prestar un servicio eficiente y confiable de gas natural a sus clientes y continuar siendo la prestadora de servicios de distribución de gas natural y productos relacionados más innovadora del país.

Desde que la Compañía comenzó sus operaciones, su dirección se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorar la eficiencia operativa, reducir la cantidad de cuentas vencidas y mejorar la recaudación. En febrero de 1993, se implementó un programa de retiro voluntario que resultó en el retiro de un total de 1.268 empleados para el 31 de diciembre de 1997. El 31 de diciembre de 2005, la Compañía contaba con 1.001 empleados, comparados con los 2.021 existentes al 31 de diciembre de 1992. Asimismo, la Compañía logró eficiencia operativa mediante la renegociación de contratos de servicio con proveedores independientes y la contratación de ciertos servicios anteriormente prestados por la Compañía.

Ingresos

El cuadro siguiente incluye cierta información relativa a los servicios prestados por la Compañía a sus clientes durante 2005.

Información correspondiente a Servicios a los Clientes durante 2005


	Volumen	Volumen	Porcentaje de	Ventas (en millones)	Porcentaje de	Cantidad de
Categoría de Clientes	(MMMC)	(MMPC)	Volumen(a)	de Pesos	Ventas	Clientes (b)
Ventas de Gas
Clientes Residenciales	1.792,2	63.292,1	22,7	378,3	42,4	1.945.890
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	844,6	29.826,0	10,7	137,2	15,4	76.673
Gas Natural Comprimido	712,4	25.159,1	9,0	117,3	13,1	311
Procesamiento de Gas Natural	139,9	4.941,8	1,8	20,0	2,2	1
Centrales Eléctricas	988,2	34.896,7	12,5	115,0	12,9	2
Servicio de Transporte y Distribución
Centrales Eléctricas	2.783,8	98.306,7	35,3	70,9	8,0	8
Clientes Industriales, Comercios y Entidades Públicas	635,1	22.428,8	8,0	51,9	5,8	99
Comisiones por venta por cuenta y orden de terceros	--	--	--	1,4	0,1
Total	7.896,2	278.851,2	100,0	892,0	100,0	2.022.984

______

Notas:

Porcentajes de la totalidad del gas entregado.
Algunos de nuestros clientes cuentan con varias plantas. Como consecuencia, la cantidad de instalaciones a las cuales abastece la Compañía es mayor que la cantidad de clientes.

La siguiente es una descripción breve sobre las categorías principales de consumidores de la Compañía y las clases de servicio que más comúnmente se presta cada categoría.

Consumo Residencial

La Compañía suministra el servicio a aproximadamente 1,9 millones de clientes residenciales dentro de su área de servicio, de los cuales aproximadamente el 65% se encuentran en la Ciudad de Buenos Aires. En 2005, las ventas netas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 22,7% del volumen de gas natural que la Compañía entregó a sus clientes y aproximadamente el 42,4% de sus ventas netas, mientras que durante 2004, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 21,3% y el 46,8% del volumen de gas natural entregado y ventas netas, respectivamente. El cuadro tarifario está estructurado de tal modo que los clientes residenciales pagan una tarifa superior por unidad de consumo que otros grupos debido al factor de carga más bajo y a los costos operativos más altos relacionados con estos clientes. De acuerdo con la Licencia, se requiere que la Compañía suministre servicio ininterrumpible a los clientes residenciales.

El volumen de ventas a clientes residenciales se incrementó de aproximadamente 1,7 BMC en 2004 a aproximadamente 1,8 BMC durante 2005. La Compañía agregó aproximadamente 35.586 y 29.104 nuevos clientes residenciales en 2005 y 2004, respectivamente. Los clientes residenciales reciben Servicio Residencial y pagan la tarifa para esa clase de servicio. No se requieren contratos escritos para la obtención del Servicio Residencial. La tarifa para los clientes residenciales consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo. Conforme al Decreto Nº 181/2004 la tarifa a clientes residenciales se ha dividido en tres categorías, R1, R2 y R3 de acuerdo con el nivel de gas consumido. Las mismas tarifas serán aplicables a los servicios de transporte y distribución de las tres categorías de clientes residenciales hasta la finalización del proceso de renegociación de las tarifas de servicios públicos, en cuyo momento se establecerán distintas tarifas para cada categoría de clientes residenciales sobre la base de su consumo de gas natural.

El 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 415/2004, conforme a la cual los clientes residenciales y comerciales recibirán incentivos o cargos adicionales de acuerdo con su consumo de gas natural. Este programa recompensa a los clientes que hubiesen ahorrado energía e impone cargos adicionales a los que no lo hubiesen hecho. De este modo, los clientes que consuman menos del 90% de la cantidad de gas que usaron durante el mismo período facturado en el año anterior serán recompensados con un descuento del 10 al 12% sobre el costo de su consumo de gas natural anual, mientas que los clientes que utilicen más del 95% del gas que consumieron durante el mismo período facturado en el año anterior pagarán un cargo adicional sobre lo que consuman por encima del porcentaje del 95%. Dicho programa fue suspendido el 15 de septiembre de 2004 hasta el 30 de abril de 2005, conforme lo dispuso la Resolución N° 942/04 de la Secretaría de Energía. Posteriormente, la Resolución 624/2005 de la Secretaría de Energía, publicada el 11 de abril de 2005, reestableció la vigencia del Programa de Uso Racional del Gas Natural, previsto por la mencionada Resolución N° 415 de fecha 28 de abril de 2004. Dependiendo de la categoría a la que pertenezcan, los usuarios que consuman menos del 90% o 95% de la cantidad de gas utilizada durante el mismo período del año anterior, teniendo en cuenta la temperatura promedio de cada período, serán recompensados con 1 metro cúbico por cada metro cúbico ahorrado por debajo de dichos niveles. Los usuarios cuyo consumo se encuentre entre 90% y 105%, dependiendo de la categoría, pagarán un recargo sobre el gas consumido por encima de dichos niveles. El Programa estará en vigencia desde el 15 de abril y hasta el 30 de septiembre de cada año, pudiendo este plazo ser modificado a criterio de la Secretaría de Energía, de acuerdo con la evolución del Programa.

Centrales Eléctricas

Durante 2005, el total de las ventas a centrales eléctricas constituyó el 47,8% del volumen de gas natural que la Compañía suministró a sus clientes y aproximadamente el 20,8% de las ventas netas, comparado con el 50% del volumen de gas natural provisto y el 19,3% de las ventas netas durante 2004. El consumo total de gas natural por parte de las centrales eléctricas en el área de distribución de la Compañía disminuyó de 4,0 BMC en 2004 a 3,8 BMC en 2005. Esta disminución de aproximadamente 6,6% se debió principalmente a un aumento de la generación hidráulica.

Los contratos de la Compañía con las centras eléctricas habitualmente incluyen disposiciones conforme a las cuales la central eléctrica debe pagar la capacidad de transporte reservada, la utilice o no (conocidas como disposiciones ship-or-pay). Estas disposiciones garantizan un ingreso mínimo para la Compañía.

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

Las centrales eléctricas de ciclo combinado contratan el servicio de transporte y distribución en firme con un acuerdo que le permite a la Compañía interrumpir el servicio durante períodos de demanda elevada y capacidad de transporte o suministro de gas insuficiente para asegurar el servicio ininterrumpido a los clientes residenciales. Las centrales eléctricas pagan generalmente tarifas inferiores a las permitidas según la Licencia, en parte teniendo en cuenta la competencia proveniente de las fuentes alternativas de combustible y los riesgos del by-pass.

Las disposiciones de menor margen de los servicios de transporte y distribución a centrales eléctricas durante la primavera y el verano, cuando disminuye la demanda del servicio residencial, cubren una parte de los costos anuales del transporte en firme de la Compañía.

Las centrales eléctricas y los grandes clientes industriales de la Compañía compran el gas directamente a los proveedores . Dicho gas es entregado utilizando la capacidad de transporte en firme e interrumpible de la Compañía y sus servicios de distribución, permitiendo con ello que la Compañía (a) evite incurrir en el costo de compra del gas (y posibles cargos take-or-pay) y (b) cobrar una tarifa a estos clientes, pagando con ello la totalidad o parte del costo de la capacidad de transporte en firme de la Compañía. Estos arreglos también permiten un ahorro evitando (a) el costo de la adquisición del gas que es usado como combustible de compresión, el cual, de conformidad con el marco regulatorio no puede ser trasladado a los clientes, y (b) ciertos impuestos sobre los ingresos brutos determinados sobre las ventas de gas de la Compañía. De conformidad con dichos arreglos, todos estos clientes adquirieron los servicios de distribución y transporte que la Compañía presta.

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 (incluyendo las centrales eléctricas clientes de la Compañía), no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, las precipitaciones y nevadas superiores al promedio, que permiten un despacho relativamente más elevado de las centrales hidroeléctricas tenderá a disminuir el despacho de las centrales eléctricas clientes y su consumo de gas, resultando en una entrega menor a ellas. Por el contrario, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica tal como precipitaciones y nevadas por debajo del promedio que limitan la generación de energía hidroeléctrica, aumentará el despacho de las centrales eléctricas clientes de la Compañía, lo que a su vez la beneficiará. Las precipitaciones y nevadas por debajo del promedio, limitaron la generación de energía hidroeléctrica durante la mayor parte de 2000 resultando en un relativo aumento en la generación de energía térmica y en la demanda de gas por parte de las centrales térmicas. No obstante, en 2001 y 2002, las fuertes precipitaciones y nevadas permitieron un incremento en la generación de energía hidroeléctrica y causaron una reducción sustancial en la generación de energía térmica y en la demanda de gas correspondiente en comparación con 2000. Asimismo, en 2002 la demanda de electricidad disminuyó en comparación con 2001 debido a la crisis económica argentina.

El consumo de electricidad en la Argentina, creció dramáticamente durante 2003, 2004 y 2005. La estabilización parcial de la economía Argentina ayudó a que el consumo de electricidad aumente 8,5% en 2004 comparado con 2003 y 5,9% en 2005 comparado con 2004.

Durante 2005, la disponibilidad de agua para generación de energía eléctrica fue un 13% superior a la correspondiente al año 2004, mientras que tal como se remarcó en el párrafo precedente, el aumento de demanda respecto del 2004 fue del 5,9%: esto implicó que aproximadamente el 80% del aumento de demanda fue absorbido por la generación hidráulica, mientras que el porcentaje restante fue absorbido por una mayor generación térmica. De acuerdo a lo informado por CAMMESA, del consumo de electricidad total durante 2005, aproximadamente el 53% fue generado por centrales térmicas, el 38% fue generado por las centrales hidroeléctricas, el 7% aproximadamente fue generado por centrales nucleares y aproximadamente el 2% se importó.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Durante 2005, las ventas y entregas totales a clientes industriales, comerciales y entidades públicas representaron aproximadamente el 18,7% del volumen total de gas natural vendido y entregado a clientes de la Compañía y aproximadamente el 21,2% de sus ventas netas comparado con el 17,8% aproximadamente del volumen de gas natural vendido y entregado y aproximadamente el 20,1% de las ventas netas de la Compañía en 2004. Los volúmenes entregados a clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentaron el 2,6% durante 2005 comparado con 2004 debido a la estabilización parcial de la economía argentina. Entre los clientes de la Compañía se encuentran importantes industrias fundamentalmente en los segmentos del vidrio, alimentos, química y papel. Algunas de ellas emplean gas natural como materia prima o tienen procesos especializados continuos que dependen de un suministro constante de gas natural para dichos procesos.

Los clientes industriales que consumen por lo menos 10,0 MMC por día, sujetos a disponibilidad de capacidad firme, pueden contratar bajo la categoría de Grandes Clientes Servicio Firme. La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por unidad consumida, un cargo fijo por factura y un cargo por demanda. Los cargos por demanda, le permiten a la Compañía recuperar los cargos por demanda cobrados por las empresas transportadoras por montos específicos de capacidad de transporte firme reservada por la Compañía. A los clientes industriales se les factura mensualmente.

Los clientes industriales más pequeños (“SGP”) que utilizan un mínimo de 1,0 MMC por día pueden contratar la categoría de Servicio General "G". La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por demanda, un cargo por unidad de consumo de una de las dos escalas tarifarias y un cargo fijo por factura.

Los grandes clientes industriales, con un consumo mínimo de 3,0 MMC por año y cuyos procesos operativos son interrumpibles o están en condiciones de reemplazar el gas natural por otra fuente energética, tienen el derecho de optar por el servicio Grandes Clientes Interrumpible. La Compañía, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el servicio conforme a estos contratos. Tales interrupciones generalmente están asociadas a insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas en períodos de demanda pico y se determinan a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles, tales como los clientes residenciales. La Compañía actualmente tiene un programa que combina servicio en firme e interrumpible con ciertos grandes clientes industriales, a través del cual se reducen las tarifas a cambio de los aumentos correspondientes en la cantidad de interrupciones del servicio aceptables durante los meses de invierno de demanda pico, expandiendo de esta forma la disponibilidad de precios y opciones de sus clientes, y mejorando al mismo tiempo la capacidad de la Compañía de cubrir el requerimiento de gas en los períodos de demanda pico.

El dictado de la Resolución N° 752/2005 de la SE modificó el marco de desarrollo del negocio en cuanto a la provisión de gas natural. En función de ello, a partir del mes de julio se realizaron diversas reuniones y contactos con clientes con el objetivo de informar y asesorar a los mismos sobre la nueva normativa. No obstante, a través de MetroENERGÍA fue posible captar la mayor parte de los clientes industriales lo cual permitió mantener la participación de esta categoría de clientes en la matriz de ventas de MetroGAS.

La Compañía también abastece de gas a clientes comerciales (restaurantes, hoteles, shoppings, etc.) con consumos inferiores a 180.000 metros cúbicos por año. Dichos usuarios se encuadran dentro de la categoría de Servicio General "P", el que está disponible para todo cliente no residencial. La tarifa de este servicio consta de un cargo fijo por unidad de consumo con tres escalas tarifarias diferentes en base al uso del cliente, así como un cargo fijo por factura.

Como en el caso de clientes residenciales, el Decreto N° 181/2004 determinó la división de clientes comerciales en tres categorías SGP 1, SGP 2 y SGP 3, de acuerdo con sus niveles de consumo. La tercera categoría de clientes comerciales ha dejado de considerarse ininterrumpible en relación a las normas de prioridad para la aplicación de restricciones (normas de despacho). Las mismas tarifas serán aplicables a los servicios de transporte y distribución de las tres categorías de clientes comerciales hasta la finalización del proceso de renegociación de las tarifas de los servicios públicos, en cuyo momento deberán establecerse distintas tarifas para cada categoría de clientes comerciales sobre la base del consumo de gas natural.

El 28 de abril de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 415/2004, conforme a la cual los clientes residenciales y comerciales reciben incentivos o cargos adicionales de acuerdo con su consumo de gas natural. Este programa recompensa a los clientes que hayan ahorrado energía e impone cargos adicionales a los que no lo hayan hecho. De este modo, los clientes que consuman menos del 90% de la cantidad de gas que usaron durante el mismo período facturado en el año anterior serán recompensados con un descuento del 10 al 12% sobre el costo de su consumo de gas natural anual, mientas que los clientes que utilicen más del 95% del gas que consumieron durante el mismo período facturado en el año anterior pagarán un cargo adicional sobre lo que consuman por encima del porcentaje del 95%. El 14 de septiembre de 2004 la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 924/2004 conforme a la cual entre el 15 de septiembre de 2004 y el 30 de abril de 2005 no se aplicará el régimen de incentivo mencionado precedentemente. Posteriormente, la Resolución 624/2005 de la Secretaría de Energía, publicada el 11 de abril de 2005, reestableció la vigencia del Programa de Uso Racional del Gas Natural, previsto por la mencionada Resolución N° 415 de fecha 28 de abril de 2004. Dependiendo de a qué categoría pertenezcan, los usuarios que consuman menos del 90% o 95% de la cantidad de gas utilizada durante el mismo período del año anterior, teniendo en cuenta la temperatura promedio de cada período, serán recompensados con 1 metro cúbico por cada metro cúbico ahorrado por debajo de dichos niveles. Los usuarios cuyo consumo se encuentre entre 90% y 105%, dependiendo de la categoría, pagarán un recargo sobre el gas consumido por encima de dichos niveles. El Programa estará en vigencia desde el 15 de abril y hasta el 30 de septiembre de cada año, pudiendo este plazo ser modificado a criterio de la Secretaría de Energía, de acuerdo con la evolución del Programa.

Gas Natural Comprimido

Las ventas a proveedores, comerciantes y usuarios de GNC como combustible para vehículos constituyó aproximadamente el 9,0% del volumen de gas natural entregado por la Compañía y el 13,1% de sus ventas durante el año 2005, comparado con el 8,7% aproximadamente del volumen de gas natural entregado y el 11,3% de sus ventas durante el año 2004. Los volúmenes de GNC entregados durante el ejercicio 2005 aumentaron un 1,3% respecto del ejercicio anterior, debido al incremento en el parque vehicular a GNC, resultante del menor precio de este combustible frente a los combustibles alternativos. .

Aproximadamente 315 estaciones de servicio suministran GNC dentro del área de servicio de la Compañía. Durante 2005, no resultó tan conveniente la conversión de motores diesel a GNC como en 2004 ya que el precio de gas natural se incrementó.

A partir de 2004, los proveedores, comerciantes y usuarios de GNC debieron contratar capacidad firme o interrumpible, de acuerdo a las nuevas categorías creadas por el Decreto Nº 180/2004 (Otros Usuarios Gas Natural Comprimido - Venta Firme GNC y Otros Usuarios Gas Natural Comprimido - Venta Interrumpible GNC). La tarifa para usuarios de GNC consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo, y un cargo por demanda. Todavía no se ha eliminado la prohibición de comprar gas directamente a los productores o empresas comercializadoras.

Procesamiento de Gas Natural

La Compañía ha mantenido contratos con TGS desde 1996 hasta diciembre de 2000 conforme a cuyos términos TGS produjo y vendió por cuenta de la Compañía líquidos extraídos del gas que la Compañía entrega a la planta procesadora de TGS en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. En el año 2001, algunos productores de gas natural comenzaron a operar una nueva planta procesadora en el sur de Argentina. Como consecuencia de la extracción en la nueva planta de líquidos del gas posteriormente entregado a la Compañía, MetroGAS entregó gas a la planta procesadora de TGS desde 2001 con volúmenes más bajos de líquidos asociados que los que contenía el gas que se entregaba en años anteriores, como consecuencia TGS extrae volúmenes inferiores de líquidos del gas en comparación con años anteriores. La Compañía ha negociado con TGS una reducción en sus tarifas de procesamiento de gas que le entrega la Compañía a su planta procesadora. Durante 2005, las entregas de gas natural para su procesamiento totalizaron aproximadamente el 1,8% del volumen de gas natural que entregó la Compañía y el 2,3% de sus ventas comparado con aproximadamente el 2,2% del volumen de gas natural entregado y el 2,4% de las ventas netas de la Compañía en 2004.

Experiencia de Despacho

En virtud de que se requiere que las empresas distribuidoras de gas paguen la totalidad de la capacidad de transporte firme contratada independientemente de su utilización pero a su vez se les prohibe trasladar a sus tarifas el costo no usado de la capacidad de transporte que han contratado, la Compañía procura lograr el factor de carga más alto posible, es decir utilizar el porcentaje más elevado posible de la capacidad de transporte firme que haya contratado. La dirección de la Compañía considera que su gran cantidad de clientes residenciales, que constituyen la mayoría de las ventas durante los meses pico de invierno, así como su gran cantidad 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, constituye un perfil de mercado favorable. Durante 1993, la Compañía utilizó aproximadamente el 92% de su capacidad de transporte firme de 17,7 MMMC por día. En el período de invierno de 1993, MetroGAS atendió una demanda en exceso de su capacidad de transporte 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 firme). Durante ese período las entregas estaban por encima de la capacidad de transporte firme en un 70% del año y hubo 36 días en los cuales las entregas superaron aproximadamente 20,0 MMMC.

Principalmente, como resultado del aumento de un 20% en el promedio de la capacidad de transporte firme en 1994 comparado con 1993, el factor de carga de la Compañía disminuyó 80,3% en 1994. En 1999, 2000, 2001, 2002, 2003 , 2004 y 2005 los factores de carga fueron de aproximadamente 84,1%, 93,3%, 78,1%, 71,9%, 83,5%, 98,3% y 95.8% respectivamente.

Los volúmenes de transporte firme contratados hasta el anillo de la zona de concesión de MetroGAS a diciembre de 2005 son 22,64 MMMC. El volumen de transporte firme contratado hasta Bahía Blanca, que se utiliza para la recuperación del poder calorífico luego del proceso de obtención de subproductos, es de 0,4 MMMC. Además, contamos con 0,55 MMMC de transporte firme contratado de Tierra del Fuego.

Como producto de la crisis energética que sufre el país desde el año 2002, durante 2004 y 2005 la producción de gas resultó insuficiente para abastecer al mercado local. A fin de evitar el desabastecimiento, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones que permitieron a las distribuidoras utilizar, para sus clientes firmes, gas cuyo destino original era principalmente la exportación y la generación eléctrica. Estos recursos fueron muy utilizados por todas las distribuidoras a excepción de MetroGAS, aumentando así los costos de generación eléctrica por el uso de fuel oil y afectando las ventas de gas a Chile y Brasil. La estrategia que viene adoptando MetroGAS en cuanto a la compra de gas a largo plazo y spot y de transporte a largo plazo, permitió a esta distribuidora prescindir de estos mecanismos de emergencia, a la vez que pudo ofrecer un servicio sin restricciones significativas a sus clientes industriales.

Al 31 de diciembre de 2005, la capacidad de transporte firme de la Compañía, de aproximadamente 23,0 MMMC diarios para la distribución y procesamiento de líquidos, representa un aumento aproximado del 32% desde el 1º de enero de 1993. La decisión de la Compañía de asegurarse una capacidad de transporte 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 ininterrumpible, lo que constituye una obligación legal de acuerdo con los términos de la Licencia, cuyo incumplimiento podría resultar en multas importantes para la Compañía, incluyendo, en ciertas circunstancias, la revocación de la Licencia. Con motivo de que la Compañía no cuenta con depósitos disponibles para el almacenamiento de gas, tomó la decisión estratégica de aumentar su acceso a capacidad de transporte 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 y Servicio General “P” totalizan Ps. 48,3 millones al 31 de diciembre de 2005, Ps. 91,1 millones al 31 de diciembre de 2004 y Ps. 76,8 millones al 31 de diciembre de 2003 (en pesos al 28 de febrero de 2003). Al 31 de diciembre de 2005 y 2004, la Compañía registraba una previsión de Ps. 32,7 millones y Ps. 73,9 millones, respectivamente contra dichos montos. Durante el 2005 se utilizaron Ps. 30,0 millones contra créditos vencidos a más de cinco años, y se recuperaron Ps. 11,2 millones.

De acuerdo con la Licencia, la Compañía 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 Compañía 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 Compañía espera, basada en la experiencia de la industria y ante la ausencia de alternativas económicas para clientes residenciales, que dicho programa reduzca significativamente el número de cuentas pendientes de cobro.

Inversiones en Bienes de Capital

Con el objetivo de mitigar el impacto de la crisis en la posición financiera de MetroGAS, la Sociedad ha optimizado sus inversiones de capital, reduciéndolas a niveles compatibles con la continuidad del negocio y la prestación de un servicio seguro en el corto plazo. La información detallada de las mismas se halla en el Anexo "A" a los estados contables.

El monto total acumulado de inversiones efectuadas durante los primeros catorce años de actividad de MetroGAS asciende a U$S 561,0 millones aproximadamente.

Inversiones Obligatorias

La Compañía se encuentra obligada por la Licencia a mantener el sistema en buen estado. Cuestiones tales como seguridad, diseño, mantenimiento y funcionamiento que debían cumplir los sistemas de distribución de gas estaban reguladas en las Normas Técnicas de Gas del Estado, 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 Gas del Estado, el gobierno exigió que los sistemas de distribución de gas argentinos, incluyendo el de la Compañía sea adaptado a los "Federal Standards Nº 49", del año 1991, vigentes en los Estados Unidos de América. De acuerdo con su Licencia, la Compañía, como las demás empresas distribuidoras y transportadoras privatizadas, debió efectuar ciertas inversiones en bienes de capital iniciales durante 1993 a 1997 para satisfacer estos requerimientos (las "Inversiones Obligatorias") durante sus primeros cinco años de operaciones. El ENARGAS ha determinado que la Compañía ha cumplido con su programa de Inversiones Obligatorias.

Sistema de Distribución

La Compañía adquirió de Gas del Estado aproximadamente 11.182 km. de cañerías principales de distribución y sus servicios asociados, abasteciendo a mas de 2 millones de clientes dentro de su área de servicio. Las cañerías adquiridas operaban bajo cuatro regímenes de presión: En el sistema de alta presión 286 km. operaba a 22 Bar y 548 km. a 10 Bar, En el sistema de media presión 6.101 km. a 1,5 Bar y en el sistema de baja presión 4.246 km. a 0,022 Bar. Al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, la Compañía condujo una revisión de los activos recibidos de Gas del Estado y comenzó una revisión de las redes de distribución, como se describe más adelante. La Compañía heredó los activos y el sistema de distribución en relativo buen estado y en forma adecuada para el cumplimiento de sus funciones.

El sistema de alta presión es totalmente de acero de los cuales aproximadamente el 80% tiene menos de 40 años de antigüedad. En el sistema de media presión convive el acero y polietileno prácticamente en el mismo porcentaje. Alrededor del 85% del sistema de media presión de acero, tiene menos de 25 años de antigüedad y más del 90% del sistema íntegro de media presión tiene una antigüedad inferior a los 30 años, lo que es relativamente moderno según los parámetros de la industria. El sistema de baja presión es prácticamente de Hierro fundido (97%). La política de la compañía es reemplazar las antiguas cañerías de Hierro Fundido y de Acero en los sistemas de baja y media presión por cañería de polietileno. La cañería de polietileno goza de varias ventajas operativas, siendo su principal característica que no es afectada por la corrosión.

Desde la Fecha de Toma de Posesión, la Compañía ha aumentado la extensión de sus sistemas de distribución de 11.182 km a aproximadamente 15.938 km. Este aumento principalmente se debe al sistema de ampliación, llevándose a cabo la mayor parte de la ampliación con cañería de polietileno de media presión. Además de las cañerías de distribución principal, la red de distribución incluye 340 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.

El gas inyectado en el sistema en el City Gates se odoriza mediante un sistema de inyección proporcional que consiste principalmente en controladores y bombas de dosificación redundantes. El sistema de distribución cuenta con alrededor de 60 puntos de muestreo de nivel de olor en los que se extraen muestras de gas para monitorear los niveles de odorización y verificar el rendimiento del equipo.

A los efectos de monitorear las principales variables de la red la Compañía cuenta con un sistema on-line denominado Supervisory Control and Data Acquisition (“SCADA”) que supervisa la presión, el flujo en los City Gates y ciertos grandes clientes. El sistema SCADA también monitorea la presión en diferentes estaciones reguladoras en la red permitiendo que la Compañía opere adecuadamente su red de distribucion.

Sistema de Medición

El sistema de medición de la Compañía consiste en aproximadamente 1,9 millones de medidores. Se introdujeron nuevos sistemas de medición con correctores de temperatura y presión aplicados a grandes clientes que asegura una muy buena precisión en los cálculos de volumen. Asimismo, con el objeto de monitorear en forma efectiva los contratos de gas y sus posibles interrupciones en los momentos de picos de demanda, esta compañía adquirió e instaló unidades de telemedición que reportan diariamente los consumos de los principales Clientes. En cuanto al suministro de gas a las centrales eléctricas, MetroGAS aplica sistemas de medición de reciente tecnología, como ser medidores ultrasónicos, flow computers, y cromatógrafos on line que complementados con un sistema SCADA constituye un punto vital del conjunto de información necesaria para operar la red.

Con posterioridad a la privatización de Gas del Estado, la administración de la Compañía priorizó los trabajos tendientes a garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema de distribución. Asimismo, se llevó a cabo un estudio global en la totalidad del sistema para detectar escapes de gas llegando a la conclusión que el sistema tiene un promedio de pérdidas de gas comparable con los parámetros internacionales. El mantenimiento de las estaciones reguladoras de presión se ha basado en el análisis del riesgo, con el fin de adaptarlas a las normas operativas vigentes. Mediante este estudio la primera fase del proyecto quedó terminada en diciembre de 2001 en la que se completó el trabajo en 31 estaciones reguladoras de presión.

A fin de asegurar la integridad del sistema de distribución en la forma más efectiva desde el punto de vista de los costos, se han dividido las actividades de mantenimiento en preventivas y correctivas. Las medidas de mantenimiento correctivas se realizan a través del Centro de Servicios, el que reúne numerosas actividades relacionadas con el 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 constituyen aspectos sustanciales de esta función.

Se clasifican y priorizan las pérdidas de gas informadas por el público de acuerdo con el riesgo que implica cada pérdida. Durante 2005, la Compañía manejó todas las pérdidas de gas informadas por los consumidores que se clasificaron como de alta prioridad dentro de las dos primeras horas de su denuncia y se solucionó el 97,7%de ellas dentro de la hora de su denuncia, porcentaje similar al de los últimos años.

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

Las actividades de mantenimiento preventivo tienen como objetivo minimizar el riesgo de fallas en el sistema. Las inversiones en el mantenimiento preventivo le permiten a la Compañía reducir la cantidad de pérdidas que conducen a las emergencias denunciadas. La Compañía ha introducido un programa de manejo de la presión que consiste en ubicar unidades perfiladoras de presión en la mayoría de los reguladores de distrito que alimentan el sistema de baja presión. Estas unidades perfiladoras de presión le permiten a la Compañía mantener presiones parejas en el sistema a pesar de la fluctuación de la demanda, evitando una sobrepresurización por la noche y asegurando un suministro adecuado durante los períodos de demanda pico. Se han instalado unidades perfiladoras de presión en 90 equipos reguladores de baja presión, 50 de los cuales operan por control remoto que posibilitan adaptar la presión estabilizándola más rápidamente.

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

Contratos Comerciales

Contratos de Compra de Gas Natural

Contratos de Compra de Gas Iniciales

Antes de la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional hizo celebrar varios contratos de suministro de gas entre Gas del Estado 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 sus respectivos requisitos de suministro de gas anticipados y para evitar la interrupción del suministro de gas a los usuarios luego de la privatización. Como parte de la transferencia de activos de Gas del Estado a las empresas distribuidoras, le fueron asignados a la Compañía derechos de acuerdo con dos contratos de provisión: (i) un contrato de compra de gas de fecha 18 de noviembre de 1991 entre Gas del Estado e YPF (que posteriormente realizó una cesión parcial de 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 (ii) un contrato celebrado entre Gas del Estado e YPF específicamente para su cesión a la Compañía.

Desregulación de los Precios del Gas

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

El costo del gas, antes y después de la desregulación, es trasladado a los clientes de la Compañía, sujeto a la aprobación del ENARGAS, el cual puede limitar la parte del precio que se traslada a los clientes en la medida que determina que el precio pagado por la Compañía excede el precio pagado por otras distribuidoras en condiciones similares y para volúmenes equivalentes. 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.

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de gas serán ajustadas semestralmente 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 Compañía debe remitir sus contratos de compra de gas al ENARGAS para fundamentar un pedido de ajustes de tarifas basado en cantidades estimadas a ser compradas a precios establecidos bajo cada uno de dichos contratos durante el siguiente período tarifario. En varias ocasiones la Compañía y el ENARGAS han discrepado acerca del ajuste tarifario que refleje los aumentos en el precio del gas, debido a que el ENARGAS denegó parcialmente o demoró la aplicación de los aumentos en las tarifas basados en los incrementos en el precio del gas acordados contractualmente.

Contratos de Compra de Gas Actuales

Como consecuencia de la disminución en la demanda de gas natural durante 2002, la Compañía inició negociaciones con sus proveedores para modificar los términos de sus contratos de compra de gas. Hacia fines de 2003, la Compañía alcanzó un acuerdo con sus proveedores de gas sobre volúmenes y obligaciones take-or-pay revisados (los “Contratos de Compra Revisados”). Como parte de dichos acuerdos la Compañía fue liberada de las obligaciones take-or-pay que le podrían haber correspondido bajo los Contratos Existentes.

Como resultado de estas negociaciones, los contratos de la Compañía con Total Austral S.A., Pan American Energy LLC, Sucursal Argentina, Wintershall S.R.L. (el “Contrato Total/Pan American Energy/Wintershall”) e YPF S.A. (el “Contrato con YPF”) fueron modificados. El volumen que debía entregarse bajo el Contrato Total/Pan American Energy/Wintershall totalizó 3,2 MMMC por día durante el período de verano e invierno, con compromisos take-or-pay de entre el 70% y 85% de las cantidades contratadas mensualmente. El volumen a entregarse bajo el Contrato con YPF totalizó 3 MMMC por día durante el verano y 6 MMMC por día durante el invierno, con un compromiso take-or-pay de hasta el 72% durante el verano y del 80% durante el invierno. El Contrato con YPF finaliza en febrero de 2007.

La Ley de Emergencia Pública (sancionada el 6 de enero de 2002) y el Decreto Nº 214/2002 que convirtió todas las obligaciones en dólares estadounidenses existentes al 6 de enero de 2002 en obligaciones en pesos a un tipo de cambio de $ 1 por dólar estadounidense han afectado todos los contratos de la Compañía en dólares estadounidenses regidos por la ley argentina, incluyendo los contratos de suministro de gas que son esenciales para prestar el servicio de la Compañía. La Ley de Emergencia Pública también dispuso que, en caso de que cualquiera de dichos contratos, según fuera modificado por aplicación de dicha ley, resultara demasiado oneroso para una de las partes y en caso de que las partes no llegaran a un acuerdo sobre ello, la cuestión sería referida a los tribunales para alcanzar una solución equitativa.

De conformidad con la Ley de Emergencia Pública les correspondió a los productores de gas el valor pesificado de sus Contratos Existentes más el ajuste del CER. Durante 2002 y 2003, la Compañía pagó a los productores en pesos, de acuerdo con el cuadro tarifario aprobado por el ENARGAS pero no se les pagó el ajuste del CER. Los productores continuaron reservándose el derecho a cobrar un monto igual al equivalente en pesos del precio original en dólares que les correspondía contractualmente conforme a sus Contratos Existentes. .

El Acuerdo 2004 establece el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) hasta 2006. El Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios confirmó la validez del Acuerdo 2004 a través de la Resolución N° 208. El Acuerdo 2004 estableció un plazo de 45 días, a partir del 23 de abril de 2004, durante el cual los contratos de compra de gas vigentes entre los productores y las empresas distribuidoras de gas debían renegociarse (principalmente respecto de volúmenes y obligaciones take-or-pay). Durante mayo y junio de 2004, la Compañía renegoció todos estos contratos menos con uno de los productores. Además, de conformidad con los términos del Acuerdo 2004 los productores de gas han renunciado a sus reclamos conforme a cualquiera de sus Contratos Existentes siempre que el gobierno dé cumplimiento a los términos de dicho Acuerdo 2004.

El Contrato Total/Pan American Energy/Wintershall de la Cuenca Neuquina se dividió en dos contratos, sin un cambio en los volúmenes totales. El Contrato Total Austral S.A./Pan American Energy LLC, Sucursal Argentina le suministra a la Compañía 2 MMMC y el Contrato con Wintershall Energía S.A. un volumen de 1,2 MMMC. Conforme a cada uno de estos contratos, entre el 70% y 85% del volumen suministrado es sobre una base take-or-pay. Cada uno de ellos finaliza el 1º de enero de 2007.

En la Cuenca Austral, Total Austral S.A. y Wintershall Energía S.A., cada uno de ellos suministra a la Compañía 1,875 MMMC y Pan American Sur S.R.L. 1,250 MMMC. Conforme a cada uno de estos contratos el 90% del volumen suministrado es sobre una base take-or-pay. Los contratos con Total Austral S.A. y con Pan American Sur S.R.L. finalizan el 1º de enero de 2007. El contrato con Wintershall Energía S.A. finaliza el 1° de enero de 2011, no obstante, los precios acordados bajo este contrato deben renegociarse en enero de 2007 de acuerdo con los términos del Acuerdo 2004.

Además de los contratos que se describen anteriormente, la Compañía también tiene varios contratos menores con otros productores de gas.

De acuerdo con todos los contratos, incluyendo los contratos menores de la Compañía con otros productores, la Compañía tiene derecho a comprar un total de aproximadamente 17,29 MMMC de gas por día durante el período invernal, de los cuales 13,73 MMMC o el 80%, diarios han sido contratados sobre una base take-or-pay y 13,58 MMMC de gas por día durante los meses de verano, de los cuales 9,24 MMMC o el 70% por día ha sido contratado sobre una base take-or-pay.

El cuadro siguiente incluye la cantidad diaria total de gas natural que la Compañía puede comprar conforme a contratos de largo plazo, durante los años y las estaciones indicadas, y sus obligaciones estacionales diarias take-or-pay conforme a dichos contratos:

Volúmenes Contratados y Obligaciones Take-or-Pay Diarios


	2005		2006 (b)		2007 (c)		2008		2009
Volúmenes Diarios	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
Contratados
Verano (oct.-abril)	12.64	446	8.15	288	1.62	57	1.5	53	1,09	39
Invierno (mayo-set)(a)	17,17	606	14,41	509	1.50	53	1.5	53	0.94	33
Volúmenes Diarios
Contratados Take-or-Pay
Verano (oct-abril)	9,07	320	5.66	200	1,46	51	1.35	48	0.98	35
Invierno (mayo-set) (a)	14.54	513	12.21	431	1,35	48	1.35	48	0.84	30

______

Notas:

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

(b) Se consideró la reducción de la CDC a partir del 01-09-05 de acuerdo a la reglamentación del Art. 4° del Decreto 181 mediante Resolución SE 752/05 y Modif. Resolución SE 2020/05 y las variables previstas contractualmente.

A partir de 2007 la continuidad de la oferta depende de la renegociación del precio pactado.

Obligaciones Take-or-Pay

Los contratos de compra de gas de la Compañía en general le permiten recuperar los montos pagados como resultado del incurrimiento de obligaciones take-or-pay hacia los proveedores de gas dentro de períodos de tres a doce meses. La Compañía estima que no existe la posibilidad de que las disposiciones take-or-pay de sus contratos de suministro resulten en alguna obligación significativa por el gas no tomado. Desde 1993, la Compañía no incurrió en obligaciones take-or-pay conforme a sus contratos de compra de gas que no pudo recuperar tomando dicha provisión de gas en un momento posterior sin costo adicional.

La exposición de la Compañía a las obligaciones take-or-pay está afectada por una cantidad de factores que escapan a su control. Como consecuencia de la disminución en la demanda de gas natural durante 2002, la Compañía inició negociaciones con sus proveedores de gas para modificar los términos de sus contratos de compra. Hacia fines de 2003, la Compañía alcanzó un acuerdo con sus proveedores de gas sobre volúmenes y obligaciones take-or-pay revisados (los “Contratos de Compra Revisados”). Como parte de dichos acuerdos la Compañía fue liberada de las obligaciones take-or-pay que le podrían haber correspondido bajo los Contratos Existentes. Como consecuencia del Acuerdo 2004, la Compañía renegoció sus contratos de suministro de gas. Los compromisos take-or-pay de la Compañía hasta 2004 de conformidad con aquéllos contratos de compra de gas requieren que se pague un promedio de entre el 70 y el 80% del gas que tiene derecho a adquirir bajo dichos contratos.

Limitaciones sobre los Contratos de Compra de Gas de Corto Plazo

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2731/93 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 Compañía) 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 Compañía está realizando compras en el mercado "spot", desde mayo del mismo año 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" representa entre el 0,5% para el período de verano al 7% para el período invernal del volumen total de gas comprado en 2005 y entre el 1,5% para el período de verano y el 10% para el período invernal de las compras de gas mensuales en 2004.

Contratos de Transporte de Gas

Descripción General

Dos compañías de transporte de gas, TGS y TGN, fueron creadas con motivo de la privatización de Gas del Estado. Estas 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 Compañía y otras distribuidoras compran el gas directamente a los productores para la reventa a los clientes.

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

La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada, pero el costo de la capacidad no utilizada no puede trasladarse al cliente. 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 de encontrarse capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, la Compañía se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras el gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta el año 2005 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto fue de aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por la Compañía.

En años anteriores, la capacidad de transporte de gas de las compañías transportadoras en la Argentina luego de las ampliaciones de capacidad realizadas por dichas compañías, ha sido en general adecuada como para permitir a la Compañía satisfacer las demandas, en días pico, de sus clientes con servicio ininterrumpible. No obstante, la Compañía, como otras distribuidoras, normalmente interrumpirá el suministro a algunas centrales eléctricas y a otros grandes clientes industriales en los períodos pico a fin de satisfacer las demandas del servicio ininterrumpible básico. La Compañía cumplió con la demanda de servicio ininterrumpible durante los inviernos desde 1995 a 2005.

El Decreto N° 180 y sus regulaciones a la fecha establecieron un sistema de inversión para obras de infraestructura básica a través de la creación de un fondo fiduciario para manejar las inversiones de transporte y distribución de gas propuestas dentro del ámbito de actividades desarrolladas por las empresas de transporte y distribución. Este decreto fue regulado también mediante Resolución N° 185/2004 del Ministerio de Planificación (publicada en el Boletín Oficial el 20 de abril de 2004), el cual creó un programa global para la emisión de títulos de deuda y/o títulos accionarios en fideicomisos financieros con miras a las obras de ampliación y/o extensión de la distribución y el transporte de gas natural. Mediante este mecanismo, durante el año 2004 se realizaron las presentaciones correspondientes que finalizaron con la adjudicación por parte de TGS de 159.459 m3/día desde la zona de recepción Tierra del Fuego hasta la zona de entrega GBA para abastecer a los usuarios FD, SGG, SGP y GNC. Esta nueva capacidad estuvo disponible a mediados del año 2005. En el año 2005 se realizó una nueva presentación a fin de obtener nueva capacidad de transporte para las usinas clientes de MetroGAS S.A. Sin embargo, ante la presentación efectuada por CAMMESA solicitando capacidad de transporte para generación eléctrica, no se espera ser adjudicados.

Derechos de Transporte en General

Al 31 de diciembre de 2005, la Compañía tenía una capacidad de transporte firme total de 23,55 MMMC (830 MMPC) por día lo que representa un 32,1% de aumento desde el 1º de enero de 1993. Mientras que la Compañía transporta gas principalmente con TGS, comenzó a transportar gas con TGN en 1994. La Compañía ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme 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 Compañía ha celebrado varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de transporte existente, y también ha adquirido el derecho de utilizar capacidad de transporte en firme de terceros sobre una base interrumpible, posibilitando, de este modo, ventas anuales totales superiores y la posibilidad de satisfacer mejor la demanda de clientes ininterrumpibles durante los períodos pico.

Derechos de Transporte con TGS

Al 31 de diciembre de 2005, la Compañía tenía contratada capacidad firme disponible con TGS por aproximadamente 22 MMMC (779 MMPC) de gas por día a través de ocho contratos de transporte que incluyen términos similares. El principal contrato de transporte otorga a la Compañía una capacidad de transporte firme total para distribución de 17,02 MMMC (601 MMPC) de gas por día desde las siguientes áreas de producción: Tierra del Fuego: 3,40 MMMC (120 MMPC), Santa Cruz: 1,07 MMMC (38 MMPC) y Neuquén: 12,15 MMMC (429 MMPC). Este contrato incluye 0,40 MMMC (14 MMPC) por día de capacidad de transporte en firme para el transporte de gas natural a la planta separadora de líquidos de TGS cerca de Bahía Blanca, en la Provincia de Buenos Aires. Este contrato vence el 1º de mayo del 2014. Conforme a este contrato, le corresponde a la Compañía un derecho step-down del 30% que podía ejercerse el 1º de mayo de 2004 pero debido al aumento en la demanda, se decidió no utilizarlo.

El segundo contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 1,65 MMMC (58 MMPC) de gas por día proveniente de la Cuenca Neuquina. El contrato vence en mayo de 2014.

El tercer contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,54 MMMC (19 MMPC) de gas por día de la Cuenca Neuquina. El contrato vence en mayo de 2014.

El cuarto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 1,50 MMMC (53 MMPC) de gas por día de la cuenca de Tierra del Fuego. El contrato vence en mayo de 2014.

El quinto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,10 MMMC (3 MMPC) de gas por día de la cuenca Neuquina. El contrato vence en mayo de 2014.

El sexto contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,51 MMMC (18 MMPC) de gas por día de la cuenca Neuquina. El contrato vence en mayo de 2014.

El séptimo contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,55 MMMC (19 MMPC) de gas por día de la cuenca de Tierra del Fuego a la provincia de Santa Cruz. El contrato vence en mayo de 2014.

El octavo contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,007 MMMC (0,24 MMPC) de gas por día de la cuenca Neuquina a Bahia Blanca. El contrato vence el 31 de diciembre de 2008.

El noveno contrato con TGS proporciona a MetroGAS capacidad de transporte en firme de 0,160 MMMC (6 MMPC) de gas por día de Tierra del Fuego a Gran Buenos Aires. El contrato se inicia el 1 de junio de 2005 y vence en junio de 2020.

Asimismo, MetroGAS tiene siete contratos de capacidad de transporte interrumpible con TGS por un total aproximado de 14,72 MMMC (498 MMPC) de gas por día.

Derechos de Transporte con TGN

El 9 de septiembre de 1993 MetroGAS celebró un contrato con TGN (el "Contrato TGN") por capacidad de transporte en firme futura por 1,5 MMMC (53 MMPC) por día a ser construida por TGN. El Contrato TGN entró en vigencia el 1º de junio de 1994 y vence el 31 de mayo de 2006 y puede renovarse a opción de la Compañía por períodos de tres años consecutivos hasta un máximo de 9 años.

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

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

Durante 2001, la Compañía firmó con TGN un contrato por 0,54 MMMC (18 MMPC) por día de capacidad de transporte firme. Este contrato se encuentra vigente desde mayo de 2001 y vence en mayo de 2016.

Otros Derechos de Transporte

La Compañía también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad de transporte interrumpible desde la cuenca Neuquina por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le aseguró a la Compañía un mínimo de 2,5 MMMC (88, 3 MMPC) de capacidad de transporte interrumpible por día. Este contrato se renovó en mayo de 2001 por un período de 15 años y 3 MMMC (106 MMPC) de gas por día. Conforme a sus términos, la Compañía ha acordado determinadas obligaciones de “ship-or-pay " (embarque o pago) a una tarifa reducida.

Balance final de transporte

Con el objeto de enfrentar una demanda pico estimada de aproximadamente 22 MMMC (779 MMPC) diarios de servicio firme ininterrumpible durante los meses de mayo a septiembre de 2005, la Compañía contrató una capacidad de transporte firme total de 23,55 MMMC (830 MMPC) de gas natural diarios, que en general resultó apropiada para satisfacer la demanda en el invierno de 2005. Durante los meses de invierno de 2005 las entregas en días pico no excedieron la capacidad de transporte firme. Los factores de carga de la Compañía fueron de 95,8%, 98,3%, 83,5%, 71,9% y 78,1% para 2005, 2004, 2003, 2002 y 2001, respectivamente.

Contratos con BG Group

La Compañía tiene contratos con BG International Limited, una subsidiaria de BG Group, relativos al rol de BG Group como su Operador Técnico.

Contrato de Asistencia Técnica

BG Group presta asistencia técnica a la Compañía en su carácter de Operador Técnico conforme a los términos de un contrato de asistencia técnica por un plazo de ocho años celebrado originalmente el 28 de diciembre de 1992 (el "Contrato de Asistencia Técnica"), renovable con el consentimiento de ambas partes, cuyo plazo ha sido prorrogado según se describe más adelante. Los servicios que presta BG Group conforme a este contrato incluyen asesoramiento a la Compañía sobre: (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 contaminación y protección ambiental del sistema; (v) mantenimiento del sistema, tanto de rutina como preventivo; (vi) entrenamiento del personal; (vii) diseño e implementación de los procedimientos necesarios para la prestación de los servicios antes mencionados; y (viii) diseño e implementación de un sistema de información e inspección administrativa para los aspectos más importantes de la distribución del gas natural.

El Contrato de Asistencia Técnica original estipulaba el pago a BG Group de una comisión de asistencia técnica anual, neta de cualquier impuesto al valor agregado o impuesto sobre ingresos brutos local, equivalente al que resulte superior de estos dos montos: (i) U$S 3 millones, o (ii) el 7% del monto que resulte luego de deducir U$S 3 millones de las ganancias netas antes de impuestos previo a gastos de intereses, ingresos financieros (gastos), ganancias por tenencias (pérdidas) e impuestos a las ganancias. Con efecto a partir del 28 de diciembre de 2000, las partes acordaron la renovación del Contrato de Asistencia Técnica. Mientras se respetaron los términos y condiciones del contrato original, se modificó para disponer (a) el pago de un honorario fijo anual pagadero por adelantado en 12 cuotas en lugar de 3 cuotas, (b) la posibilidad de que cualquiera de las partes lo rescinda con 180 días de anticipación y (c) dicho contrato vencerá el 28 de diciembre de 2008. El 4 de enero de 2001, el ENARGAS informó a las partes que no tenía objeciones a la renovación.

El Contrato de Asistencia Técnica también dispone que BG Group 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 BG Group, incluyendo los gastos de transporte y vivienda de los empleados de BG Group incurridos en la prestación de dicho asesoramiento. Las comisiones de BG Group de acuerdo con los términos del Contrato de Asistencia Técnica y otros pagos en virtud de dicho contrato serán pagados de los ingresos de MetroGAS con anterioridad a la declaración y pago de dividendos.

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

De conformidad con la Ley de Emergencia Pública y el Decreto N° 214/2002, las obligaciones de pago de la Compañía en dólares estadounidenses de acuerdo con el Contrato de Asistencia Técnica fueron convertidas a pesos a razón de Ps. 1 por dólar estadounidense más el ajuste del CER. En consecuencia y debido a la situación financiera de la Compañía las partes firmaron una modificación (la “Modificación”) de dicho contrato que entró en vigencia el 1º de marzo de 2002. La Modificación exige que la Compañía pague un honorario anual equivalente al monto que resulte superior entre (a) Ps. 360.000 ajustado por el CER (el “Honorario de Administración Fijo”) o (b) el 7% de las utilidades netas de la Compañía (el “Honorario sobre las Ganancias”) si se logra una reestructuración de la deuda financiera. La Modificación también dispone que desde el ejercicio en el cual el Honorario sobre las Ganancias resulte superior a Ps. 3 millones ajustado por el CER, a partir del 31 de marzo de 2002 y siempre que la Compañía logre la reestructuración de su deuda financiera, la Modificación dejará de tener vigencia y la Compañía deberá pagar, además del honorario de administración común, un monto equivalente al Honorario de Administración Fijo de Ps. 3 millones ajustado por el CER a partir del 1º de marzo de 2002 anualmente, menos los pagos realizados de acuerdo con la Modificación.

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 BG Group celebraron con fecha 13 de noviembre de 1993 un Contrato de Suministro de Mano de Obra. Los directivos contratados a largo plazo bajo dicho contrato están registrados en la planilla de pago de sueldos de la Compañía. MetroGAS reembolsa a BG Group los sueldos, gastos y otros costos asociados con la ubicación a corto plazo de los directivos de BG Group en MetroGAS. En tanto la Compañía contrató gerentes senior conforme a este Contrato de Suministro de Mano de Obra, no lo ha hecho nuevamente desde marzo de 2002.

Contrato de Suministro de Personal

Se firmó un nuevo Contrato de Suministro de Personal el 24 de agosto de 2002 entre BG Argentina y la Compañía con vigencia a partir del 1º de febrero de 2004 por un plazo de cuatro años desde dicha fecha. De conformidad con dicho acuerdo BG Argentina tienen que proveer personal altamente capacitado para cargos directivos y operativos sobre una base de honorarios mensuales a ser calculados de acuerdo con los costos en que incurra BG Argentina para prestar el servicio.

Derechos de "By-pass" y Competencia

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

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

Todas las centrales eléctricas y otros usuarios industriales clientes de la Compañía compran el gas directamente de los proveedores, pero continúan utilizando el servicio de transporte firme y distribución de la Compañía, lo cual le permite (i) evitar incurrir en costos de compra de gas (así como cargos take-or-pay) y (ii) cobrar una tarifa a estos clientes, cubriendo de ese modo en forma total o parcial el costo de la capacidad de transporte en firme que se utiliza para dichas ventas. Estos acuerdos también significan ciertos ahorros para la Compañía ya que (a) se evitan costos de compra del gas que se usa como combustible para la compresión del gas que se transporta, que conforme al Marco Regulatorio, no pueden ser trasladados a los clientes, y (b) cierta parte del impuesto sobre ingresos brutos que se debe tributar sobre sus ventas de gas. Bajo dichos acuerdos, todos estos clientes dependen de los servicios de distribución y transporte que provee la Compañía.

La Compañía mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes más importantes y se encuentra implementando las políticas contractuales y de precios adecuadas a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa entre sus clientes más importantes y los sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Compañía y evitaría el uso de su capacidad de transporte en firme. Es posible que ciertos clientes de la Compañía hagan completo by-pass de los servicios de la Compañía o requieran a la Compañía que deje de prestar ciertos servicios de manera que podrían afectar adversamente sus márgenes. 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 considera que el efecto de cualquiera de estas situaciones podría ser parcialmente mitigado por ciertas cláusulas incluidas en los contratos de transporte en firme firmados con TGS que prevén que si un cliente de la Compañía contrata con TGS un servicio de transporte de gas en firme (ya sea directamente con TGS o con terceros, tales como productores o vendedores) la Compañía tendría derecho a reducir sustancialmente sus propios compromisos con TGS de transporte en firme. Los contratos de transporte en firme de la Compañía con TGN contienen cláusulas similares.

Con fecha 1° de junio de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución N° 1748/00, 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 5,0 MMMC (176,6 MMPC)/día (10,0 MMMC (353,1 MMPC)/día anteriormente), contratar capacidad de transporte sobre un compromiso de base firme y permite a los usuarios de 1,5 MMMC (52,9 MMPC)/año en lugar de 3,0 MMMC (105,9 MMPC)/año contratar capacidad de transporte sobre una base interrumpible. Adicionalmente el período para notificar al ENARGAS y las empresas de distribución el by-pass propuesto fue reducido de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo presentando oposición a estos cambios. El proceso no se ha resuelto aún.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

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

Previendo un aumento de los requisitos legales locales sobres salud, seguridad y medio ambiente, la Compañía ha adoptado las estrategias sobre salud, seguridad y medio ambiente de BG Group y está comprometida a cumplir estos estándares de BG Group (mejor práctica internacional). La Compañía también está encarando las cuestiones de reducción de emanaciones de gases invernadero (green house gases) para minimizar el impacto sobre los cambios climáticos, cumpliendo las expectativas de la comunidad y las organizaciones no gubernamentales.

Con el objetivo de asegurar la mejora y el cumplimiento constante de los requisitos legales, regulatorios y societarios, se ha llevado a cabo la recertificación de las Normas ISO 14001 (Control Ambiental) y OHSAS 18001 (Evaluación sobre Salud y Seguridad Ocupacional) en diciembre de 2005.

Seguros

Al 31 de diciembre de 2005, la Compañía mantenía un seguro por daños y accidentes contra terceros por un monto de hasta U$S 50 millones, y sus activos físicos estaban asegurados por un monto de hasta U$S 50,8 millones. La Compañía considera que su nivel de cobertura es comparable al de las compañías internacionales de distribución de gas. La Compañía no ha contratado seguro por lucro cesante. No existe garantía alguna que la cobertura del seguro estará disponible o será adecuada en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular.

Marco Regulatorio

A continuación se incluye una descripción del marco regulatorio aplicable a las empresas transportadoras y distribuidoras de gas, incluyendo la Compañía. No obstante, y según lo descripto más adelante y en otras partes del Prospecto, la Ley de Emergencia Pública ha modificado dicho marco significativamente y en una forma perjudicial para la Compañía. Estos cambios también crearon incertidumbre en cuanto a nuestros negocios futuros.

La Compañía ha tomado todas las medidas necesarias como para reservarse sus derechos legales conforme a la Licencia y el marco regulatorio aplicable.

La Constitución Argentina

En 1994 se reformó la Constitución Argentina con respecto a empresas de servicios públicos. Las modificaciones incluyen el otorgamiento de determinados derechos a los clientes de empresas de servicios públicos, 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 de servicios públicas, incluyendo el ENARGAS. A pesar de que en la actualidad no es posible predecir el efecto de estas modificaciones sobre el régimen regulatorio del gas natural, el presente marco regulatorio, en general, es consistente con el contenido de la Constitución Argentina reformada.

La Ley del Gas y la Licencia

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

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

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

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

los productores de gas, los distribuidores y los clientes que contraten directamente con los productores no pueden ser titulares de una participación mayoritaria (según se define en la Ley del Gas y decretos reglamentarios) en una compañía transportadora;
los productores y los transportistas no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una compañía distribuidora:
los clientes que adquieren el gas directamente de los productores no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una compañía distribuidora en su misma región geográfica; y
los contratos entre 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.

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 dispone que la Compañía puede solicitar al ENARGAS una renovación de la Licencia por un período adicional de diez años al vencimiento del período original de 35 años. El ENARGAS deberá evaluar en ese momento el desempeño de la Compañía y formular una recomendación al Poder Ejecutivo. MetroGAS tendrá derecho a 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, el Pliego, las reglamentaciones y decretos respectivos y su 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 otorgar una nueva Licencia, en la cual MetroGAS, si ha cumplido sus obligaciones descriptas más adelante, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al Gobierno Nacional por un tercero. El ENARGAS aún no ha dictado reglamentaciones con respecto a los procedimientos a seguirse en la adjudicación de una nueva licencia en una licitación competitiva o con relación a la compensación a recibir por los licenciatarios al momento del vencimiento de la Licencia de la Compañía.

La Licencia de la Compañía no puede ser modificada sin su consentimiento 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 la Compañía pueda cobrar por sus servicios para compensar el impacto financiero de la modificación de las condiciones de la Licencia. Segundo, el ENARGAS puede modificar las tarifas establecidas inicialmente en relación con la adjudicación de la Licencia, de acuerdo con las disposiciones sobre fijación de tarifas de la Ley del Gas.

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 ese 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 la Compañía, 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 la Compañía y al ENARGAS con una anticipación mínima de tres meses. Sujeto a las condiciones del mercado, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. Dadas las condiciones actuales del mercado, el período de notificación ha sido reducido a tres meses. En caso de que un cliente comprase gas directamente a terceros y posteriormente deseara adquirirlo a la Compañía, ésta no estará obligada a reinstalar ese 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.

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 (a) la obligación de proporcionar un servicio de distribución; (b) mantener un servicio continuo; (c) operar en una forma prudente; (d) mantener la red de distribución; (e) llevar a cabo las inversiones obligatorias; (f) mantener ciertos registros contables; y (g) proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS.

La Licencia prohíbe que la Compañía, sin el consentimiento previo del ENARGAS, asuma deudas de Gas Argentino otorgando derechos reales de garantía sobre sus activos en favor de los acreedores de Gas Argentino reduciendo de este modo su capital o sus activos de distribución, excepto a través de dividendos declarados conforme a la legislación argentina.

Ampliaciones

Las ampliaciones de gran envergadura en el servicio público de distribución de gas requieren la aprobación previa del ENARGAS. La Ley del Gas establece que el distribuidor tendrá todos los derechos necesarios para realizar las ampliaciones aprobadas y prestar el servicio según la Licencia. En caso de 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 ampliación. Las cuestiones respecto a la viabilidad económica de las ampliaciones serán resueltas por el ENARGAS. El 22 de julio de 1993, el ENARGAS emitió una resolución regulando cuales son las ampliaciones que requieren la aprobación del ENARGAS, ya sea por su magnitud o porque los clientes o terceros deben realizar contribuciones a requerimiento de los distribuidores. Esta resolución exige que, en caso de que el distribuidor sostenga que la ampliación no es beneficiosa desde el punto de vista económico, y en consecuencia, requiere aportes de usuarios o de terceros, el distribuidor debe demostrar la exactitud de sus afirmaciones. Los clientes pueden tomar a su cargo la construcción de instalaciones consideradas anti-económicas por el distribuidor, sujeto a la aprobación del ENARGAS.

De conformidad con la Resolución Nº 283/1996 del ENARGAS emitida en marzo de 1996, la Compañía debe pagar las ampliaciones de su red de distribución que hayan sido parcial o totalmente financiadas por sus clientes y que la Compañía haya incorporado a su patrimonio desde la fecha de la Toma de Posesión entregando gas a dichos clientes sin cargo alguno y en los volúmenes determinados sobre la base de una fórmula establecida en dicha resolución, que está concebida para que resulte equitativa tanto para la Compañía como para sus clientes. La Compañía no tuvo obligaciones significativas de entregar gas con posterioridad 31 de diciembre de 2002 en pago de dichas ampliaciones.

Servidumbres

La Licencia autoriza a MetroGAS a ocupar sin cargo bienes del dominio público con el objeto de prestar el servicio adjudicado 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 dentro del área de servicio adjudicada. El Gobierno Nacional deberá perfeccionar el título correspondiente a dichas servidumbres a su propio costo o, a opción de la Compañía, 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 la Compañía, 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$S 500.000 en caso de reincidencia en los incumplimientos de los términos de la Licencia.

La revocación de la Licencia puede ser declarada únicamente por el Poder Ejecutivo a instancias del ENARGAS. La Licencia especifica los motivos de revocación, incluyendo (a) el incumplimiento en el suministro del 35% o más del servicio por parte del titular de la licencia durante quince días consecutivos, o treinta días no consecutivos en un año, o (b) el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio 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 revocada por el Gobierno Nacional si (a) 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 (b) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (c) si la Compañía, sin la aprobación del ENARGAS, intenta una transferencia de la Licencia o, transfiere o grava una parte de los activos que le fueron transferidos por Gas del Estado designados como activos esenciales (los “Activos Esenciales”) o utiliza dichos activos para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la revocación de la Licencia incluyen incumplimiento grave por parte de MetroGAS en llevar a cabo las inversiones obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia, así como la quiebra o liquidación 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 revocación. El Gobierno Nacional ha promulgado el Decreto N° 1834/02, por el cual se dispone que ni la presentación en concurso de la Compañía ni la presentación de un pedido de quiebra en su contra antes del 10 de diciembre de 2003 originará la revocación de su Licencia. No puede asegurarse que la suspensión de esta disposición de la Licencia continuará vigente después de esa fecha. Dicha fecha ha sido prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2005 mediante la Ley Nº 25.972.

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 libro neto de MetroGAS cualquier cantidad adeudada por daños y perjuicios al estado argentino originados por los hechos que resultaron en la revocación de la Licencia. Dichos daños nunca serán inferiores al 20% del valor libro neto de la Compañía. Además, el Gobierno Nacional en tales circunstancias, puede requerir que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario hasta que sean colocadas en una 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 revocación de la Licencia, el Gobierno Nacional tiene derecho a designar un operador provisorio para que continúe prestando los servicios adjudicados en la Licencia hasta la designación de un nuevo licenciatario. Los honorarios y gastos incurridos por dicho operador provisorio estarán a cargo de la Compañía que no tendrá derecho alguno (sujeto a revisión judicial) a ningún pago por lucro cesante o en contraprestación por el uso de sus bienes por parte del operador provisorio.

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

Extinción de la Licencia

Como regla general, al producirse la extinción de la Licencia por completarse todo su período, le corresponderá a la Compañía el que resulte inferior de estos dos montos: (a) el valor libro neto de sus Activos Esenciales (incluyendo bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores realizadas en dólares estadounidenses ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada o (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia, neto de los costos e impuestos pagados por el participante que resulte adjudicatario. Al término de la Licencia, en caso que MetroGAS haya cumplido en forma adecuada con sus obligaciones durante la vigencia de ella (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 valuación 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 (a) 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 extinción de la Licencia, o (b) el Gobierno Nacional revocara la Licencia y el ENARGAS, en consecuencia, le exigiera a Gas Argentino transferir todas sus acciones en MetroGAS a esta entidad, en calidad de fiduciario para su posterior licitación.

La Licencia también podrá finalizar 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 que resulte inferior de los siguientes montos: (a) el valor libro neto de sus Activos Esenciales (incluyendo bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores realizadas en dólares estadounidenses ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada o (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia, neto de los costos e impuestos pagados por el participante que resulte adjudicatario

ENARGAS

La Ley del Gas creó al ENARGAS como entidad 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 de 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:

hacer cumplir las disposiciones de la Ley del Gas, las reglamentaciones en vigencia y las licencias de las compañías privatizadas;
asesorar al Poder Ejecutivo sobre la cesión, renovación y revocación de las licencias;
emitir reglamentaciones, decretos o publicaciones sobre los resultados de sus investigaciones en relación a determinados hechos presentados ante dicho ente;
emitir y controlar el cumplimiento de reglamentaciones relacionadas con aspectos técnicos y de seguridad, contabilidad uniforme, medición y facturación y procedimientos de desconexión;
impedir el comportamiento discriminatorio o anti-competitivo por parte de empresas sujetas a la Ley del Gas;
aprobar las tarifas y sus ajustes;
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 ininterrumpible;
emitir aprobaciones para la transferencia de participaciones mayoritarias en las compañías de distribución y transporte de gas;
aprobar la construcción de nuevas instalaciones significativas, y la ampliación o abandono de las instalaciones existentes;
inspeccionar y aprobar las instalaciones, y ordenar la suspensión del servicio y la reparación o reemplazo de las instalaciones y del equipamiento;
emitir reglamentaciones en relación con el mantenimiento de las instalaciones e informar sobre los requisitos a ser cumplidos al respecto;
encargarse de la protección del medio ambiente y del servicio público;
solicitar a las entidades reguladas el suministro de información y documentación para verificar el cumplimiento de las respectivas normas e inspeccionar a las empresas transportistas;
aplicar las sanciones, incluyendo los apercibimientos y multas, contempladas en la Ley del Gas y en las licencias; y
comparecer ante tribunales civiles y penales para hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones 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.

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 la Secretaría de Energía o directamente ante los tribunales federales de la Argentina.

Restricciones con respecto a los Activos Esenciales

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

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

Conforme al Contrato de Transferencia, 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.

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 indebidamente 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

A partir del 1º de enero de 2002, todas las tarifas de servicios públicos, incluyendo las de la Compañía, fueron pesificadas y congeladas de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. Por lo tanto, las tarifas han dejado de ser en dólares estadounidenses y se han convertido a pesos a razón de Ps. 1 por U$S 1 y no se realizan más ajustes de las tarifas para reflejar los cambios en los precios internacionales.

La Compañía tiene ahora dos cuadros tarifarios, uno corresponde a la Ciudad de Buenos Aires 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 sobre los ingresos brutos determinados por las provincias. 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 fecha las distintas jurisdicciones provinciales fueron variando las alícuotas del tributo, y en algunos casos su base imponible. De este modo, de acuerdo con la Ley del Gas, que dispone el traslado a los clientes de las variaciones en los impuestos aplicados a las tarifas, el ENARGAS autorizó a facturar a los clientes el impuesto sobre los ingresos brutos en líneas separadas de sus facturas. El nivel de ingresos totales de las distribuidoras de gas no se ve afectado por esta modificación.

En mayo, julio y agosto de 2002, el ENARGAS emitió resoluciones autorizando desde el 1º de mayo de 2002 aumentos tarifarios conforme a los valores de las tarifas en pesos para los meses de invierno de 2001. No obstante, dichos aumentos no reflejaron el costo incremental estacional del gas en boca de pozo.

En noviembre de 2003, el ENARGAS una vez más pospuso una audiencia pública para el debate sobre los precios del gas en boca de pozo. Esta audiencia estaba programada originalmente para junio de 2003, se postergó a agosto de 2003 y nuevamente a noviembre de 2003. Finalmente, el ENARGAS emitió una resolución aprobando aumentos en las tarifas del gas natural y estableció el cuadro tarifario actual.

El 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 415/2004, conforme a la cual los clientes residenciales y comerciales reciben incentivos o cargos adicionales de acuerdo con su consumo de gas natural. Este programa recompensa a los clientes que hayan ahorrado energía e impone cargos adicionales a los que no lo hayan hecho. De este modo, los clientes que consuman menos del 90% de la cantidad de gas que usaron durante el mismo período facturado en en año anterior serán recompensados con un descuento del 10 al 12% sobre el costo de su consumo de gas natural anual, mientas que los clientes que utilicen más del 95% del gas que consumieron durante el mismo período facturado en el año anterior pagarán un cargo adicional sobre lo que consuman por encima del porcentaje del 95%. La Resolución N° 415/2004 no fue de aplicación desde el 15 de septiembre de 2004 hasta el 30 de abril de 2005, conforme lo dispuso la Resolución N° 942/04 de la Secretaría de Energía. Pero la Resolución 624/2005 de la Secretaría de Energía, publicada el 11 de abril de 2005, reestableció la vigencia del Programa de Uso Racional del Gas Natural, previsto por la mencionada Resolución N° 415 de fecha 28 de abril de 2004. Dependiendo de la categoría a la que pertenezcan, los usuarios que consuman menos del 90% o 95% de la cantidad de gas utilizada durante el mismo período del año anterior, teniendo en cuenta la temperatura promedio de cada período, serán recompensados con 1 metro cúbico por cada metro cúbico ahorrado por debajo de dichos niveles. Los usuarios cuyo consumo se encuentre entre 90% y 105%, dependiendo de la categoría, pagarán un recargo sobre el gas consumido por encima de dichos niveles. El Programa estará en vigencia desde el 15 de abril y hasta el 30 de septiembre de cada año, pudiendo este plazo ser modificado a criterio de la Secretaría de Energía, de acuerdo con la evolución del Programa.

El siguiente cuadro muestra las tarifas máximas vigentes a partir del 1° de mayo de 2005 para cada clase de servicio, según el Anexo I de la Resolución 3227 del ENARGAS.

Tarifas Máximas al 1° de mayo de 2005


		Tarifas Máximas al 1° de mayo de 2005
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
		(en Pesos)
Residencial(a) R1, R2 y R3:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,143651	0,147451
Cargo mínimo	$/factura	13,075555	13,207094
Servicio General P1 y P2:
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000 m3(c)	$/m3	0,133962	0,137131
1.001-9.000 m3(c)	$/m3	0,124995	0,128118
>9.000 m3(c)	$/m3	0,116029	0,119106
Cargo Mínimo	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General P3:
Cargo de cliente (b)	$/factura	10.958.166	11.014.653
0-1.000 (c)	$/m3	0,197717	0,200886
1.001 – 9.000 (c)	$/m3	0,188750	0,191873
> 9.000 (c)	$/m3	0,179784	0,182861
Cargo mínimo	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General:
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,679295	10,734343
Cargo por demanda(d)	$/m3 por día	1,006691	1,028992
0-5.000 m3(c)	$/m3	0,145518	0,139692
>5.000 m3(c)	$/m3	0,139692	0,141242
Grandes Clientes Servicio Firme:
Distribución:
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,200801	11,258537
Cargo por demanda(d)	$/m3 por día	0,618001	0,638298
Todos los consumos(c)	$/m3	0,141335	0,142895
Transporte:
Cargo de cliente (b)	$/factura	11,200801	11,258537
Cargo por demanda(d)	$/m3 por día	0,567090	0,587124
Todos los consumos(c)	$/m3	0,134208	0,135731
Grandes Clientes Interrumpible:
Distribución:
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos(c)	$/m3	0,140757	0,142915
Transporte:
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos	$/m3	0,133629	0,135751
Subdistribuidoras
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,679295	10,734343
Todos los consumos (c)	$/m3	0,88700	0,091154
CNG Firme
Cargo de cliente(b)	$/factura	11.012.049	11.068.813
Todos los consumos (c)	$/m3 por día	0,130005	0,132319
Cargo por demanda (d)	$/m3	0,769065	0,769085
CNG Interrumpible
Cargo de cliente (b)	$/factura	11.012.049	11.068.813
Todos los consumos	$/m3	0,130005	0,132319

______

Notas:

(a) A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente, a todos los demás clientes, mensualmente.

(b) Cargo fijo por factura

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

Renegociación de las Tarifas

En enero de 2002, conforme a la Ley de Emergencia Pública, las tarifas que la Compañía cobraba a sus clientes fueron convertidas de sus valores originales en dólares a pesos en una proporción de 1 a 1 y además fueron congeladas ya que la Ley de Emergencia Pública no permite indexación de ningún tipo. Dicha ley también dispone que el Gobierno Nacional debería renegociar los acuerdos de las empresas de servicios públicos afectadas por la pesificación y se ha creado una Comisión de Renegociación dentro del Ministerio de Economía con el objeto de facilitar dichas renegociaciones. La pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía violan disposiciones expresas de la Licencia.

La Resolución Nº 20/2002 del Ministerio de Economía exigió que las empresas de servicios públicos presenten a la Comisión de Renegociación información respecto del impacto de la emergencia sobre su situación financiera y económica, un resumen de la situación financiera y económica de ellas, los detalles de su endeudamiento, la evolución de sus contratos (incluyendo las modificaciones relevantes) y el nivel de su rendimiento. El Ministerio de Economía ha declarado que la presentación de dicha información por parte de una compañía no se consideraría una renuncia a ninguno de los derechos que le pudieran corresponder. Asimismo, la Compañía ha realizado todas las reservas expresas necesarias de sus derechos legales conforme a la Licencia y el marco regulatorio aplicable.

De acuerdo con la Ley de Emergencia Pública, el gobierno debe considerar los siguientes factores en la negociación del nuevo régimen tarifario:

el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos;
la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente;
la protección de los usuarios y la accesibilidad de los servicios;
la seguridad de los sistemas comprendidos;
la rentabilidad de las empresas.

El resultado de la renegociación con el Gobierno Nacional resulta incierto. Las principales preocupaciones de la Compañía incluyen: (1) si se otorgarán aumentos reales de las tarifas a un nivel suficiente como para permitir que la Compañía cubra sus costos operativos, cumpla con sus obligaciones financieras y provea un retorno sobre el capital razonable, y (2) el plazo incierto del cierre de las negociaciones.

Con el objeto de asistir a las empresas de servicios públicos en el proceso de renegociación, el Ministerio de Economía emitió normas procesales estableciendo un cronograma que comprende cuatro fases (las “Normas de Procedimiento”):

fase I: reuniones informativas con las partes pertinentes para analizar el proceso de renegociación;
fase II: presentaciones por parte de las empresas de servicios públicos explicando la forma en que han recibido el impacto de la crisis económica argentina y presentando propuestas para posibles soluciones;
fase III: discusión y análisis de las propuestas; y
fase IV: presentación de los acuerdos propuestos al Ministerio de Economía para su consideración.

De acuerdo con las Normas de Procedimiento, la Compañía ha presentado una solicitud provisoria para el aumento de tarifas y una propuesta integral considerando su régimen tarifario dentro de los plazos establecidos. No se sabe cuando concluirán las negociaciones y si terminarán en una forma que no tengo un efecto sustancial adverso sobre la Compañía.

El 24 de enero de 2003, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 120/03 que estableció que el Gobierno Nacional podía disponer aumentos o ajustes de tarifas provisorios hasta que finalice el proceso de renegociación de los contratos y licencias para la prestación de servicios públicos requerida por la Ley de Emergencia Pública. El 30 de enero de 2003, el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2787 del ENARGAS dispusieron un aumento de tarifas provisorio de aproximadamente el 10% para los sectores de la electricidad y del gas. El 30 de enero de 2003, la Compañía comenzó a facturar a sus clientes con las tarifas aumentadas. Sin embargo, el Defensor del Pueblo de la Nación y el Defensor del Pueblo de la Ciudad de Buenos Aires y organizaciones de defensa del consumidor presentaron oposiciones a ambos decretos en varios tribunales y, según estas oposiciones, se emitió una orden judicial prohibiendo el aumento de estas tarifas. Como consecuencia de esta prohibición judicial, el 27 de febrero de 2003, la Compañía suspendió la facturación a sus clientes con el aumento de tarifas y retomó la facturación con los niveles anteriores más bajos. No puede asegurarse que se producirá algún otro aumento provisorio de tarifas, o de producirse, que no se prohibirá.

Mediante el Decreto Nº 311 de fecha 3 de julio de 2003, el Gobierno Nacional formó la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) con el objetivo de brindar asesoramiento sobre el proceso de renegociación de 61 contratos de obras y servicios públicos, creando un marco regulatorio común para todas las empresas de servicios públicos. La UNIREN está presidida por el Ministro de Planificación Federal y continúa el proceso de renegociación de contratos desarrollado por la comisión de renegociación de contratos de servicios públicos anterior asumiendo la responsabilidad por todas las cuestiones en curso. El 11 de julio de 2003, el Ministerio de Economía y Producción y el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios emitieron la Resolución Conjunta Nº 118/03 y Nº 25/03 designando al Sr. Jorge Gustavo Simeonoff como Secretario Ejecutivo de la UNIREN. El Sr. Simeonoff había ocupado un cargo similar en la comisión de renegociación de contratos de servicios públicos anterior. Aunque dicha resolución no especifica plazos, varios funcionarios de gobierno han anunciado que el proceso duraría 18 meses.

El 22 de octubre de 2003, el Boletín Oficial publicó la Ley Nº 25.790 que prorroga hasta el 31 de diciembre de 2004 el plazo para la renegociación de los contratos establecido por el Artículo 9 de la Ley de Emergencia Pública. La nueva ley también dispuso que las atribuciones de los entes reguladores sobre la revisión de los contratos, ajustes de tarifas y modificaciones establecidas en los marcos regulatorios correspondientes podrían ejercerse siempre que sean consistentes con la evolución del proceso de renegociación comprometido por el Gobierno Nacional, según el Artículo 9 de la Ley de Emergencia Pública.

El 14 de octubre de 2003, la UNIREN convocó a una reunión para el 26 de noviembre de 2003 con el objetivo de acordar un cronograma de trabajo y reuniones a los fines de analizar los distintos aspectos de la renegociación de la licencia de las empresas distribuidoras de gas y electricidad. A pesar de las solicitudes de la Compañía y de otras licenciatarias de que la reunión sea postergada, el gobierno no aceptó la propuesta.

El 26 de noviembre de 2003, la UNIREN anunció su intención de convocar una reunión entre las licenciatarias con el objeto de acordar un cronograma de trabajo y reuniones para analizar los diferentes aspectos de la renegociación de la Licencia de la Compañía. El 28 de noviembre de 2003, la UNIREN envió a la Compañía pautas relativas a dicha renegociación incluyendo un cronograma de actividades.

El 13 de enero de 2004, la Compañía envió a la UNIREN una propuesta para incluir ciertas cuestiones relevantes para la Compañía como parte de la agenda de la renegociación.

En julio de 2004, UNIREN propuso formalmente una Carta de Entendimiento a los transportadores de gas y electricidad, otorgándoles 10 días para responderla. La respuesta fue un fuerte rechazo, debido a importantes desacuerdos con el contenido de las cartas. A partir de esa fecha, se realizaron varias reuniones con distintos legisladores y sus asesores con el fin de expresar las preocupaciones de la Compañía respecto de cuestiones regulatorias y proponer cambios en línea con su objetivo, que es mantener el Marco Regulatorio del Gas aprobado por ley, tanto como sea posible.

El Congreso argentino aprobó en diciembre de 2004 la extensión, hasta el 31 de diciembre de 2005, del período para que el Poder Ejecutivo renegocie los contratos de servicios públicos.

A raíz de la propuesta de carta de entendimiento enviada por la UNIREN cuyos términos fueron rechazados por la Compañía, el Ministerio de Economía y el de Planificación Federal, Inversiones Pública y Servicios dispusieron que dicho organismo cite a una audiencia, la cual se llevó a cabo el día 22 de abril de 2005, para tratar la propuesta de adecuación del contrato de licencia efectuada por la UNIREN.

El 16 de junio se recibió la Nota de UNIREN Nº 1449, en la cual reiteran el pedido del Plan de Obras de la Nota Nº 1328, y adjuntan la propuesta de Acta Acuerdo que contiene progresos respecto a los lineamientos originales de la Carta de Entendimiento.

Con fecha 24 de junio y en relación con el Acta Acuerdo, la Compañía manifestó que si bien la nueva propuesta considera parcialmente algunas de las observaciones planteadas por la empresa en la respuesta de enero de 2005 y en la Audiencia Pública, la misma seguía siendo una propuesta unilateral y expuso su disposición a negociar un Acuerdo consensuado y equilibrado para ambas partes.

A partir de la contrapropuesta formal efectuada por la Compañía el 7 de septiembre de 2005, se mantuvieron varias reuniones del equipo técnico de la Compañía y de los representantes legales del accionista, que ha iniciado acciones en el tribunal arbitral, con los representantes de la UNIREN.

Con fecha 21 de noviembre de 2005 la UNIREN, mediante la Nota Nº 2305/05, efectúa una nueva contrapropuesta que no difiere demasiado de la enviada en junio de 2005 y donde subsisten diferencias importantes en cuanto a la ecuación económica de la propuesta y de los aspectos relacionados con la suspensión y renuncia al reclamo arbitral, así como limitaciones a las transferencias de acciones.

Con fecha 29 de diciembre, la Compañía efectuó una nueva contrapropuesta sobre las cláusulas que contienen aspectos regulatorios y económicos, dejándose explícito que las cláusulas que están dirigidas a compromisos de los accionistas serán analizadas en forma directa por ellos.

Por otra parte, cabe destacar que, que con fecha 10 de enero de 2006 mediante la Ley N° 26.077 fue prorrogada la Ley de Emergencia Económica y el período de renegociación de los contratos hasta diciembre de 2006.

Ajustes Semestrales de Tarifas Contemplados por la Licencia

Salvo respecto de los aumentos tarifarios estacionales que reflejen los costos de la compra de gas, todos los aumentos de tarifas han sido suspendidos por la Ley de Emergencia Pública.

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de los distribuidores sean ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo de la compra y el transporte del gas y la tasa de inflación reflejada por el IPP de los Estados Unidos. El objeto de efectuar dichos ajustes es asegurar que el distribuidor recupere ni más ni menos que sus costos reales de compra y transporte de gas y para que compense los aumentos asumidos en otros costos operativos. Los mecanismos de los ajustes periódicos están especificados en la Licencia.

Se requiere que las tarifas sean reajustadas en mayo (para el período de cinco meses de invierno) y en octubre (para el período de siete meses de verano) para reflejar las variaciones proyectadas en el costo de compra del gas. La Ley del Gas y la Licencia autorizan a la Compañía a trasladar a los usuarios el costo del gas ajustando el precio al consumidor final para reflejar cualquier variación en el costo real del gas adquirido durante cada período tarifario, teniendo en cuenta que el ENARGAS puede limitar el traslado de dichos costos en tanto determine que éstos superan los costos negociados por otras distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 1411/1994 que faculta al ENARGAS para limitar el traslado de aumentos a precios que no resulten más elevados que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado a la misma cuenca en condiciones equivalentes, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo. Se exige que la Compañía rinda cuentas por las diferencias entre el costo proyectado del 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.

Conforme a la Licencia, las tarifas también deben ajustarse dos veces al año, en enero y julio, para reflejar modificaciones en el IPP de los Estados Unidos.

Las tarifas de la Compañía también pueden ajustarse en enero y en julio, luego de su notificación al ENARGAS y ante la ausencia de su objeción, para reflejar los cambios en las tarifas de las empresas de transporte conforme a las licencias de transporte y al Factor de Inversión K. La reducción en las tarifas de transporte resultaría en una reducción correlativa en las tarifas de la Compañía.

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

Ajustes de las Tarifas de acuerdo con el Precio de Compra del Gas y Controversias Relacionadas

MetroGAS opera en una industria regulada, 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. En varias oportunidades la Compañía no ha estado de acuerdo con la interpretación y aplicación del marco regulatorio efectuada por el ENARGAS. De acuerdo al Marco Regulatorio que rige el servicio público de distribución de gas, las tarifas del distribuidor deben ajustarse periódicamente para reflejar las variaciones de los costos de la compra del gas. No obstante ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo del gas contratado con los productores, impidiendo de este modo que la Compañía recupere aproximadamente Ps. 25 millones correspondientes a sus compras de gas desde 1995 hasta 2001. La Compañía ha presentado los recursos correspondientes con respecto a estos temas. Mientras que algunos de los recursos han sido rechazados, los recursos relativos a Ps. 18,3 millones de costos de compra de gas continúan en trámite.

La promulgación de la Ley de Emergencia Pública y el Decreto N° 214/2002 tuvieron el efecto, entre otras cuestiones, de fijar el precio del gas que paga la Compañía de conformidad con sus Contratos de Compra de Gas. No obstante, la Ley de Emergencia Pública y el mencionado Decreto no afectan los precios a los cuales la Compañía adquiere el gas en el mercado spot que se prevé sean sustancialmente más elevados que los precios pagados por el gas conforme a los Contratos de Compra de Gas. No puede preverse el nivel de las compras de la Compañía en el mercado spot con motivo de que esto se ve afectado por un sinnúmero de variables impredecibles incluyendo temperaturas promedio y niveles de precipitaciones en invierno. Existe el riesgo de que el ENARGAS pueda denegar el traslado a las tarifas del monto total de los costos de la Compañía de compra del gas en el mercado spot a través de los términos del Decreto N° 1020/95.

Las futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por parte del ENARGAS, incluyendo las futuras limitaciones sobre el traslado de costos importantes del gas podrían afectar sustancial y adversamente a la Compañía.

Ajustes de las Tarifas por el IPP de los Estados Unidos y Controversias Relacionadas

El 10 de enero de 2000, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 1477 a través de la cual ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2000, no incluyendo un ajuste por el IPP de los Estados Unidos, según lo contemplado en la Licencia antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste hubiera representado un aumento del 3,78% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas a partir de esa fecha. Esto se debió a que en negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno Nacional, las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución acordaron diferir la facturación de los montos resultantes del ajuste por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al primer semestre del año. Asimismo, el ENARGAS estableció, mediante la misma resolución, la metodología para recuperar, durante un período de 10 meses a partir del 1° de julio de 2000, los montos no percibidos devengados por aplicación del IPP de los Estados Unidos correspondientes al primer semestre de 2000.

Con fecha 17 de julio de 2000, las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución, el ENARGAS y el Gobierno Nacional acordaron aumentar las tarifas con vigencia desde el 1º de julio de 2000 (a) para reflejar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos, que en virtud del acuerdo referido en el párrafo anterior, no había sido agregado a las tarifas del 1º de enero de 2000; y (b) por el monto que hubiera sido facturado durante los primeros seis meses de 2000 en concepto de dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos si hubiera sido agregado a las tarifas el 1º de enero de 2000, e incorporar dicho aumento, con los intereses devengados, del siguiente modo: (x) 30% desde el 1º de julio de 2000 hasta el 30 de abril de 2001 e (y) el 70% restante desde el 1º de octubre de 2000 hasta el 30 de abril de 2001. Adicionalmente, se acordó diferir la facturación de los montos relativos a los ajustes por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al período 1° de julio de 2000 hasta el 30 de junio de 2002 y crear un Fondo de Estabilización del IPP de los Estados Unidos. Este Fondo de Estabilización se creó a partir del 1º de julio de 2000 y se integró con los montos que resultaron de la diferencia entre las tarifas realmente cobradas y las que debían haberse cobrado hasta el 30 de junio de 2002, si dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos se hubiera incorporado a las tarifas, según lo contemplado por el marco regulatorio. El Gobierno Nacional ratificó esto mediante el Decreto Nº 669 del 4 de agosto de 2000. Considerando las circunstancias, la Compañía acumuló el monto diferido durante el período correspondiente junto con intereses a una tasa anual del 8,2%.

El 29 de agosto de 2000, MetroGAS fue notificada de una medida cautelar, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, que ordenó suspender la aplicación del Decreto N° 669, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, el Ministerio de Economía y las licenciatarias, incluyendo la Compañía, presentaron un recurso contra dicha medida cautelar y una oposición a la competencia del Defensor del Pueblo de la Nación que fue rechazada. Posteriormente, el ENARGAS comunicó a MetroGAS que debería retrotraer las tarifas a la situación previa a la promulgación del Decreto N° 669, es decir sin el aumento por el IPP de los Estados Unidos. Desde que la Ley de Emergencia Pública eliminó el ajuste por el IPP de los Estados Unidos, la Compañía no está impulsando el recurso respecto de dicha resolución ante la Corte Suprema de Justicia. No obstante, seguirá oponiéndose a la decisión que dispone que el ajuste por el IPP de los Estados Unidos es ilegal y se tratará de recuperarlo hasta la fecha de vigencia de la Ley de Emergencia Pública.

Considerando las circunstancias descriptas y los acontecimientos recientes ocurridos en el contexto de la crisis financiera argentina explicada anteriormente, la Compañía eliminó como “Pérdida Extraordinaria” en 2001 la diferencia entre el ingreso que se había acumulado durante 2000 y 2001 atribuible a los ajustes por el IPP de los Estados Unidos no facturados menos los gastos devengados durante dicho período en concepto de aumentos en las tarifas de transporte atribuibles a los ajustes por el IPP de los Estados Unidos a esas tarifas que hubieran sido pagados a TGS y TGN.

Revisión Quinquenal de Tarifas contemplada por la Licencia

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 promulgó el 12 de marzo de 1996. La Ley del Gas requiere que, al determinar dicha normativa, el ENARGAS debe otorgar a las compañías (1) la oportunidad para obtener ingresos suficientes para recuperar todos los costos operativos 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 “RPI-X+K”. Dado que el indicador de mercado internacional seleccionado por Argentina fue el Índice de Precios del Productor de los Estados Unidos publicado por el “Bureau of Labor Statistics, U.S. Department of Labor”, la fórmula de ajuste de tarifa argentina está más correctamente expresada así: “IPP de los Estados Unidos-X+K”. La metodología de fijación de tarifas difiere de la forma 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 durante 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 desde el 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 contados desde 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 las tarifas de distribución al momento de su ajuste para compensar a la Compañía 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 Compañía. En ambos casos, sin embargo, el compromiso para efectuar dichas inversiones durante el período de cinco años será obligatorio para la Compañía, que también, en cualquier momento, puede solicitar al ENARGAS un ajuste en la tarifa de distribución relacionado con las inversiones propuestas para ampliar la capacidad del sistema. El ENARGAS, basándose en el plan de inversiones presentado por MetroGAS con 18 meses de anticipación al correspondiente período de cinco años, debe proponer un Factor de Inversión "K" con una anterioridad no menor a 12 meses desde el 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 desde el 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 el ENARGAS, la tarifa de distribución establecida por este ente resultará de aplicación, pudiendo MetroGAS solicitar la revisión de las acciones del ENARGAS tanto por vía administrativa como por vía judicial.

Revisión Quinquenal de Tarifas y Controversias Relacionadas

El ENARGAS a través de la Resolución Nº 557 de fecha 5 de enero de 1998 ajustó las tarifas la Compañía a partir del 1º de enero de 1998 de la siguiente forma: i) aplicó un aumento del 0,9456% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas con el objeto de reflejar la variación del IPP de los Estados Unidos; ii) fijó el Factor de Eficiencia X en un 4,7% sobre el componente de distribución de las tarifas del servicio residencial, SGP, servicio de GNC y clientes subdistribuidores por única vez; y iii) reconoció la necesidad que tuvo la Compañía de contratar un volumen adicional de transporte para atender la demanda ininterrumpible en los meses 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 las tarifas por la variación del IPP de los Estados Unidos, de lo que surgió una rebaja del 2,42% sobre los componentes de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía a los clientes referidos en el cláusula (ii) del párrafo anterior; y (ii) aplicó el Factor de Inversión K para el segundo trimestre de 1998 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%;

El ENARGAS dictó con fecha 6 de enero de 1999, la Resolución Nº 901, por la que ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 1999, del siguiente modo: i) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas según la variación del IPP de los Estados Unidos, lo que significó una disminución de los mismos del 0,64%; ii) 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 iii) se completó el ajuste en el componente de transporte de la tarifa de los usuarios ininterrumpibles.

Por Resolución Nº 1.160 de fecha 5 de julio de 1999, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de julio de 1999, tal como se indica a continuación: i) actualizó los componentes de transporte y distribución de las tarifas según la variación del IPP de los Estados Unidos, lo que significó un aumento de los mismos del 0,24%; y ii) 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 1.477 del 10 de enero de 2000, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía 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 IPP de los Estados Unidos aplicable durante el primer semestre de 2000.

A través de la Resolución Nº 1.804, el ENARGAS ajustó las tarifas al 1º de julio de 2000 del siguiente modo: (a) ajustó el componente de transporte y distribución de las tarifas para el segundo semestre de 2000 con el objeto de reflejar los cambios en el IPP de los Estados Unidos, lo que resultó en un aumento del 3,7751%, además del recupero de la deuda acumulada por el saldo de las tarifas que no fueron facturadas desde enero a julio de 2000, y (b) aplicó el Factor de Inversión K a dicho semestre, dando como resultado los siguientes aumentos en los márgenes de distribución: Residenciales 0,48%, SGP 0,35% y GNC 0,41%. El ENARGAS aplico dicho recupero del IPP de los Estados Unidos mediante un Acta Acuerdo por la cual se estableció el mecanismo de financiación para el ajuste de tarifas correspondiente al primer semestre del ejercicio 2000. El Poder Ejecutivo aprobó dicho Acta Acuerdo y el mecanismo de financiación a través del Decreto Nº 669 del 4 de agosto de 2000. No obstante, el 29 de agosto de 2000, se notificó a la Compañía una medida cautelar suspendiendo el Decreto Nº 669, en consecuencia el ENARGAS informó a la Compañía que debían reducirse las tarifas para eliminar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos.

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

A través de la Resolución Nº 2.070, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2001 aplicando el Factor de Inversión K, resultando en el siguiente aumento de los márgenes de distribución: Residenciales 0,45% y SGP 0,33%.

Mediante la Resolución Nº 2.347, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de julio de 2001 aplicando el Factor de Inversión K, resultando en el siguiente aumento de los márgenes de distribución: Residenciales 0,36%, SGP 0,27% y GNC 0,32%. El ENARGAS aprobó un valor del Factor de Inversión K que es inferior al solicitado por la Compañía, aún cuando se completaron las obras realizadas durante el primer semestre de 2001. Esto resulta de una particular interpretación del ENARGAS del compromiso contraído por la Compañía a ese momento, asumiendo un excedente de hasta el 5% de la ampliación total del proyecto. La Compañía presentó una apelación sobre este último punto.

A través de la Resolución Nº 2.487, el ENARGAS aprobó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2002 manteniendo los valores existentes expresados en pesos a octubre de 2001 de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública.

El ENARGAS, mediante la Resolución Nº 2.611 de fecha 31 de mayo de 2002, provisoriamente aprobó el cuadro tarifario vigente desde el 1º de mayo al 30 de junio de 2002 con un valor del componente del gas idéntico al aprobado para el invierno anterior. En julio y agosto, el ENARGAS, a través de la Resolución Nº 2.653 y 2.691 estableció la prórroga de los cuadros tarifarios aprobados mediante Resolución Nº 2.611 por un período de tiempo indeterminado.

En diciembre de 2000, el ENARGAS presentó a las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución un grupo de documentos preparado por consultores locales e internacionales bajo la guía de un grupo especializado en esta cuestión en particular de Foundation for Latin American Economic Research ("FIEL") que proveería la base para la preparación de la metodología (la “Metodología”) para la Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT II), la cual determinaría la estructura tarifaria aplicable desde el 1º de enero de 2003 al 31 de diciembre de 2007.

Con el objeto de cumplir las tareas requeridas por un proceso complejo como la revisión quinquenal, la Compañía formó un grupo de trabajo integrado por representantes de sus distintos departamentos, con una interacción global entre un Comité Técnico y un Comité de Coordinación controlando constantemente la evolución del proceso.

Las circunstancias económicas y financieras complejas y los sucesivos cambios en la Secretaría de Energía, responsable de la política energética a largo plazo, demoraron la determinación de la Metodología por parte del ENARGAS.

El 6 de abril de 2001, el ENARGAS informó a las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución la Metodología, en relación con la cual el ENARGAS estableció que era conveniente llevar a cabo los siguientes ajustes regulatorios durante la RQT II:

Una revisión integral (full rate case) de los niveles de tarifas con el objeto de corregir cualquier distorsión posible que pueda haberse acumulado desde la privatización.
Reformas a la estructura regulatoria para optimizar la operación y ampliación del sistema.
Asegurar la calidad y confiabilidad del servicio definiendo el grado de severidad del invierno por el cual los distribuidores deben garantizar el suministro y confiabilidad del sistema de gasoductos con el objeto de cumplir con la demanda.
Individualización contable de las actividades de las licenciatarias de distribución en marketing (suministro y transporte de gas) y actividades de distribución, a partir de enero de 2003.
Redefinición de los usuarios del servicio general “P” y “G”, con la posibilidad de un by-pass comercial.

En mayo de 2001, el ENARGAS emitió un documento sobre la metodología para la determinación del costo del capital que se utilizaría para descontar el flujo de fondos de ingresos y gastos relativos al nuevo período quinquenal. Esta metodología sería utilizada para determinar la “rentabilidad razonable” de las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas para el período 2003-2007.

La Compañía presentó comentarios sobre dicha metodología y solicitó aclaración sobre las normas establecidas en ese momento. Además, la Compañía presentó información sobre la base tarifaria, que implica inversiones realizadas desde el inicio de las operaciones hasta el año 2000, así como también información clasificada sobre demanda, ventas y gastos durante el año 2000.

El 13 de noviembre de 2001, el ENARGAS informó a las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas las tasas de costo de capital que se aplicarían a las actividades de distribución y transporte (12,1% y 10,4%, respectivamente). La Compañía ha presentado un recurso sobre la tarifa fijada por el ENARGAS, que se basa en una metodología a la cual la Compañía se opone.

Hacia fines de noviembre de 2001, la Compañía presentó al ENARGAS el programa de inversiones sugerido para el período 2003/2007 que sería financiado con la base tarifaria a ser fijada el 1º de enero de 2003 y con los Factores de Inversión K. La Compañía también se reservó el derecho a presentar otras inversiones adicionales aprovechando la posibilidad anunciada oficialmente por el ENARGAS. Considerando el deterioro de la economía argentina a ese momento, la Compañía implementó las inversiones dependiendo de la posibilidad de obtener fondos en el mercado de capitales a tasas razonables compatibles con la tasa del costo del capital que el ENARGAS reconocería en el proceso de la RQT II.

Hacia fines de 2001, el ENARGAS exigió que la Compañía presente proyecciones sobre inversiones para el período 2003/2007. La Compañía requirió una prórroga ya que no era posible determinar el impacto que podrían tener los cambios en la economía argentina como la devaluación, la promulgación de la Ley de Emergencia Pública y sus decretos reglamentarios, sobre los precios de mercaderías y servicios nacionales e importados.

Finalmente por una nota de fecha 8 de febrero de 2002, el ENARGAS declaró la suspensión de los plazos fijados para el proceso de la RQT II hasta que se lleve a cabo el proceso de renegociación previsto por la Ley de Emergencia Pública.

Recargo sobre el Consumo de Gas Natural

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

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

Nuevas Reglamentaciones

Los Decretos del Poder Ejecutivo Nº 180/2004 y 181/2004 promulgados el 12 de febrero de 2004 por el Gobierno Nacional (en conjunto, los “Decretos”) modifican el marco regulatorio existente aplicable a las empresas distribuidoras de gas, incluyendo la Compañía

Decreto Nº 180

En virtud del Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/2004 (”Decreto Nº 180”) se crea un fondo fiduciario (el “Fondo Fiduciario”) como el principal vehículo para atender las inversiones en los proyectos de distribución y transporte de gas. El Fondo Fiduciario será administrado por el Ministerio de Planificación Federal y sus inversiones iniciales serán realizadas a través de (a) los cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios de transporte y distribución; (b) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito; y (c) los aportes específicos realizados por los beneficiarios directos.

El Decreto N° 180 establece la creación de un Mercado Electrónico de Gas (el “MEG”), que tiene por objeto funcionar como mercado centralizado a través del cual se realizarán las operaciones del mercado spot, diversas operaciones del mercado secundario u operaciones de reventa de capacidad de transporte. Las entidades de estos mercados podrán cobrar derechos y comisiones aprobados por la Secretaría de Energía para las operaciones realizadas en el MEG. El MEG estará regulado principalmente por la Secretaría de Energía, que forma parte del Ministerio de Planificación Federal. Sin embargo, la Secretaría de Energía aún no ha establecido las reglamentaciones con respecto al MEG. El Decreto Nº 180 modifica las Condiciones Especiales para las categorías grandes usuarios “Transporte ID” y “Transporte IT” aprobadas por el Decreto Nº 2255 de fecha 2 de diciembre de 1992. Dichas modificaciones no regirán hasta finalizar la renegociación de los contratos de empresas de servicios públicos o hasta la determinación de los ajustes de las tarifas de distribución dentro del marco de estas renegociaciones. Asimismo, el Decreto Nº 180 reemplaza la categoría usuario venta GNC establecida bajo el Decreto Nº 2255 por la categoría Venta Firme GNC y Venta Interrumpible GNC. El Decreto Nº 180 también establece nuevas categorías de “Transporte Firme GNC” y “Transporte Interrumpible GNC”. Estas nuevas categorías no estarán disponibles hasta que se levante la prohibición que impide a las empresas de gas comprar su propio gas.

El Decreto Nº 180 además dispone que los usuarios que contratan servicios con su distribuidora zonal, en donde se observan cargos por reserva de capacidad, obligaciones take-or-pay u otras equivalentes, estarán autorizados a revender el servicio recibido en el punto de entrega del sistema de transporte correspondiente ("city gate”), sin necesidad de obtener la aprobación de la distribuidora zonal. Los términos de dicha reventa serán establecidos por el MEG. El 8 de junio de 2004, a través de la Resolución Nº 606/04, la Secretaría de Energía modificó dicha disposición permitiendo a los usuarios comprar servicios de las distribuidoras zonales, donde resultan de aplicación los cargos por reserva de capacidad, obligaciones take-or-pay u otras disposiciones equivalentes; canjear, revender o asignar dichos servicios a otros usuarios relacionados con ellos u otras empresas distribuidoras. La Resolución Nº 606/04 expresamente establece que las partes negociarán libremente los términos y condiciones de dicho intercambio, reventa o cesión hasta el momento en que el MEG opere. Hasta ese momento, el ENARGAS informará por internet las ofertas de los usuarios interesados en el intercambio, reventa o cesión de sus servicios. Asimismo, la Resolución Nº 606/04 establece que las empresas distribuidoras facilitarán la realización de estas operaciones entregando todos los servicios contratados por los revendedores a los compradores.

Sujeto a ciertas limitaciones, el Decreto Nº 180 permite a las empresas distribuidoras y sus accionistas mantener una participación controlante solamente en una empresa que, no siendo una empresa de distribución, subdistribución o productora de gas natural, se dedique a la venta de gas conforme a los términos del Artículo 14 y 83 de la Ley 24.076. En consecuencia, la Compañía podrá tener una participación controlante solamente en una empresa de comercialización de gas.

Ante una eventual una crisis en el suministro de gas, la Secretaría de Energía, en virtud del Decreto Nº 180 puede tomar las medidas que considere necesarias para proveer un nivel de servicio adecuado. El Decreto Nº 180 garantiza el suministro a (i) usuarios del servicio residencial, (ii) ciertos usuarios del servicio general, y (iii) subdistribuidoras.

El 20 de abril de 2004, el Ministerio de Planificación Federal dictó la Resolución Nº 185/2004 que crea un Programa Global para la emisión de Títulos de Deuda y/o Acciones en el marco de Fideicomisos Financieros con el objeto de financiar las nuevas obras de expansión o ampliación de distribución y transporte de gas natural. Posteriormente, con fecha 23 de junio de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución 663/2004, en la que aprueba el Reglamento de Contrataciones para la contratación de obras incluidas en el Programa Global para la emisión de Valores Representativos de Deuda y/o Certificados de Participación en Fideicomisos Financieros, constituido por el Artículo 1º de la Resolución Nº 185/2004.

El 15 de junio de 2004, la Secretaría de Energía publicó la Resolución Nº 657/2004, que establece los lineamientos para la interrupción del suministro de gas natural a usuarios firmes y los principios generales que deben observar las empresas distribuidoras al negociar los contratos de suministro de gas natural firme con sus clientes. Las empresas distribuidoras deben preparar un listado con respecto al orden de servicios que será interrumpido de acuerdo con los lineamientos establecidos por la Resolución Nº 657/2004. Este listado debe presentarse para su aprobación por el ENARGAS.

La Secretaría de Energía, simultáneamente con el Decreto Nº 180, dictó la Resolución Nº 265/2004 que adopta ciertas medidas tendientes a evitar la crisis de abastecimiento interno de gas natural. La Resolución Nº 265/2004, de esta forma, (1) suspende la exportación de excedentes de gas natural que podrían utilizarse para el consumo interno; (2) suspende todas las solicitudes de autorización de exportaciones de gas natural; y (3) instruye a la Subsecretaría de Combustibles para desarrollar un programa de racionalización de exportaciones de gas natural y del uso de la capacidad de transporte reservada para estos fines.

El 22 de abril de 2004, la Subsecretaría de Combustibles emitió la Disposición Nº 27/2004 que crea un programa de racionalización de las exportaciones de gas y del uso de la capacidad de transporte para estos fines. Sin embargo, con fecha 17 de junio de 2004, la Secretaría de Energía aprobó mediante la Resolución 659/2004, el Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural, que sustituye al Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de Transporte, establecido por la Disposición N° 27/2004 de la Subsecretaría de Combustibles, estableciendo que dicho programa resultará de aplicación mientras la inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a la demanda de: (i) los usuarios contemplados en el Artículo 31 del Decreto N° 180 mencionado anteriormente; con más (ii) la de los usuarios del Servicio SGP (tercer escalón de consumo) y la de los usuarios firmes (SGG, FT, FD y FIRME GNC), por su capacidad reservada; y con más (iii) la de las centrales de generación térmica, que resulte necesaria para evitar la interrupción del servicio público de electricidad. Todo lo antedicho será de aplicación, en tanto y en cuanto las demandas mencionadas puedan ser atendidas con la capacidad de transporte existente.

El 17 de septiembre de 2004, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 950/2004, a través de la cual, con el objeto de generar instrumentos regulatorios para que el sector de la Generación de Energía Eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) participe en los Concursos Abiertos para la Ampliación de Capacidad de Transporte Firme de Gas Natural correspondientes y el objeto de favorecer el aumento de disponibilidad de Gas Natural en el Mercado para Generación de Energía Eléctrica, a partir de los años 2005 y 2006, se constituye el Fondo Fiduciario para atender a la Contratación de Transporte y Adquisición de Gas Natural Destinados a la Generación de Energía Eléctrica, cuyo objeto exclusivo es la contratación de transporte firme de gas natural y la adquisición de gas natural, ambas, con destino a la generación de energía eléctrica.

La Ley N° 26.019, publicada en el boletín oficial el 28 de marzo de 2005, faculta a la Secretaría de Energía para promover ante el ENARGAS la autorización de ejecución de obras de suministro de gas natural a usuarios actualmente abastecidos con gas propano indiluido por redes. Asimismo, la Ley N° 26.019, autorizó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener por el plazo de diez años los objetivos y finalidad perseguidos por el Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indiluido que fue ratificado por el Decreto Nº 934 de fecha 22 de abril de 2003, y renovado por la Resolución Nº 419 de la Secretaría de Energía de fecha 30 de mayo de 2003.

En virtud de ello, los usuarios R y P (primer y segundo escalón) abastecidos actualmente por redes, estarán alcanzados por el mecanismo de promoción de obras de suministro de gas natural.

Para el volumen y las calorías distribuidas con gas natural que sustituye al gas propano indiluido por redes y por el plazo que resulte necesario para que el mismo resulte compatible con la programación financiera del o los Fondos Fiduciarios creado en el marco del Decreto 180/04, se afectará al pago del capital invertido en las obras que posibilitaron tal sustitución, el monto anual total que surge para ese volumen y cantidad de calorías por la diferencia (i) entre el precio de mercado del GLP y los $ 300/tonelada métrica fijado en el acuerdo referido en el artículo 1º de la Ley 26.019, o (ii) entre aquel precio y el que determine la autoridad de aplicación en el futuro.

Decreto Nº 181

El Decreto de Poder Ejecutivo Nº 181 (el “Decreto Nº 181/2004”) faculta a la Secretaría de Energía a preparar un esquema para la normalización de los precios del gas al Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (“PIST”) para las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes y los usuarios de dichas prestadoras que compren el gas directamente de dichas productoras de conformidad con el Decreto Nº 181.

Por lo tanto, el Decreto Nº 181 dispone que la Secretaría de Energía está autorizada a celebrar contratos con las productoras de gas natural para ajustar el precio del gas natural en el PIST, comprado por las proveedoras de distribución de gas por red. La Secretaría de Energía podrá implementar mecanismos de protección en beneficio de los usuarios que adquieran el gas directamente de las productoras que sean parte de dichos contratos. Además estos contratos deben proteger los segmentos con menor capacidad de gestión de energía.

El 2 de abril de 2004, la Secretaría de Energía y un número considerable de productoras de gas natural suscribieron el Acuerdo 2004. El Ministerio de Planificación Federal ratificó la validez de dicho contrato a través de la Resolución Nº 208. Los contratos celebrados por la Secretaría de Energía también establecen un plazo de 45 días durante el cual los contratos de compra de gas vigentes entre las productoras y las empresas de distribución de gas deberán renegociarse. El período de renegociación comenzó el 23 de abril de 2004. A la fecha del presente Prospecto, la Compañía había concluido todas salvo una de las renegociaciones de los contratos de compra de gas pendientes con las productoras de gas.

Estructura y Organización de la Emisora y su grupo controlante

La Compañía no es parte de un grupo. La Compañía no tiene subsidiarias.

MetroENERGÍA S.A.

A comienzos de 2004 y anticipándose a un suministro bajo de gas y una demanda elevada durante los meses de invierno, el Gobierno Nacional implementó una serie de medidas regulatorias para controlar los precios del gas y disminuir el impacto de la escasez anticipada de gas natural. El 21 de abril de 2004, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios promulgó la Resolución Nº 208 o la “Resolución” disponiendo que, dentro de los 45 días de su publicación, todos los contratos de suministro de gas existentes celebrados entre los productores de gas, por un lado, y las empresas distribuidoras o centrales eléctricas, por el otro, deberían modificarse para establecer (i) la reducción por parte de los productores de gas de los volúmenes entregados a las empresas distribuidoras y a centrales eléctricas de acuerdo con la Resolución; (ii) la modificación de los precios relacionados de acuerdo con la Resolución; y (iii) la reducción o prórroga, según correspondiera, de los términos de los contratos de suministro de gas al 31 de diciembre de 2006.

En mayo de 2005, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución Nº 752/05 que reguló el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181. Entre otras cuestiones, la Resolución Nº 752/05 estableció las fechas 1º de setiembre de 2005 y 1º de enero de 2006 como fechas después de las cuales se les prohibiría a las distribuidoras, incluyendo la Compañía, proveer gas natural a categorías especificadas de clientes industriales y comerciales o grandes usuarios. Cabe mencionar que el 22 de diciembre de 2005, se publicó la Resolución 2020, modificando fechas de entrada en vigencia del unbundling de gas y posteriormente la Resolución 275/06, modificando en alguna medida la metodología y fechas de la anterior en lo que hace al GNC exclusivamente. En consecuencia, se requiere que los grandes usuarios compren gas directamente a proveedores que no sean empresas de distribución.

En respuesta a la Resolución Nº 752/05 y las sucesivas modificatorias, con el objeto de poder prestar indirectamente a grandes usuarios los servicios de gas y de transporte de gas, que estaría prohibido prestar directamente, la Compañía formó MetroENERGÍA S.A. o MetroENERGÍA y el 28 de julio de 2005 se obtuvo la autorización del ENARGAS para que ésta opere como comercializadora de gas natural y de los servicios de transporte de gas natural. La Compañía es titular del 95% del capital social de MetroENERGÍA y BG Argentina S.A., “BG Argentina” e YPF Inversora Energética S.A., “YPF Inversora” son titulares del 2,73% y 2,27% restante, respectivamente. Esta empresa ahora provee los servicios de gas a sustancialmente la totalidad de los grandes usuarios a los que la Compañía prestaba dichos servicios antes de que entre en vigencia la Resolución Nº 752/05. MetroENERGÍA también ha firmado contratos de compra de gas que vencen el 31 de diciembre de 2006 con los proveedores de gas de la Compañía para comprar el producto a ser suministrado a sus grandes usuarios. Los contratos de compra de gas de la Compañía se han reducido consecuentemente, de acuerdo con la Resolución Nº 752/05 que otorgó a los clientes principales el derecho a requerir que sus empresas distribuidoras de gas cedan a terceros los volúmenes de gas natural que éstas habían contratado con los productores con el objeto de abastecer de gas natural a dichos clientes. BG Argentina e YPF Inversora han acordado que todos los dividendos que pague MetroENERGÍA antes de la cancelación total de las Obligaciones Negociables de Canje serán pagados únicamente a la Compañía y no a ellos.

Activo Fijo

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

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

Además del análisis de la dirección consignado en el presente, se recomienda leer cuidadosamente los Estados Contables Anuales de la Compañía y la información contable y operativa seleccionada incluida en otros capítulos del Prospecto para mayor información sobre la Compañía.

El siguiente análisis contiene declaraciones sobre hechos futuros que comprenden riesgos, incertidumbres y suposiciones. Estas declaraciones sobre hechos futuros incluyen, entre otras, expresiones como “prevé”, “considera”, “podría”, “estima”, “espera”, “anticipa”, “tiene intención”, “puede”, “debe” o “continuará” y otras palabras similares. Los resultados reales pueden diferir sustancialmente de aquéllos previstos en estas declaraciones sobre hechos futuros por muchos factores, incluyendo aquéllos establecidos en otra parte del presente.

La Compañía lleva sus libros y registros contables en pesos constantes. Los estados contables se preparan de acuerdo con las normas contables profesionales adoptadas por el CPCECABA, considerando las disposiciones de la CNV.

Conforme a las Normas Contables Profesionales, los estados contables deben ser reexpresados para reflejar el efecto de la inflación al 30 de septiembre de 2003. Asimismo, las Normas Contables Profesionales requieren el reconocimiento de activos y pasivos por impuesto a las ganancias diferido sobre una base con descuento. Según se indica en las Notas 3.3 y 3.4 (e) de los Estados Contables Anuales, la Compañía ha suspendido la reexpresión de los estados contables en moneda constante al 1º de marzo de 2003 y ha registrado los activos y pasivos por impuesto a las ganancias diferido sobre una base sin descuento según lo requieren las resoluciones dictadas por la CNV. En consecuencia, los auditores externos de la Compañía, Price Waterhouse & Co. S.R.L., Buenos Aires, Argentina, emitieron un dictamen con salvedades sobre los Estados Contables Anuales indicando que la aplicación de las resoluciones de la CNV representa un alejamiento de los principios de contabilidad generalmente aceptados en Argentina.

Los estados contables han sido preparados asumiendo que MetroGAS continuará sus operaciones como empresa en marcha.

Los auditores externos, PriceWaterhouse & Co. S.R.L., Buenos Aires, Argentina, han emitido un informe sobre los estados contables para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 estableciendo el impacto negativo que ha sufrido la Compañía por el deterioro de la economía argentina, la adopción por parte del Gobierno Nacional de diversas medidas económicas, incluyendo la violación de términos de la Licencia acordados contractualmente, y la devaluación del peso, circunstancias que llevaron a la Compañía a anunciar, el 25 de marzo de 2002, la suspensión de pagos de su deuda financiera. En su opinión, estas circunstancias originan serias dudas sobre la capacidad de la Compañía de continuar operando como empresa en marcha. Los estados contables de la Compañía para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 no incluyen los ajustes que podrían originarse del resultado de esta incertidumbre. Los planes de la dirección respecto de las cuestiones mencionadas se describen en las notas de los Estados Contables Anuales de la Compañía – Nota 2. Se recomienda a los inversores revisar cuidadosamente el informe de Price Waterhouse & Co. S.R.L., Buenos Aires, Argentina.

Durante 2005, la economía argentina experimentó una estabilización parcial que dio como resultado un aumento del 12,3% del índice de precios al consumidor y del 10,7% del índice de precios mayoristas.

La economía argentina sufrió una severa recesión, que comenzó en el segundo semestre de 1998 hasta fines de 2002. A partir de es momento comenzó una fase de recuperación, registrándose tasas de crecimiento del PBI de 9,1% y 9,0% para los años 2005 y 2004. Luego de una fuerte variación en los precios y la moneda que implicaron un aumento en el índice de precios mayoristas del 119% y una devaluación del Peso del 237% durante el año 2002, durante el año 2003 el Peso se revaluó en 12,7%, mientras que los precios mayoristas se incrementaron 2%. Durante el año 2004 y 2005 el Peso se mantuvo estable en torno a los 3 $/US$, y la Inflación Mayorista se incrementó en 7.9% en 2004 y 10,7% en 2005.

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

Producto Bruto Interno Argentino


	31 de diciembre de
	2005	2004	2003	2002	2001
Producto bruto interno (variación % anual)	9,1	9,0	8,7	(10,9)	(4,4)

_________

Fuente: INDEC, Banco de la Nación.

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

Índices de Precios Argentinos


	31 de diciembre de
	2005	2004	2003	2002	2001
Índice de precios mayoristas (variación % anual)	10,7	7,9	2,0	119,0	(5,3)
Índice de precios al consumidor (variación % anual)	12,3	6,1	3,7	41,0	(1,5)

_____________

Fuente: INDEC

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

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

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

Pesificación de las tarifas de la Compañía

Hasta 2002, las tarifas de la Compañía estaban denominadas en dólares estadounidenses y se facturaban en pesos a los clientes. La Ley de Emergencia Pública derogó las tarifas en dólares y convirtió los valores en dólares de todas las tarifas de servicios públicos (incluyendo las tarifas de la Compañía) a pesos a un tipo de cambio de uno a uno.

Congelamiento de las tarifas de la Compañía

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

Devaluación

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

Inflación y contabilización según la inflación

Durante 2002, la Argentina registró un índice de inflación del 41% y 119% en términos del índice de precios al consumidor y del índice de precios mayoristas, respectivamente. Como resultado de la alta inflación, las Normas Contables Profesionales introdujeron nuevamente el ajuste por inflación. El impacto más importante de la inflación en los resultados operativos de la Compañía fue la incorporación en los estados contables del efecto de la exposición de los activos y pasivos monetarios a la inflación y la actualización en moneda constante de los resultados operativos. El principal efecto sobre el balance y patrimonio neto de la Compañía fue la actualización de los activos netos no monetarios a pesos.

La pesificación y congelamiento de las tarifas, la devaluación del peso y la inflación y contabilización por inflación son las razones principales para las diferencias entre los resultados de las operaciones y situación financiera en 2003 y 2002 respecto de 2001. A continuación se describe otro factor que ha afectado adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía:

Imposibilidad de obtener financiamientos

La Compañía no tiene acceso a fuentes de financiamiento local o extranjero, no teniendo certeza respecto de su capacidad de renovar créditos o refinanciar sus deudas al vencimiento.

Después de la crisis de principios de 2002, la Compañía concentró nuevamente su estrategia en los riesgos de corto plazo y los desafíos a los que debe enfrentarse. Desde esa fecha, la estrategia de corto plazo de la Compañía ha estado orientada a trabajar junto con el Gobierno Nacional para acelerar la toma de decisiones y obtener los aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones de la Compañía, el mantenimiento de normas de seguridad y calidad y la cobertura para el reembolso de la deuda.

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

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

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

Efectos sobre los Resultados de las Operaciones y Liquidez en Períodos Futuros

La situación en la Argentina continúa enfrentando la incertidumbre característica de un período de transición. A pesar de las mejoras macroeconómicas referidas a la estabilización de precios, estabilidad del Peso respecto del Dólar, crecimiento económico y superávilt fiscal, entre otros, la Compañía continúa operando en un entorno difícil y volátil. En particular, la Compañía considera que las siguientes circunstancias pueden tener un efecto sustancial sobre los resultados de las operaciones y liquidez de la Compañía en el futuro:

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

En particular, los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía son altamente sensibles a las variaciones en el tipo de cambio del peso respecto del dólar y el euro debido a que los principales activos e ingresos de la Compañía están en pesos, mientras que casi todas las deudas financieras están en dólares o euros.

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

Políticas Contables Críticas y Estimaciones

En relación con la preparación de los estados contables al 31 de diciembre de 2005, la Compañía se basa en las estimaciones y presunciones provenientes de la experiencia histórica y otros factores que son razonables y pertinentes. Si bien la Compañía revisa estas estimaciones y asunciones en el curso habitual de sus negocios, la presentación de la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía a menudo requiere la formulación de juicios por parte de la dirección respecto de los efectos de cuestiones inherentemente inciertas sobre el valor contable de los activos y pasivos de la Compañía. Los resultados reales pueden diferir de aquéllos estimados bajo diferentes estimaciones, presunciones o condiciones.

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

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

A fin de facilitar la comprensión sobre la forma en que la dirección forma su juicio sobre hechos futuros, incluyendo las variables y asunciones subyacentes a las estimaciones, y la sensibilidad de dichos juicios respecto de las diferentes variables y condiciones, la Compañía ha incluido comentarios relacionados con cada política contable crítica descripta en el presente:

Reconocimiento de ingresos y créditos por cobrar;
Valor recuperable de los activos fijos;
Previsión para reservas y contingencias; y
Impuesto a las ganancias diferido.

Reconocimiento de ingresos y créditos por cobrar

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

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

Valor recuperable de los activos fijos

La Compañía realiza periódicamente comparaciones del valor contable de los activos fijos con su valor recuperable, determinando éste último en función del flujo de fondos en efectivo previsto sin descontar y sin intereses. En el caso que el valor contable supere el valor recuperable se deberá reconocer una pérdida por desvalorización. La Compañía no ha contabilizado previsiones por recuperabilidad de bienes de uso en sus estados contables al 31 de diciembre de 2004.

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

Previsiones para reservas y contingencias

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

Impuesto a las ganancias diferido

La realización de activos por impuesto a las ganancias diferido depende de la generación de las futuras ganancias imponibles en ocasión en que las diferencias temporarias resultaran deducibles. En consecuencia, la Compañía ha considerado la reversión del pasivo por impuesto a las ganancias, el planeamiento fiscal y las proyecciones de ganancias imponibles, en base a sus mejores estimaciones. La Compañía periódicamente realiza proyecciones económicas y financieras, en base a escenarios alternativos que tienen en cuenta las estimaciones macroeconómicas, financieras, de mercado y regulatorias. Al realizar estas proyecciones, la dirección ha considerado los cambios de tarifas y ajustes a los costos en sus proyecciones, con el objeto de reestablecer su ecuación económico-financiera. Los resultados reales podrían diferir de dichas estimaciones. En base a las citadas proyecciones, al 31 de diciembre de 2005, la Compañía registró una previsión por desvalorización sobre los activos impositivos diferidos que estima no se recuperarán.

A. Resultados Operativos

El siguiente análisis de los resultados de las operaciones y situación financiera debe leerse junto los Estados Contables Anuales de la Compañía y la Información Contable y Operativa Seleccionada incluida en “Información Clave sobre la Emisora”. Los Estados Contables Anuales de la Compañía han sido preparados de conformidad con las Normas Contables Profesionales. Por lo tanto, los Estados Contables Anuales reflejan los efectos de la inflación hasta el 31 de agosto de 1995. A partir de esa fecha y de conformidad con las Normas Contables Profesionales y los requerimientos de la CNV, la reexpresión por inflación fue interrumpida hasta el 31 de diciembre de 2001. De acuerdo con la Resolución General de la CNV Nº 415, de fecha 25 de julio de 2002, los estados contables deben estar expresados en pesos y reexpresarse según la inflación desde el 1º de enero de 2002. En este sentido, se ha adoptado la Resolución Nº 6 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Argentina para disponer que las mediciones contables actualizadas al 31 de agosto de 1995, así como aquéllas correspondientes al período comprendido entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2001, se consideren reexpresadas a la última fecha.

Los balances al 31 de diciembre de 2005 y 2004 han sido extraídos de los Estados Contables de MetroGAS que se adjuntan, mientras que los correspondientes a 2003 han sido reexpresados según la inflación al 28 de febrero de 2003 en base a los factores de conversión derivados del IPIM (índice de precios internos mayoristas), emitido por el INDEC. La tasa de inflación a febrero de 2003 fue del 120% de acuerdo con el índice mencionado.

El 25 de marzo de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional promulgó el Decreto Nº 664 que establece que los estados contables para los ejercicios/períodos finalizados después de esa fecha deben expresarse en pesos argentinos nominales. En consecuencia, de acuerdo con la Resolución Nº 441 de la CNV, la Compañía suspendió la reexpresión según la inflación de sus estados contables con vigencia al 1º de marzo de 2003.

Los activos y pasivos en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2005 han sido valuados a valor nominal convertido al tipo de cambio al cierre del ejercicio, salvo por las deudas financieras en moneda extranjera adeudadas a las entidades del sistema financiero argentino que se hubieran convertido a pesos a un tipo de cambio de Ps. 1 por U$S 1, más el ajuste del CER, incluyendo intereses devengados, si fuera aplicable; y las cuentas a pagar en moneda extranjera que están en proceso de renegociación y que hubieran sido convertidas a pesos a un tipo de cambio de Ps. 1 por cada U$S 1.

Las operaciones varían significativamente de un período estacional a otro. El siguiente cuadro muestra las ventas netas, ganancia, ganancia (pérdida) operativa, ingresos (pérdidas) antes de impuestos e ingresos (pérdidas) netos para cada trimestre:


	Período de Tres Meses
	31 de marzo de 2005	30 de junio de 2005	30 de septiembre de 2005	31 de diciembre de 2005		Total
	(en millones de pesos) (no auditado)
Ventas netas	186,0	244,0	283,6	178,4	892,0
Ganancia bruta	33,5	54,1	73,5	31,2	192,3
Ingresos (Pérdidas) operativos	7,9	37,6	37,4	(0,2)	82,7
Ganancia (Pérdida) antes de impuestos	29,4	57,2	7,0	(64,3)	29,3
Ganancia (pérdida)	29,4	57,2	6,9	(65,1)	28,4

El total de ventas aumentó en un 9,6% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, totalizando Ps. 892,0 millones respecto de Ps. 814,1 millones en el ejercicio 2004. El incremento se debe fundamentalmente al aumento en el valor gas incluido en las tarifas, de acuerdo a los cuadros tarifarios aprobados por el ENARGAS, en forma provisoria, el 11 de mayo de 2004, el 28 de octubre de 2004, el 8 de junio de 2005 y el 12 de julio de 2005.

El volumen vendido a clientes residenciales durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 aumentó en un4,2% respecto del ejercicio anterior debido fundamentalmente a menores temperaturas promedio registradas en este ejercicio. Por su parte, las ventas a clientes residenciales disminuyeron en un 0,7% de Ps. 381,0 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 a Ps. 378,3 millones en el ejercicio 2005. Dicha disminución se origina en una reducción en la tarifa de venta a residenciales.

Los volúmenes entregados a las centrales eléctricas disminuyeron un 6,6% durante el ejercicio 2005 respecto del ejercicio anterior, debido fundamentalmente al aumento de la generación hidráulica. Las ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a esta categoría de clientes aumentaron un 18% durante el ejercicio 2005 respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento se origina principalmente en el aumento en el precio del gas y en el mayor consumo de las usinas de turbovapor, las cuales tienen un precio de transporte y distribución mayor que las usinas de ciclos combinados.

Los volúmenes entregados a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentaron en un 2,6% durante el ejercicio 2005 respecto del ejercicio anterior. Las ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a esta categoría de clientes aumentaron en un 15,8% durante el ejercicio 2005 respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento se origina principalmente del aumento en el precio del gas incluido en la tarifa, que fuera aprobado por el ENARGAS a partir del mes de mayo de 2004, octubre de 2004, junio de 2005 y julio de 2005 y a la renegociación de contratos con ciertos clientes.

Los volúmenes de GNC entregados durante el ejercicio 2005 aumentaron un 1,3% respecto del ejercicio anterior debido al incremento en el parque vehicular a GNC resultante del menor precio de este combustible frente a los combustibles alternativos. Las ventas de gas natural comprimido aumentaron en un 27,4% durante el ejercicio 2005 respecto del ejercicio anterior, debido fundamentalmente al aumento del precio del gas incluido en la tarifa.

Las ventas de gas natural para procesamiento durante el ejercicio 2005 disminuyeron en un 1,4% respecto del ejercicio anterior. Si bien hubo un aumento en el precio del gas, esto estuvo parcialmente compensado por una reducción del 20,4% en los volúmenes puestos a disposición para su procesamiento.

El siguiente cuadro muestra las ventas de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004, expresadas en miles de pesos:


	Ventas
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005	% de Ventas	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% de Ventas
	(en millones de Pesos, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	378,3	42,4	381,0	46,8
Centrales Eléctricas	115,0	12,9	111,3	13,7
Industriales, comerciales y entidades públicas	137,2	15,4	134,0	16,5
Gas natural comprimido	117,3	13,1	92,0	11,3
Subtotal	747,8	83,8	718,3	88,3
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	70,9	8,0	46,3	5,7
Industriales, comerciales y entidades públicas	51,9	5,8	29,2	3,6
Subtotal	122,8	13,8	75,5	9,3
Procesamiento de gas natural	20,0	2,3	20,3	2,4
Comisiones por venta por cuenta y orden de terceros	1,4	0,1	-	-
Total	892,0	100,0	814,1	100,0

El siguiente cuadro muestra el volumen de ventas de gas natural y de servicio de transporte y distribución de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004, expresados en millones de metros cúbicos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005	% del Volumen de Gas Entregado	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Volumen de Gas Entregado

Ventas de Gas:
Clientes Residenciales	1.792,2	22,7	1.719,8	21,3
Centrales Eléctricas	988,2	12,5	1.259,2	15,6
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas	844,6	10,7	915,9	11,3
Gas Natural Comprimido	712,4	9,0	703,3	8,7
Subtotal	4.337,4	54,9	4.598,2	56,9

Servicio de Transporte y Distribución:
Centrales Eléctricas	2.783,8	35,3	2.779,8	34,4
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas	635,1	8,0	526,3	6,5
Subtotal	3.418,9	43,3	3.306,1	40,9

Procesamiento de Gas Natural	139,9	1,8	175,8	2,2
Total Ventas	7.896,2	100,0	8.080,1	100,0

Costos de operación

Los costos de operación totalizaron Ps. 699,7 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, originando un aumento del 9,5% respecto de Ps. 639,1 millones registrados en el ejercicio anterior. Este incremento se originó funamentalmente por el aumento en el precio de compra de gas como consecuencia de la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte y al aumento en sueldos y contribuciones sociales.

Durante el ejercicio 2005 se adquirieron 5.140,3 millones de metros cúbicos que representan una disminución del 5,3% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio 2004. Esta variación en los volúmenes comprados es producto principalmente de la disminución en los volúmenes entregados a las centrales eléctricas. Los costos de compra de gas durante el 2005 aumentaron en un 15,7% principalmente como consecuencia del mencionado incremento de precios que surgen de la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte.

Los costos de transporte de gas disminuyeron levemente de Ps. 194,9 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 a Ps. 191,8 millones durante el ejercicio 2005. Las tarifas de transporte de gas no han tenido incrementos desde enero 2002 a partir de la aplicación de la Ley de Emergencia.

La Sociedad capitalizó durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 Ps. 4,4 millones y Ps. 2,1 millones, respectivamente, correspondientes a la porción de los costos de operación atribuibles a las actividades realizadas de planificación, ejecución y control de las inversiones en bienes de uso.

El siguiente cuadro muestra los costos de operación de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004, expresados en miles de pesos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005		Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004
	(en milliones de Pesos)	% de Costos de Operación	(en millones de Pesos)	% de Costos de Operación
Compra de gas	371,3	53,1	321,0	50,2
Transporte de gas	191,8	27,4	194,9	30,5
Depreciación de Bienes de Uso	80,8	11,5	75,7	11,8
Sueldos y Cargas Sociales	24,3	3,5	19,4	3,0
Mantenimiento y Reparación	6,4	0,9	7,5	1,3
Honorario del Operador Técnico	5,1	0,7	4,6	0,7
Materiales Diversos	2,6	0,4	3,1	0,5
Servicios y Suministros de Terceros	2,2	0,3	1,9	0,3
Otros Gastos Operativos	19,6	2,8	13,1	2,0
Capitalización de costos operativos en Bienes de Uso	(4,4)	(0,6)	(2,1)	(0,3)
Total	699,7	100,0	639,1	100,0

Gastos de administración

Los gastos de administración aumentaron un 7,8%, de Ps. 52,0 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 a Ps. 56,0 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005. Este aumento se debió básicamente al incremento en sueldos y contribuciones sociales y de gastos de mantenimiento y reparación de bienes de uso, parcialmente compensado con la reducción en los arrendamientos y el menor gasto en seguros.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para 2005 y 2004 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:


	Gastos de Administración
	(en millones de pesos, salvo porcentajes)


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Total de Gastos Administrativos
Sueldos y cargas sociales	21,2	37,9	17.9	34.5
Impuestos, tasas y contribuciones	2,8	5,0	2.2	4.2
Honorarios por servicios profesionales y de terceros	5,0	8,9	4,8	9,2
Seguros	2,6	4,6	3,9	7,4
Depreciación de bienes de uso	9,7	17,3	10,3	19,8
Amortización de activos intangibles	--	--	-	-
Otros gastos de administración	14,7	26,3	12,9	24,9
Total	56,0	100,0	52,0	100,0

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización disminuyeron un 16,7%, de Ps. 64,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 a Ps. 53,6 millones en el ejercicio 2005. Esta disminución se debió fundamentalmente al recupero del cargo de la previsión para deudores incobrables, parcialmente compensada por el aumento de sueldos y contribuciones sociales e impuestos, tasas y contribuciones.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para 2005 y 2004 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:


	Gastos de Comercialización
	(en millones de pesos, salvo porcentajes)


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Total de Gastos Administrativos
Sueldos y cargas sociales	20,1	37,5	16,7	26,0
Deudores Incobrables	(11,2)	(20,9)	7,9	12,2
Honorarios por servicios profesionales y de terceros	5,1	9,5	4,4	6,9
Publicidad y propaganda	1,2	2,2	0,9	1,4
Gastos y comisiones bancarias	5,1	9,5	4,9	7,6
Impuestos, tasas y contribuciones	28,9	53,8	25,9	40,2
Otros gastos de comercialización	4,4	8,4	3,7	5,7
Total	53,6	100,0	64,4	100,0

Resultados financieros y por tenencia

Los resultados financieros y por tenencia totalizaron una pérdida de Ps. 56,3 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 respecto a una pérdida neta de Ps. 183,0 millones en el ejercicio anterior.

Dicha variación se originó fundamentalmente como consecuencia de la fluctuación del tipo de cambio aplicable a la deuda financiera en moneda extranjera con entidades fuera del sistema financiero argentino.

Otros ingresos (egresos) netos

Los otros ingresos (egresos) netos registraron una ganancia de Ps. 3,0 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, respecto de una ganancia de Ps. 1,4 millones registrada en el ejercicio anterior. Dicho aumento se generó principalmente por mayores ingresos por penalidades cobradas a contratistas y proveedores, ingresos por alquileres y ventas de bienes de uso.

Impuesto a las ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, la Sociedad devengó cargo por impuesto a las ganancias por $ 0,9 millones debido a su participación en MetroENERGÍA, no habiéndose devengado cargo alguno al 31 de diciembre de 2004.

Flujos de efectivo netos originados en actividades operativas

Los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas fueron de Ps. 199,3 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, mientras que en el ejercicio anterior fueron de Ps. 160,6 millones. El aumento de los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas se debe principalmente a la ganancia neta registrada en el ejercicio, en comparación con la pérdida del ejercicio anterior, parcialmente compensada por un aumento de los fondos requeridos por el capital de trabajo.

Flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión

Los flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 44,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005, por aumentos de bienes de uso, comparados con Ps. 31,1 millones millones aplicados en el ejercicio anterior.

Resultados de las Operaciones para los Ejercicios Finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003

Los resultados de las operaciones de la Compañía varían significativamente de un período estacional a otro, siendo las ventas y ganancias operativas de la Compañía significativamente mayores durante los meses de invierno (marzo a septiembre). El siguiente cuadro muestra las ventas netas, ganancia bruta, ganancia (pérdida) operativa, ingresos (pérdidas) antes de impuestos e ingresos (pérdidas) netos para cada trimestre de 2004


	Período de Tres Meses
	31 de marzo de 2004	30 de junio de 2004	30 de septiembre de 2004	31 de diciembre de 2004		Total
	(en millones de pesos) (no auditado)
Ventas netas	147,1	220,0	250,0	197,0	814,1
Ganancia bruta	21,2	63,8	66,8	23,1	174,9
(Pérdidas) Ingresos operativos	(4,4)	33,9	34,6	(5,5)	58,6
(Pérdida) Ganancia antes de impuestos	9,2	(26,0)	(11,5)	(94,7)	(123,0)
Ganancia (pérdida)	1,9	(18,7)	(11,5)	(94,7)	(123,0)

El total de ventas aumentó en un 25,0% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, totalizando Ps. 814,1 millones respecto de Ps. 651,5 millones en el ejercicio 2003. El incremento se produjo principalmente por un aumento en el volumen total entregado, un cambio en el mix de ventas incrementándose los volúmenes con gas entregados a las centrales eléctricas e industrias, los cuales se realizan a una mayor tarifa que las ventas del servicio de transporte y distribución, y un aumento en el valor gas incluido en las tarifas de acuerdo a los cuadros tarifarios aprobados por el ENARGAS en forma provisoria el 11 de mayo de 2004 y el 28 de octubre de 2004.

El volumen vendido a clientes residenciales durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 disminuyó en un 2,9% respecto del ejercicio anterior. Por su parte, las ventas a clientes residenciales disminuyeron en un 0,92% de Ps. 384,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 a Ps. 381,0 millones en el ejercicio 2004. Dicha disminución se origina en un aumento en las temperaturas promedio lo cual originó una disminución del consumo parcialmente compensado por un aumento de 1,5% en la cantidad de clientes residenciales.

Los volúmenes entregados a las centrales eléctricas aumentaron en un 44,6% durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior. Las ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a esta categoría de clientes también aumentaron significativamente durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento se origina principalmente en el aumento de la demanda eléctrica y la menor disponibilidad de energía hidráulica que afectó el consumo de gas de las centrales eléctricas durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior.

Los volúmenes entregados a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentaron en un 7,7% durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior. Las ventas de gas y del servicio de transporte y distribución a esta categoría de clientes aumentaron en un 21,5% durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior. Dicho incremento se origina principalmente en la continua recuperación de la economía, en un aumento en el precio del gas incluido en la tarifa que fuera aprobado por el ENARGAS a partir del mes de mayo y octubre de 2004, y en la renegociación de contratos de distintos clientes.

Los volúmenes de GNC entregados durante el ejercicio 2004 aumentaron un 10,4% respecto del ejercicio anterior debido al importante incremento en el parque vehicular a GNC resultante de la alta competitividad de este combustible frente a los combustibles alternativos. Las ventas de gas natural comprimido aumentaron en un 38,8% durante el ejercicio 2004 respecto del ejercicio anterior, debido fundamentalmente al mencionado incremento en el volumen de gas entregado, el aumento del precio del gas incluido en la tarifa de este segmento y el impacto del cambio en la estructura tarifaria introducido por el ENARGAS.

Las ventas, así como los volúmenes puestos a disposición para procesamiento durante el ejercicio 2004 aumentaron en un 56,4% y en un 56,9%, respectivamente, en comparación con el ejercicio 2003, debido al incremento de los volúmenes de gas entregado como consecuencia de la mayor demanda de gas y la suba del precio de gas en boca de pozo.

El siguiente cuadro muestra las ventas de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003, expresadas en miles de pesos:


	Ventas
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% de Ventas	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003	% de Ventas
	(en millones de Pesos, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	381,0	46,8	384,5	59,0
Centrales Eléctricas	111,3	13,7	4,7	0,7
Industriales, comerciales y entidades públicas	134,0	16,5	112,2	17,2
Gas natural comprimido	92,0	11,3	66,3	10,2
Subtotal	718,3	88,3	567,7	87,1
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	46,3	5,7	48,7	7,5
Industriales, comerciales y entidades públicas	29,2	3,6	22,1	3,4
Subtotal	75,5	9,3	70,8	10,9
Procesamiento de gas natural	20,3	2,4	13,0	2,0
Total	814,1	100,0	651,5	100,0

El siguiente cuadro muestra el volumen de ventas de gas natural y de servicio de transporte y distribución de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003, expresados en millones de metros cúbicos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Volumen de Gas Entregado	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003	% del Volumen de Gas Entregado

Ventas de Gas:
Clientes Residenciales	1.719,8	21,3	1.771,0	26,6
Centrales Eléctricas	1.259,2	15,6	69,0	1,0
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas	915,9	11,3	824,8	12,4
Gas Natural Comprimido	703,3	8,7	637,0	9,6
Subtotal	4.598,2	56,9	3.301,8	49,6

Servicio de Transporte y Distribución:
Centrales Eléctricas	2.779,8	34,4	2.724,1	41,0
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas	526,3	6,5	514,3	7,7
Subtotal	3.306,1	40,9	3.238,4	48,7

Procesamiento de Gas Natural	175,8	2,2	112,0	1,7
Total Ventas	8.080,1	100,0	6.652,2	100,0

Costos de operación

Los costos de operación totalizaron Ps. 639,1 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, originando un aumento del 26,1% respecto de Ps. 506,7 millones registrados en el ejercicio anterior. Este incremento se originó funamentalmente por el aumento de volúmenes comprados con respecto al año anterior y el aumento en el precio de compra de gas como consecuencia de la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte.

Durante el ejercicio 2004 se adquirieron 5.428,9 millones de metros cúbicos que representan un aumento del 40,4% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio 2003. Este aumento en los volúmenes comprados es producto principalmente del aumento en los volúmenes entregados a las centrales eléctricas, GNC y clientes industriales, comerciales y entidades públicas. Los costos de compra de gas durante el 2004 aumentaron en un 60,5% principalmente como consecuencia del mencionado aumento en el volumen de gas comprado y el incremento de precios que surgen de la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte.

Los costos de transporte de gas disminuyeron levemente de Ps. 195,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 a Ps. 194,9 millones durante el ejercicio 2004. Las tarifas de transporte de gas no han tenido incrementos desde enero 2002 a partir de la aplicación de la Ley de Emergencia.

La Sociedad capitalizó durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003 Ps. 2,1 millones y Ps. 3,2 millones, respectivamente, correspondientes a la porción de los costos de operación atribuibles a las actividades realizadas de planificación, ejecución y control de las inversiones en bienes de uso.

El siguiente cuadro muestra los costos de operación de la Sociedad por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003, expresados en miles de pesos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004		Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003
	(en millones de Pesos)	% de Costos de Operación	(en millones de Pesos)	% de Costos de Operación
Compra de gas	321,0	50,2	200,0	39,5
Transporte de gas	194,9	30,5	195,6	38,6
Depreciación de Bienes de Uso	75,7	11,8	67,0	13,2
Sueldos y Cargas Sociales	19,4	3,0	17,5	3,4
Mantenimiento y Reparación	7,5	1,3	7,2	1,4
Honorario del Operador Técnico	4,6	0,7	4,4	0,9
Materiales Diversos	3,1	0,5	2,0	0,4
Servicios y Suministros de Terceros	1,9	0,3	1,6	0,3
Otros Gastos Operativos	13,1	2,0	14,6	2,9
Capitalización de costos operativos en Bienes de Uso	(2,1)	(0,3)	(3,2)	(0,6)
Total	639,1	100,0	506,7	100,0

Gastos de administración

Los gastos de administración disminuyeron en un 12,6%, de Ps. 59,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 Ps. 52,0 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004. Esta disminución se debió básicamente a la reducción en la amortización de activos intangibles, en las depreciaciones de bienes de uso y en menores contingencias legales, parcialmente compensada por un aumento en sueldos y cargas sociales e impuestos, tasas y contribuciones.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para 2004 y 2003 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:


	Gastos de Administración
	(en millones de pesos, salvo porcentajes)


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003	% del Total de Gastos Administrativos
Sueldos y cargas sociales	17.9	34.5	15.2	25.6
Impuestos, tasas y contribuciones	2.2	4.2	1.7	2.9
Honorarios por servicios profesionales y de terceros	4,8	9,2	4,7	7,9
Seguros	3,9	7,4	4,2	7,1
Depreciación de bienes de uso	10,3	19,8	12,7	21,3
Amortización de activos intangibles	-	-	2,1	3,5
Otros gastos de administración	12,9	24,9	18,9	31,7
Total	52,0	100,0	59,5	100,0

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización aumentaron en un 16,4%, de Ps. 55,3 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 a Ps. 64,4 millones en el ejercicio 2004. Este aumento se debió fundamentalmente al incremento en impuestos, tasas y contribuciones, en sueldos y contribuciones sociales y e la previsión para deudores incobrables.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para 2004 y 2003 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:


	Gastos de Comercialización
	(en millones de pesos, salvo porcentajes)


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003	% del Total de Gastos Administrativos
Sueldos y cargas sociales	16,7	26,0	14,9	26,9
Deudores Incobrables	7,9	12,2	6,2	11,2
Honorarios por servicios profesionales y de terceros	4,4	6,9	4,1	7,4
Publicidad y propaganda	0,9	1,4	0,5	0,9
Gastos y comisiones bancarias	4,9	7,6	5,0	9,1
Impuestos, tasas y contribuciones	25,9	40,2	20,9	37,8
Otros gastos de comercialización	3,7	5,7	3,7	6,7
Total	64,4	100,0	55,3	100,0

Resultados financieros y por tenencia

Los resultados financieros y por tenencia totalizaron una pérdida de Ps. 183,0 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004 respecto a una ganancia neta de Ps. 7,1 millones en el ejercicio anterior.

Dicha variación se originó como consecuencia de la fluctuación del tipo de cambio aplicable a la deuda financiera en moneda extranjera con entidades fuera del sistema financiero argentino. Durante el presente ejercicio se produjo la desvalorización del peso argentino respecto del dólar y del euro, mientras que en el ejercicio anterior el mismo se había revalorizado parcialmente, respecto del dólar.

Otros ingresos (egresos) netos

Los otros ingresos (egresos) netos registraron una ganancia de Ps. 1,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, respecto de una pérdida de Ps. 1,4 millones registrada en el ejercicio anterior. Dicho aumento se generó principalmente por mayores ingresos por penalidades cobradas a contratistas y mayores ingresos por multas a matriculados parcialmente compensado con menores recuperos por siniestros.

Impuesto a las ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, la Sociedad no devengó cargo alguno por impuesto a las ganancias mientras que en el ejercicio anterior se registró un cargo de Ps. 45,9 millones.

Flujos de efectivo netos originados en actividades operativas

Los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas fueron de Ps. 160,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, mientras que en el ejercicio anterior fueron de Ps. 165,1 millones. La disminución de los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas se debe principalmente al aumento de los fondos requeridos por el capital de trabajo parcialmente compensada por mayores ganancias operativas.

Flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión

Los flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 31,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, comparados con Ps. 14,2 millones millones aplicados en el ejercicio anterior.

Liquidez y Recursos de Capital

Deuda

Al 31 de diciembre de 2005, la capitalización total era de Ps. 2.354,3 millones, conformada por Ps. 1.673,1 millones de deuda financiera y Ps. 681,2, millones de patrimonio neto. La deuda financiera de la Compañía como porcentaje de la capitalización total ascendía, al 31 de diciembre de 2005, al 71,0%.

El 25 de marzo de 2002, la Compañía suspendió los pagos de capital e intereses respecto de todo el endeudamiento financiero.

El 9 de noviembre de 2005, la Compañía anunció públicamente una nueva propuesta de reestructuración bajo la cual se solicitó el consentimiento (la “Invitación a Suscribir el APE”) de los acreedores financieros a un Acuerdo Preventivo Extrajudicial o “APE”, o un acuerdo de Reestructuración Extrajudicial o una Combinación de Reestructuración Judicial y a través del APE, de acuerdo con la ley argentina. Esta Invitación a suscribir el APE reemplazó al Prospecto de la Compañía de fecha 7 de noviembre de 2003 (según fuera modificado y prorrogado) y la invitación efectuada en dicho Prospecto en su totalidad. La Compañía ha devuelto a los tenedores de las Obligaciones Negociables Existentes que presentaron sus Obligaciones Negociables Existentes conforme al Prospecto de fecha 7 de noviembre de 2003 (según fuera modificado y prorrogado) dichas obligaciones negociables presentadas por ellos y los poderes otorgados por dichos tenedores fueron revocados, de acuerdo con sus términos. Asimismo, se extinguieron, según lo previsto en sus términos, los Contratos de Adhesión suscriptos por los tenedores de la Deuda Bancaria Existente de la Compañía en relación con dicho prospecto.

Esta Invitación a Suscribir el APE y la firma por parte de la Compañía del APE se encuentran sujetas a determinadas condiciones, incluyendo que J.P.Morgan Chase Bank, en su carácter de Agente de Liquidación, reciba poderes de, y que los Contratos de Adhesión sean firmados por, tenedores que conjuntamente representen la mayoría de los tenedores de la Deuda Existente de la Compañía que representen por lo menos el 66-2/3% del capital total e intereses devengados de su Deuda Existente a la fecha tan próxima como sea posible, pero en ningún caso después de los cinco Días Hábiles en Argentina antes, de la Fecha de Presentación del APE ante el Juez Competente.

Si se firmara el APE y posteriormente recibiera la Homologación Judicial del Juez Competente en la forma propuesta, la Compañía, a opción de cada tenedor de su Deuda Existente que válidamente haya prestado su consentimiento, sujeto a los términos y condiciones del APE, llevara a cabo una de las siguientes opciones o una combinación de ellas especificada por dicho tenedor.

Opción de Compra en Efectivo: un pago en efectivo en Dólares Estadounidenses, a un precio de compra de U$S 750 por U$S 1.000 de capital de su Deuda Existente respecto de la cual se haya otorgado un poder válido y/o se haya firmado un Contrato de Adhesión. La Compañía comprará un máximo de U$S 160 millones (o su equivalente en otras monedas) del capital total de la Deuda Existente, conforme a la Opción de Compra en Efectivo; u

Opción de Canje de la Serie 1:

Capital: El capital de las Obligaciones Negociables Serie 1 se denominará en Dólares Estadounidenses y totalizará el 100% del monto de capital o el equivalente al monto de capital de la Deuda Elegible que sea canjeada por Obligaciones Negociables Serie 1, dicho equivalente a ser determinado sobre la base de los tipos de cambio vigentes en la fecha correspondiente en que se determinen los montos correspondientes.
Fecha de Vencimiento: 31 de diciembre de 2014.
Pago de Capital: en cuotas desde junio de 2010 hasta diciembre de 2014
Cupón de Interés: 8%, desde el año 1 al 6, y 9% posteriormente, siempre que la Compañía pueda capitalizar los montos límites de interés del primero al cuarto año bajo ciertas circunstancias.

Opción de Canje de la Serie 2:

Capital: El capital de las Obligaciones Negociables Serie 2 se denominará en Dólares Estadounidenses, en Euros y, a opción de ciertos tenedores, en Pesos, y se tendrá un monto del 105% del monto de capital o el equivalente al monto de capital de la Deuda Elegible que sea canjeada por Obligaciones Negociables Serie 2, dicho equivalente a ser determinado sobre la base de los tipos de cambio vigentes en la fecha correspondiente en que se determinen los montos correspondientes.
Fecha de Vencimiento: 31 de diciembre de 2014.
Pago de Capital: en cuotas desde junio de 2012 hasta diciembre de 2014.
Cupón de Interés: 3%, aumentando hasta el 8% en el octavo año para las Obligaciones Negociables denominadas en Dólares Estadounidenses o en Pesos y al equivalente de mercado para las Obligaciones Negociables denominadas en Euros.

Se requerirá que los tenedores que participen de las Ofertas presenten su Deuda Elegible y otorguen los consentimientos que correspondan como para permitir el perfeccionamiento de las Ofertas.

En el Prospecto se incluye información detallada sobre la Invitación a Suscribir el APE.

Originalmente se había programado que la propuesta del APE terminara el 12 de diciembre de 2005. La Compañía ha prorrogado esa fecha de extinción en varias oportunidades, venciendo la última prórroga el día 10 de abril de 2006. Al 15 de marzo de 2006, los tenedores de deuda financiera de la Compañía por un total de aproximadamente U$S 394,9 millones habían aceptado la oferta de canje.

La Compañía ha contratado a J.P.Morgan Securities Inc. y JPMorgan Chase Bank, Sucursal Buenos para recibir asesoramiento financiero sobre dicho plan de reestructuración.

Luego de la renuncia de Citibank N.A. como fiduciario, agente de registro, agente de autenticación y agente de pago y transferencia en relación con las Obligaciones Negociables y la renuncia de Citibank N.A., Sucursal Buenos Aires como representante del fiduciario en Argentina conforme a los términos del Contrato de Fideicomiso de fecha 8 de septiembre de 1999 y los respectivo suplementos, The Bank of New York ha sido designado fiduciario, agente de registro, agente de autenticación y agente de pago y transferencia según dicho Contrato de Fideicomiso y Banco de Valores S.A. fue designado representante del fiduciario en Argentina.

El 30 de abril de 2004, el Directorio de la Compañía dispuso que los fondos depositados a esa fecha en Bank BNP Paribas Luxembourg, así como los fondos depositados en el futuro, sean destinados al cumplimiento de la propuesta a ser acordada con los acreedores financieros, según el proceso de reestructuración de deuda ya iniciado, asegurando de este modo la continuidad de las actividades.

En la Asamblea Extraordinaria de Accionistas celebrada el 15 de octubre de 2004, los Accionistas aprobaron la prórroga del Programa Global para la emisión de títulos de deuda de mediano y corto plazo por un monto de hasta U$S 600 millones o el equivalente en pesos u otras monedas.

Origen de los Fondos

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

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

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

Si las alternativas financieras no estuvieran disponibles para la Compañía o si no se realiza la reestructuración de su deuda, la Compañía no podrá satisfacer las obligaciones financieras de sus acreedores financieros a su vencimiento y no podrá continuar como operando como empresa en marcha.

Información sobre Obligaciones Contractuales

Investigación y Desarrollo, Patentes y Licencias

La Sociedad no desarrolla ni patrocina actividades de investigación y desarrollo y como consecuencia de ello, no ha incurrido en gastos vinculados a tal actividad. Asimismo, la Sociedad no es titular de patentes relevantes y no otorga licencia a terceros vinculados con derechos sobre propiedad intelectual propia.

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Principales Accionistas

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


Clases de acciones en circulación	Capital suscripto, inscripto e integrado *(en miles de pesos)*

Clase A	290.277
Clase B	211.077
Clase C	56.917

El siguiente cuadro muestra los accionistas de la Compañía y sus respectivas tenencias accionarias al 31 de diciembre de 2005.


Accionistas	Clase de Acciones	Cantidad de Acciones Mantenidas	% aproximado por Clase	% aproximado de Acciones en Circulación

Gas Argentino	A	290.277.316	100,0%	51,0%
Gas Argentino	B	108.142.529	48,7%	19,0%
British Gas International B.V.	B	38.941.720	17,5%	6,8%
Inversores Privados	B	74.892.522	33,7%	13,2%
PPP(a)	C	56.917.121	100,0%	10,0%
Total		569.171.208	---	100,0%

______

Notas:

(a)Las Acciones Clase C fueron separadas por el Gobierno Nacional y entregadas a los empleados que reunían las condiciones conforme al Programa de Propiedad Participada.

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

Gas Argentino

Gas Argentino, una sociedad anónima constituida en la Argentina, y limitada por sus estatutos sociales para actuar como la sociedad holding de las acciones de la Compañía, es titular del 70% de las acciones de la Compañía, incluyendo todas las Acciones Clase A (representativas del 51% del capital social de la Compañía) y aproximadamente del 48,7% de las Acciones Clase B (representativas del 19% del capital social de la Compañía). Las Acciones Clase B de la Compañía representan en total el 39% de las acciones de la Compañía. Gas Argentino controla la política de dividendos de la Compañía y, en consecuencia, tiene autoridad para aprobar o rechazar la declaración, el monto y pago de los dividendos de la Compañía sujeto a las leyes aplicables.

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

Gas Argentino puede solicitar la autorización del ENARGAS para liquidar sus activos y distribuir sus acciones en la Compañía 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 fuera a afectar adversamente el interés público.

Cabe mencionar que el 7 de diciembre de 2005, Gas Argentino anunció la celebración de un acuerdo de reestructuración de su deuda financiera con sus acreedores financieros (fondos administrados por Ashmore Investment Management Limited, o los “Fondos Ashmore”, y Marathon Asset Management) por medio del cual cancelará todas las obligaciones relacionadas con dicha deuda financiera a cambio de la emisión y/o la transferencia por los actuales accionistas de Gas Argentino de acciones ordinarias de Gas Argentino que representen el 30% de su capital social post-emisión a los Fondos Ashmore y la transferencia de aproximadamente 19,2% y 80,8% de las acciones Clase B de MetroGAS (las que representan aproximadamente el 3,65% y el 15,35%, respectivamente, del capital social total de MetroGAS) que son propiedad de Gas Argentino a los Fondos Ashmore y a Marathon Asset Management, respectivamente. Gas Argentino también informó que la reestructuración está sujeta, entre otras condiciones, a la consulta a, y en su caso, de ser requerida, a la aprobación, del Ente Nacional Regulador del Gas y de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia. Gas Argentino también ha informado que, con motivo de la reestructuración, celebrará al cierre de la reestructuración un acuerdo de accionistas con sus actuales accionistas (BG Inversiones Argentinas S.A. (“BG Inversiones” o “BGI”) e YPF Inversora Energética S.A. (“YPF Inversora”)) y los Fondos Ashmore, por medio del cual se requerirá el consentimiento de BG Inversiones, YPF Inversora y los Fondos Ashmore para realizar ciertos actos en Gas Argentino y MetroGAS, y contendrá disposiciones referentes al nombramiento de directores, síndicos y gerentes de Gas Argentino y MetroGAS. Luego de la consumación de la reestructuración el capital social de Gas Argentino estará dividido en: BG Inversiones (38,3%), YPF Inversora (31,7%) y los Fondos Ashmore (30%).

El siguiente cuadro muestra la titularidad de las acciones en Gas Argentino a la fecha del presente:


Accionista	Porcentaje de Acciones Ordinarias en Circulación de Gas Argentino	Porcentaje de Participación Indirecto en MetroGAS

BGI	54,67%	38,27%
YPF Inversora	45,33%	31,73%
Total	100,00%	70,00%

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

BGI

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

YPF

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

Convenio de Accionistas

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

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

Tenencia Accionaria y Cantidad de Tenedores Registrales

A continuación se incluye el número de acciones de cada clase de la Compañía mantenidas por los accionistas en la Argentina y otros países fuera de la Argentina al 31 de diciembre de 2004:


País	Clase	Cantidad

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

______

Notas:

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

Transacciones con partes relacionadas

La Sociedad ha celebrado una serie de contratos técnicos y otros acuerdos con BG Group. De conformidad con las disposiciones contempladas en la Licencia, la Sociedad celebró un Contrato de Asistencia Técnica con BG Group como Operador Técnico, comprometiéndose a pagarle un honorario de asistencia técnica anual por los servicios prestados en virtud de dicho contrato. Se devengó por honorarios aproximadamente Ps. 5,1 millones, Ps. 4,6 millones y Ps. 4,4 millones en virtud del Contrato de Asistencia Técnica durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente. Además, la Sociedad reembolsó a BG Group y sus subsidiarias en concepto de sueldos, gastos y otros costos aproximadamente Ps. 1,8 millones, Ps. 2,4 millones y Ps. 1,1 millones durante los períodos finalizados al 31 de diciembre de2005, 2004 y 2003, vinculados con la designación en MetroGAS de gerentes de BG Group, en virtud de un Contrato de Suministro de Personal celebrado entre la Sociedad y BG Group Argentina para los años 2005, 2004 y 2003 y bajo los términos del Contrato de Suministro de Mano de Obra celebrado entre la Sociedad y BG Group en el año 2002. BG Group, a través de BG Inversiones Argentinas S.A., posee el 54,67% del capital accionario de Gas Argentino. Debido a la situación financiera, la Sociedad no ha pagado ningún monto correspondiente a BG Group en virtud del Contrato de Asistencia Técnica desde el 1 de abril de 2002 hasta el 31 de diciembre de 2002. La Sociedad ha comenzado a efectuar pagos a BG Group en virtud del Contrato de Asistencia Técnica, y sus modificaciones en abril del 2003. La Sociedad ha adquirido gas de YPF durante el desarrollo normal de sus actividades. YPF Inversora Energética S.A. posee el 45,33% del capital accionario de Gas Argentino al 31 de diciembre de 2005. La Sociedad devengó aproximadamente Ps. 98,9 millones, Ps. 98,3 millones y Ps. 85,0 millones durante los períodos finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, por compras de gas a YPF S.A., indirectamente vinculada con YPF Inversora Energética S.A..

En virtud de la Ley del Gas y el Decreto Nº 1738/92, los accionistas controlantes de Gas Argentino tienen vedado suministrar (ya sea directa o indirectamente a través de otros productores o revendedores) más del 20% del total de gas comprado por la Sociedad en un mes determinado. BG Group no es un productor de gas en la Argentina. Además, MetroGAS no puede otorgar un trato preferencial a cualquiera de los accionistas de Gas Argentino. Es intención de la dirección de la Sociedad continuar manejando el suministro de gas de un modo que no sea contrario a dichas restricciones.

Además, durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 la Sociedad devengó Ps. 6,5 millones, Ps. 9,0 millones y Ps. 11,1 millones, respectivamente en concepto de gastos en virtud de ciertos contratos de transportes celebrados con Gas Natural BAN S.A., indirectamente vinculada con YPF. Al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 la Sociedad devengó aproximadamente Ps. 0,6 millones, Ps. 1,1 millones y Ps. 1,1 millones, respectivamente, en concepto de servicios de mantenimiento y reparación en virtud de contratos celebrados entre la Sociedad y Astra Evangelista S.A., indirectamente vinculada con YPF.

MetroGAS ha suministrado gas y servicios de transporte y distribución por aproximadamente Ps. 2,7 millones, Ps. 2,1 millones y Ps. 1,6 millones durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente, a Operadora de Estaciones de Servicio S.A., una compañía vinculada directamente con YPF.

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.

MetroENERGÍA S.A.

Con motivo de las nuevas reglamentaciones, el Directorio de MetroGAS decidió la constitución de la sociedad MetroENERGÍA S.A., que fue inscripta en la Inspección General de Justicia (“IGJ”) el 16 de mayo de 2005.

MetroGAS es titular del 95 % del capital accionario de MetroENERGÍA y los restantes accionistas son BG Argentina S.A. e YPF Inversora Energética S.A., quienes poseen el 2,73% y 2,27% del capital accionario, respectivamente.

Con fecha 28 de julio de 2005, mediante una nota recibida del ENARGAS, MetroENERGÍA obtuvo la inscripción en el Registro de Comercializadores para actuar como empresa comercializadora de gas natural y/o su transporte. Por otra parte, se inscribió como agente del Mercado Electrónico del Gas, obteniendo la correspondiente licencia para operar en el mismo.

A partir de la mencionada registración, MetroENERGÍA celebró acuerdos de suministro de gas natural con distintos productores a fin de abastecer a los usuarios que debían adquirir el gas de terceros proveedores. Asimismo, celebró contratos de abastecimiento de gas natural con grandes clientes, centrales eléctricas y usuarios del Servicio General “G” y del Servicio General “P” con consumos en el área de distribución de MetroGAS hasta el 31 de diciembre de 2006 de acuerdo a las distintas fechas en las que tales clientes deberían adquirir el gas natural de proveedores distintos de las licenciatarias del servicio de distribución.

MetroENERGÍA, con fecha 29 de diciembre de 2005, presentó un reclamo administrativo ante el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (“MPFIPyS”) contra la mencionada Resolución N° 2.020/05 en lo que respecta a las restricciones para representar a las estaciones de GNC para la compra de gas natural en el ámbito del MEG.

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 las transacciones realizadas por la Sociedad con Metroenergía fueron las siguientes: i) servicios de transporte y distribución $ 23 mil y ii) gastos a recuperar por parte de la Sociedad por Ps. 255 mil.

Procedimientos Judiciales

Traslado a las Tarifas - Impuesto a los Ingresos Brutos

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

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

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

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

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

Impuesto de Sellos

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

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

Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires – Tasa por Estudio, Revisión e Inspección de Espacios Públicos

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

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

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

Desde el 2000 en adelante, el GCABA incluyó en su presupuesto una tasa por el estudio, revisión e inspección del trabajo en espacios públicos aplicable, entre otros, a cañerías de gas. Si bien el convenio fue explícitamente mencionado como un precedente, los montos por el impuesto fueron unilateralmente incrementados por el GCABA.

El 26 de enero de 2001, el ENARGAS informó a MetroGAS que, en el caso de la tasa de estudio, revisión e inspección del trabajo en espacios públicos, MetroGAS debía demostrar el impacto en los precios a los consumidores finales; mientras que en el caso de la tasa de ocupación de espacios públicos, la Sociedad debería debatir la validez del tributo, tanto por vía administrativa como judicial. El ENARGAS también informó al GCABA que cualquier cambio relativo a impuestos debería ser trasladado, siendo absorbido por los usuarios de la jurisdicción en la cual se produjeron dichos cambios.

A partir del año 2001 MetroGAS ha recibido, de parte del GCABA, reclamos para el pago de la tasa de estudio, revisión e inspección del trabajo en espacios públicos, que al 31 de diciembre de 2005 totalizan $ 11,1 millones.

MetroGAS presentó contra cada uno de los reclamos efectuados por el GCABA, los recursos administrativos correspondientes, los que fueron oportunamente rechazados, por lo que el haber agotado la vía administrativa posibilitó el inicio de acciones judiciales tendientes a efectivizar el cobro de las sumas reclamadas.

Con fecha 19 de octubre de 2005 MetroGAS fue notificada de la ejecución fiscal iniciada por el GCABA. Con fecha 27 de octubre de 2005 MetroGAS contestó oponiendo excepción de inhabilidad de título y solicitando el rechazo de la ejecución. Por su lado, con fecha 24 de noviembre de 2005 se notificó dicha situación al ENARGAS y se le reiteró la solicitud del traslado a tarifas.

Debido a que la Sociedad considera que el ENARGAS autorizará, en cumplimiento de lo dispuesto por el marco regulatorio vigente, el traslado a la tarifa de los montos reclamados, no registró previsión alguna para contingencias por este asunto.

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

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

En 1998, el GCABA creó una tasa de ocupación de espacios públicos aplicable, entre otros, a cañerías de gas, que fue incluida en el presupuesto anual de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la cual ha sido impugnada por diversas compañías de servicios públicos que prestan servicios en dicha jurisdicción.

A partir del año 2003 el GCABA ha reclamado a MetroGAS el pago de la tasa de ocupación de espacios públicos. MetroGAS presentó oportunamente recursos jerárquicos en sede administrativa contra dichos reclamos.

El 22 de septiembre de 2004 el GCABA notificó a MetroGAS el rechazo de los recursos administrativos oportunamente presentados, lo cual concluye la instancia administrativa y posibilita el inicio de acciones judiciales tendientes a efectivizar el cobro de las sumas reclamadas.

Con fecha 28 de febrero de 2005 se presentó ante los tribunales de 1° instancia del Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, una acción contenciosa administrativa con medida cautelar contra la decisión del GCABA del 22 de septiembre de 2004.

Con fecha 2 de febrero de 2005 se remitió una nota a la Secretaría de Energía, con copia al ENARGAS y a la UNIREN, solicitando a ese organismo el inmediato tratamiento del traslado a tarifas de la tasa.

En abril de 2005, la Dirección General de Asuntos Jurídicos del Ministerio de Economía, se expidió a favor del traslado a tarifas, enviando el expediente al ENARGAS a efectos que se expida en forma definitiva.

El 6 de julio de 2005, MetroGAS ha sido notificada del mandamiento de intimación y pago por los períodos fiscales 1998 a 2002. La deuda reclamada a MetroGAS, en concepto de tasa de ocupación de espacios públicos, al 31 de diciembre de 2005, asciende a $ 30 millones (incluyendo intereses y multas). Con fecha 22 de noviembre de 2005 se dictó sentencia por la que se ordenó llevar adelante la ejecución hasta el pago íntegro de las sumas adeudadas, con más sus intereses y costas. En virtud de lo expuesto, con fecha 28 de diciembre de 2005 MetroGAS presentó una nota en la Dirección General de Rentas, solicitando el acogimiento al Plan de Facilidades de Pago Permanente reglado por Resolución N° 2.722 por los períodos fiscales mencionados. En la misma fecha se presentó otra nota en dicha Dirección solicitando el acogimiento a otro Plan de Facilidades de Pago por los períodos 2003 y 2004.

MetroGAS se encuentra llevando a cabo las presentaciones necesarias ante el ENARGAS a fin de obtener el reconocimiento en tarifas de las sumas reclamadas en concepto de tasa por ocupación de espacios públicos, motivo por el cual, al 31 de diciembre de 2005, ha registrado este concepto en el rubro otros créditos no corrientes por miles de $ 35.514.

Impuesto sobre los Ingresos Brutos ( Provincia de Buenos Aires) – Incremento de la alícuota

Durante 1994 la Provincia de Buenos Aires acordó con el Estado Nacional que no incrementaría más allá del 3,5% la alícuota de dicho impuesto para ventas de gas natural. Sin perjuicio de ello, la Provincia incrementó dicha alícuota e instruyó a MetroGAS a incluir dicho incremento en las facturas a los clientes para luego remitir a la Provincia el impuesto cobrado. MetroGAS decidió no seguir dichas instrucciones, citando el acuerdo entre la Provincia y la Nación antes descripto.

En julio de 2003 la Provincia, mediante una pre-vista, reclamó a la Sociedad el pago de los montos que se hubieren percibido de los clientes, de haberse aplicado el mencionado incremento de la alícuota en las facturas (aproximadamente $ 7,6 millones, incluyendo intereses y multas), lo que fue oportunamente rechazado por MetroGAS. Con fecha 12 de octubre de 2005 la Dirección de Rentas de la Provincia de Buenos Aires notificó a MetroGAS la Resolución N° 465/05 de apertura del Procedimiento de Determinación de Oficio, el que fue cerrado el 22 de diciembre de 2005, mediante Resolución N° 907/05, por la que se intima a abonar la deuda. Dicha Resolución fue apelada, con fecha 16 de enero de 2006, por ante el Tribunal Fiscal de la Provincia de Buenos Aires.

La Sociedad estima que la resolución de dicha causa será favorable y, por lo tanto, no registró previsión alguna por este asunto. No obstante, en caso que finalmente MetroGAS sea compelido a efectuar dichos pagos, se solicitará el traslado de dicha incidencia a las tarifas abonadas por los clientes conforme con los términos de la Licencia.

Multas

A través de la Resolución Nº 2778/03, el ENARGAS determinó que MetroGAS había cobrado tasas y cargos en exceso a los clientes por $ 3,8 millones y estableció una multa por $ 0,5 millones. La Sociedad presentó oportunamente un recurso de reconsideración con alzada en subsidio contra la mencionada Resolución y contra la tasa de interés aplicada sobre la multa. Al 31 de diciembre 2005, el monto total reclamado por el ENARGAS asciende a $ 17,3 millones, incluyendo intereses y multas, habiéndose registrado la provisión correspondiente.

Impuesto a las Ganancias – Deducción por Deudas Incobrables

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

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

El 3 de diciembre de 2002, se publicó el decreto del Poder Ejecutivo Nº 2442/02, que reemplaza el Artículo 136 de las reglamentaciones del impuesto a las ganancias aplicable a los ejercicios finalizados después de la fecha de publicación (ejercicio 2002). Uno de los principales propósitos es regular los requisitos que deben cumplir los saldos a cobrar de escasa significación para su deducción como incobrables. Se establecen los siguientes requisitos: la morosidad debe ser superior a 180 días, el reclamo del cobro al deudor moroso debe quedar acreditado y los servicios deben haberse cortado y/o haberse dejado de operar con el deudor. Más aún, el monto no debe ser superior al que establece la AFIP. El 7 de marzo de 2003 se publicó la Resolución General N°1.457 de la AFIP, que fijaba el monto en Ps. 1.500. El 18 de junio de 2004 se publicó la Resolución General N° 1.693 que incrementó el monto de la deducción a Ps. 5.000.

De acuerdo con lo expresado, la Compañía no prevé un resultado final adverso para este proceso administrativo.

Sin embargo, cabe mencionar que con fecha 26 de noviembre de 2002 se inscribió, ante el registro correspondiente, el embargo trabado por la AFIP por la suma aproximada de Ps. 6,9 millones sobre inmuebles de propiedad de MetroGAS situados en la Ciudad de Buenos Aires hecho que fue notificado a la Sociedad el 11 de septiembre de 2003. Al 31 de diciembre de 2005, el valor residual contable de los bienes de uso embargados ascendía a Ps. 39,2 millones.

DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN

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 resoluciones de la asamblea extraordinaria de accionistas, adoptadas el 22 de diciembre de 1998 y 15 de octubre de 2004, y por resoluciones del Directorio de la Sociedad, adoptadas el 27 de abril de 1999 y 4 de noviembre de 2004. Las Obligaciones Negociables se emitirán conforme a un contrato de fideicomiso de fecha 8 de septiembre de 1999 y el Instrumento de Renuncia, Designación y Aceptación de fecha 30 de octubre de 2003, (en adelante el "Contrato de Fideicomiso"), en virtud de los cuales The Bank of New York actúa 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"). El Fiduciario ha designado a Banco de Valores S.A. 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 101 Barclay Street, Nueva York, Estados Unidos de América y del Representante del Fiduciario en Sarmiento 310, piso 5°, 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$S 600.000.000 (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 a efectos de obtener su aprobación. 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 dólar estadounidense (U$S 1) de valor nominal (o, si la Obligación u Obligaciones Negociables tenidas por dicho Obligacionista estuvieran denominadas en una moneda distinta del Dólar, por cada unidad de dicha otra moneda).

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) títulos provisorios de esa Serie autenticados y entregados de acuerdo a lo dispuesto en el Convenio de Fideicomiso. Esos títulos provisorios serán globales. Todos los títulos provisorios de una Serie estarán sujetos 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 dichos títulos.

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 las 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.

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.

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 que cualquier miembro del Directorio o Comisión Fiscalizadora haya firmado alguna de las Obligaciones Negociables y deje de ser funcionario de la Sociedad antes 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 válida u obligatoria para ningún fin a menos que tal Obligación Negociable constituya 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 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$S 2.500.000 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$S 1.000.000 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$S 5.000.000, 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$S 1.000.000 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, respetando la igualdad de trato entre los obligacionistas. 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. Cualquier operación de estabilización de mercado se ajustará a lo dispuesto por el Decreto N° 677/01 y su reglamentación.

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$S 15.000.000 (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 las Normas Contables Profesionales del CPCECABA;

(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$S 15.000.000 (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$S 25.000.000 (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 las Normas Contables Profesionales Argentinas 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 las Normas Contables Profesionales del CPCECABA 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 las Normas Contables Profesionales del CPCECABA 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.

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

"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.

"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.

"CNV" significa Comisión Nacional de Valores Argentina.

"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.

"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.

"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.

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

"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.

"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.

"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.

"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.

"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 101 Barclay Street, Nueva York, Nueva York 10286.

"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.

"Obligaciones del Gobierno" significa, salvo otra indicación específica con respecto a cualquier Serie de Obligaciones Negociables, las Obligaciones Negociables que sean (i) obligaciones simples del gobierno emisor de la moneda especificada en la que podrán pagarse las Obligaciones Negociables de una Serie en particular o (ii) obligaciones de una Persona controlada o supervisada por el gobierno o que actúe como organismo o dependencia del gobierno emisor de la moneda especificada en la que podrán pagarse las Obligaciones Negociables de esa Serie, cuyo pago se encuentre incondicionalmente garantizado por ese gobierno y que, en ambos casos, constituyen obligaciones de ese gobierno que merecen plena fe y crédito, son pagaderas en la moneda especificada y no pueden ser llamadas a rescate ni rescatadas a opción del emisor de las mismas, lo cual incluye asimismo el recibo del depositario extendido por un banco o sociedad fiduciaria que actúe en calidad de custodio de esa Obligación del Gobierno o el pago específico de intereses o capital sobre tal Obligación del Gobierno que el custodio tenga por cuenta del tenedor de un recibo del depositario, quedando establecido que (salvo lo exigido por ley) el custodio antes mencionado no está autorizado a efectuar ninguna deducción del monto pagadero al tenedor de ese recibo del depositario, del monto que el custodio haya recibido respecto de la Obligación del Gobierno o el pago específico de intereses o capital sobre la Obligación del Gobierno instrumentada en ese recibo del depositario.

"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.

"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).

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$S 15.000.000 (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$S 15.000.000 (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$S 15.000.000 (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.

La Sociedad (a través de su Directorio o Comisión Fiscalizadora) y el Fiduciario podrán, en cualquier momento, convocar a asamblea de Tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier Serie con cualquiera de los objetos y a fin de celebrar un contrato de fideicomiso complementario conforme a lo dispuesto en el Contrato de Fideicomiso. Las asambleas se celebrarán en Buenos Aires, con la salvedad de que la Sociedad y el Fiduciario podrán decidir celebrar cualquier asamblea 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 oírse y hablar entre ellos, y tal asamblea simultánea constituirá una única asamblea a los efectos del quórum y de los porcentajes de votos aplicables a la misma. Asimismo, la Sociedad (a través de su Directorio o Comisión Fiscalizadora) deberá, a solicitud del Fiduciario o de los Tenedores de por lo menos el 5% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie que entonces estén en Circulación, convocar a asamblea de Tenedores de Obligaciones Negociables de esa Serie. En caso de que el Directorio o la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad no convoquen la asamblea solicitada por el Fiduciario o los Tenedores, conforme a lo dispuesto en la oración inmediatamente precedente, la asamblea podrá ser convocada por la CNV o por un tribunal competente. De celebrarse una asamblea de conformidad con una solicitud de los Obligacionistas, el orden del día de dicha asamblea será el indicado en la solicitud efectuada por los Obligacionistas, y esa asamblea se convocará dentro de los 40 días de que la Sociedad y el Fiduciario reciban tal solicitud. La convocatoria a toda asamblea de Obligacionistas, con indicación de la hora, fecha y lugar de celebración, y el orden del día de la misma (que indicará en términos generales las resoluciones que se propone adoptar en ellas), será efectuada por lo menos dos veces de conformidad con las disposiciones del Contrato de Fideicomiso. La primera convocatoria será efectuada con una anticipación no menor de 20 ni mayor de 180 días a la fecha fijada para la asamblea y, asimismo, será publicada durante cinco (5) días distintos con una anticipación no menor de 10 ni mayor de 30 días a la fecha fijada para la asamblea, en el Boletín Oficial de la República Argentina y en un diario de circulación general en el país y en el boletín informativo del mercado autorregulado donde coticen las Obligaciones Negociables respectivas. Para tener derecho a votar en cualquier asamblea de Obligacionistas, la Persona deberá (i) ser Tenedor de una o más Obligaciones Negociables a la fecha de registro pertinente o (ii) ser una Persona designada en un instrumento como apoderado del Tenedor de una o más Obligaciones Negociables. Las únicas Personas que tendrán derecho a asistir o a expresar su opinión en cualquier asamblea de Obligacionistas serán las que tengan derecho a votar en la misma y sus asesores legales y cualquier representante de la Sociedad y sus asesores legales. Con respecto a todos los asuntos no contemplados en el Contrato de Fideicomiso, las asambleas de Obligacionistas se celebrarán de conformidad con lo dispuesto por la legislación argentina.

Se pueden introducir alteraciones 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 alteración 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 una asamblea en segunda convocatoria estará constituida 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 asamblea en segunda convocatoria (en el caso de una asamblea ordinaria). En una asamblea o asamblea en segunda convocatoria 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$S 1.000 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 solicitó 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.

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.

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.

El proceso de colocación de las Obligaciones Negociables se desarrollará de acuerdo a lo dispuesto en la Resolución Conjunta CNV-AFIP, N° 470 Resolución de la CNV.

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.

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 el Tribunal Arbitral de la BCBA o el que cree en el futuro en los términos del artículo 38 del Decreto N° 677/01. No obstante lo anterior, los inversores tienen el derecho de optar por acudir, de conformidad a lo dispuesto por el artículo 38 del Decreto N° 677/01, 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.

Prescripción

Los reclamos contra la Sociedad por el pago de capital e intereses prescribirán para el caso de Obligaciones Negociables Nominativas, dentro de los 10 años de la fecha de vencimiento correspondiente para el pago de capital y dentro de los 4 años de la fecha de vencimiento correspondiente para el pago de los intereses.

Acta constitutiva y estatutos

Tal como se informara anteriormente (Véase “Información sobre la Emisora”), MetroGAS S.A. es una sociedad anónima constituida en Buenos Aires con fecha 24 de noviembre de 1992 e inscripta en el Registro Público de Comercio el 1 de diciembre de 1992 bajo el número 11.670, libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas. Con fecha 19 de abril de 1993 se inscribió en el Registro Público de Comercio la primera reforma estatutaria bajo el número 3030, Libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas y con fecha 20 de septiembre de 1994 se inscribió en el Registro Público de Comercio la segunda reforma estatutaria bajo el número 9564 del Libro 115, Tomo A de Sociedades Anónimas, por instrumento privado del 19 de abril de 1995 se inscribió en el Registro Público de Comercio el 30 de junio de 1995 bajo el N° 5645 del Libro 117 Tomo A de Sociedades Anónimas la tercer reforma estatutaria; por instrumento privado del 7 de febrero de 1996 se inscribió en el Registro Público de Comercio el 4 de marzo de 1996 bajo el N° 1851 del Libro 118 Tomo A de Sociedades Anónimas la cuarta reforma estatutaria. El objeto social de MetroGAS S.A. es la prestación del servicio público de distribución de gas natural por cuenta propia, o de terceros, o asociada a terceros en todo el país.

Carga Tributaria

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 de la Ley de Obligaciones Negociables. La CNV ha autorizado la creación del Programa de Emisión de Obligaciones Negociables mediante Resolución Nº 12.923 de fecha 19 de agosto de 1999 y Resolución N° 15.047 de fecha 31 de marzo de 2005. 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.

Cabe agregar que la CNV y la Administración Federal de Ingresos Públicos ("AFIP") han dictado una resolución conjunta (Resolución General N° 470/04 y N° 1738 AFIP), la cual, entre otros, establece los requisitos que deberán cumplirse a fin de poder acceder a las exenciones impositivas otorgadas por la Ley N° 23.576 y sus modificaciones.

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.

Ganancias derivadas de la compraventa de Obligaciones Negociables.

Los resultados provenientes de la compra-venta, cambio, permuta, conversión y disposición de obligaciones negociables quedan exentas del impuesto a las ganancias. Si se tratara de beneficiarios del exterior comprendidos en su título V, no regirá lo dispuesto en el artículo 21 de la misma ley, y en el artículo 104 de la ley 11.683 (texto ordenado en 1978).

Con relación a las ganancias provenientes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta, etc.) el Decreto N° 1076 eliminó la exención originalmente prevista en la Ley de Obligaciones Negociables, para las "Entidades Argentinas" por lo que de producirse un resultado proveniente de la venta o disposición de las Obligaciones Negociables el mismo se encontrará alcanzado por el impuesto.

Resolución General N° 470/04 y N° 1738 AFIP

La CNV y la Administración Federal de Ingresos Públicos ("AFIP") han dictado una resolución conjunta la cual, entre otros, establece los requisitos que deberán cumplirse a fin de poder acceder a las exenciones impositivas otorgadas por la Ley N° 23.576 y sus modificaciones y la Ley N° 24.441.

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 mercado en el caso de los títulos cotizados en bolsas y mercados de valores, o del costo de adquisición más los intereses y diferencias de cambio devengados e impagos, en el caso de no cotizados, en ambos casos 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.

Por su parte, los contribuyentes del impuesto a la ganancia mínima presunta, las sucesiones indivisas radicadas en el país y toda otra persona de existencia visible o ideal domiciliada en el país que tenga el condominio, posesión, uso, goce, disposición, depósito, tenencia, custodia, administración o guarda de bienes sujetos al impuesto que pertenezcan a personas físicas domiciliadas en el exterior, deberán ingresar con carácter de pago único y definitivo por los respectivos bienes al 31 de diciembre de cada año, el setenta y cinco centésimos por ciento (0,75% del valor de los determinado con arreglo a las normas de la ley)

Las Obligaciones Negociables previstas por la ley 23.576 se encuentran excluidas de las disposiciones del párrafo precedente.

Además, el impuesto sobre los bienes personales no se aplica con respecto a los títulos en poder de (i) personas jurídicas constituidas en la Argentina, y (ii) personas jurídicas no constituidas en el país, empresas, establecimientos estables, patrimonios de afectación o explotaciones que se ubiquen en el exterior siempre y cuando sea autorizada la oferta pública de los títulos valores por la CNV y estos se negocien en bolsas o mercados del país o del exterior. En éste último caso, y de acuerdo con la Resolución Gral. (D.G.I.) 4.203, el emisor privado argentino deberá mantener en sus registros una copia de la Resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de los títulos privados de deuda y constancia de su vigencia al 31 de diciembre de cada año, ambas certificadas por dicha Comisión.

De no verificarse las condiciones mencionadas en el párrafo anterior, cuando los titulares de las Obligaciones Negociables sean los sujetos mencionados en el punto (ii) del párrafo anterior que:

a) se encuentren radicados en países que no apliquen regímenes de nominatividad de títulos valores privados, y

b) por su naturaleza jurídica o estatutos tengan por actividad principal realizar inversiones fuera de la jurisdicción del país de constitución, y/o

c) no puedan ejercer en las mismas ciertas operaciones y/o inversiones expresamente determinadas en el régimen legal o estatutario que las regula,

la Ley presume que las Obligaciones Negociables pertenecen a personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en el país, razón por la cual el emisor se encontrará en la obligación de ingresar el 1,5% sobre el valor de las Obligaciones Negociables, siempre que tal ingreso sea superior a $ 255,75. Producido dicho ingreso, la Ley habilita al emisor a reintegrarse el importe abonado, incluso reteniendo y/o ejecutando los bienes que dieron origen al pago.

Sin embargo, en caso que los titulares directos sean:(i) compañías de seguros (ii) fondos abiertos de inversión, (iii) fondos de pensión ó (iv) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén constituidas o radicadas en países en que los bancos centrales u organismos centrales hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Bancos de Basilea, no corresponderá el ingreso

a que se hizo referencia anteriormente.

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".

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

La Ley N° 25.063 del 30 de diciembre de 1998 creó un impuesto anual que se abona sobre el valor de los Activos empresarios, siendo contribuyentes del mismo las entidades constituidas en el país (sociedades, asociaciones civiles, etc.), determinados fondos comunes de inversión, y establecimientos estables domiciliados en el país pertenecientes a personas de existencia visible o ideal domiciliadas en el exterior o a patrimonios de afectación, explotaciones unipersonales o sucesiones indivisas allí ubicadas o radicadas en el mismo.

La alícuota del impuesto es del 1% y el mismo puede compensarse con el impuesto a las ganancias determinado por el mismo ejercicio fiscal, abonándose en consecuencia este gravamen cuando el impuesto a las ganancias no lo compense en forma total. En caso de que corresponda el ingreso del impuesto a la ganancia mínima presunta el importe pagado podrá tomarse como pago a cuenta del excedente del impuesto a las ganancias con relación al impuesto a la ganancia mínima presunta de los 10 ejercicios fiscales siguientes.

La valuación de las Obligaciones será su valor de cotización a la fecha de cierre de ejercicio en caso que coticen en bolsas o mercados, siendo el costo de adquisición incrementado por los intereses y diferencias de cambio que se hubieran devengado hasta la fecha de cierre de ejercicio, en el supuesto de no existir la cotización referida.

Impuesto de Sellos

El artículo 35 de la Ley 23.576 establece que en el ámbito nacional están exentos los actos, contratos y operaciones, incluyendo las entregas o recepciones de dinero, relacionadas a la emisión, suscripción, colocación y transferencias de las Obligaciones Negociables.

Impuesto sobre los débitos y créditos en cuenta corriente bancaria

La Ley N° 25.413 establece un impuesto sobre los débitos y Créditos efectuados en cuentas abiertas en las entidades regidas por la Ley de Entidades Financieras a la alícuota del 0,6% y sobre todos los movimientos o entregas de fondos que se efectúen a través de un sistema de pago organizado reemplazando el uso de cuentas bancarias a la alícuota del 1,2%.

El Decreto N° 534/2004 estableció, entre otras cuestiones, que los titulares de cuentas bancarias gravadas de conformidad a lo establecido en el Artículo 1º inciso a) de la Ley de Competitividad Nº 25.413 y sus modificaciones, alcanzados por la tasa general del seis por mil (6‰), podrán computar como crédito de impuestos, el treinta y cuatro por ciento (34%) de los importes liquidados y percibidos por el agente de percepción en concepto del presente gravamen, originados en las sumas acreditadas en dichas cuentas.

La acreditación de dicho importe como pago a cuenta se efectuará, indistintamente, contra el Impuesto a las Ganancias y/o el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.

El cómputo del crédito podrá efectuarse en la declaración jurada anual de los impuestos mencionados en el párrafo anterior. El remanente no compensado no podrá ser objeto, bajo ninguna circunstancia, de compensación con otros gravámenes a cargo del contribuyente o de solicitudes de reintegro o transferencia a favor de terceros, pudiendo trasladarse, hasta su agotamiento, a otros períodos fiscales de los citados tributos.

El importe computado como crédito en los impuestos mencionados anteriormente, no será deducible a los efectos de la determinación del Impuesto a las Ganancias.

Impuesto sobre los ingresos brutos

Los intereses pagados a los tenedores de las Obligaciones Negociables estarán exentos si son residentes en la Ciudad de Buenos Aires o en la Provincia de Buenos Aires. Siendo un tributo de carácter provincial deberá analizarse la posible incidencia del tributo en las restantes jurisdicciones.

Tasa de Justicia

En el caso que se haga necesario instituir procedimientos de ejecución con relación a las Obligaciones Negociables en la Argentina, se aplicará una tasa de justicia que en la actualidad es del 3,0% sobre el monto de cualquier reclamo llevado a los tribunales argentinos con asiento en la Ciudad de Buenos Aires.

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 DE PAGO Y AGENTE DE REGISTRO The Bank of New York 101 Barclay St. Floor 21 West (1041) New York, NY 10286	REPRESENTANTE DEL FIDUCIARIO Y AGENTE DE PAGO EN LA ARGENTINA Banco de Valores S.A. Sarmiento 310, Piso 5° (1041) Buenos Aires Argentina

ASESORES LEGALES DE LA SOCIEDAD

Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h)

Suipacha 1111, Piso 18º

C1008AAW Buenos Aires – Argentina

Shearman & Sterling

599 Lexington Avenue

New York, N.Y. 10022-6069

Estados Unidos de América

AI assistant

Metrogas S.A. Capital/Financing Update 2006

Información Contable, Financiera y Operativa

Razones para la oferta y destino de los fondos

Descripción del negocio

Consumo y Demanda de Gas Natural

Oferta

Descripción General

Sistema de Distribución

Origen de los Fondos

Procedimientos Judiciales

Impuesto de Sellos

Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires – Tasa por Estudio, Revisión e Inspección de Espacios Públicos

Multas

Impuesto a las Ganancias – Deducción por Deudas Incobrables

AI assistant

Metrogas S.A. — Capital/Financing Update 2006

Información Contable, Financiera y Operativa

Razones para la oferta y destino de los fondos

Descripción del negocio

Consumo y Demanda de Gas Natural

Oferta

Descripción General

Sistema de Distribución

Origen de los Fondos

Procedimientos Judiciales

Impuesto de Sellos

Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires – Tasa por Estudio, Revisión e Inspección de Espacios Públicos

Multas

Impuesto a las Ganancias – Deducción por Deudas Incobrables

More from Metrogas S.A.

Metrogas S.A. Capital/Financing Update 2006