Metrogas S.A. - Capital/Financing Update 2010

Prospecto

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 "Información Clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo". 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 CC por la Calificadora de Riesgo Standard and Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina y Caa3 por la Calificadora de Riesgo Moody’s Latin America Calificadora de Riesgo S.A.. Los informes relativos a ambas calificaciones se encuentran disponibles en la página web de la CNV: www.cnv.gov.ar. Para mayor información, véase "Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta - Calificación de Riesgo".

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 of 1933, o Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América (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 CNV mediante Resolución Nº 12.923 del 19 de agosto de 1999, N° 15.047 del 31 de marzo de 2005 y N° 16.318 del 27 de abril de 2010. 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 de la Sociedad y, en lo que es materia de su competencia, del órgano de fiscalización de la Sociedad y 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 en una oportunidad por la Sociedad conforme se resolvió en la asamblea extraordinaria de accionistas de fecha 15 de octubre de 2004, la reunión de directorio de fecha 4 de noviembre de 2004, y la Resolución de la CNV de fecha 31 de marzo de 2005. Asimismo, una segunda prórroga del Programa fue autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 24 de febrero de 2010.

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.

Copias de este Prospecto podrán ser solicitadas en la sede social de MetroGAS sita en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Ciudad Autónoma de Buenos Aires (1267), Argentina, número de teléfono (54-11) 4309-1010, número de fax (54-11) 4309-1025, los días hábiles de 10:00 a 16:00 horas.

La fecha del presente Prospecto es del 10 de mayo de 2010.

AVISOS IMPORTANTES

Los inversores deben basarse únicamente en la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente a la serie que les sea ofrecida. La Sociedad no ha autorizado a ninguna persona a suministrar información diferente a la información contenida en este Prospecto o el Suplemento de Precio correspondiente. La información contenida en este Prospecto es exacta únicamente en la fecha del presente, sin considerar el momento de su distribución ni de la venta de las Obligaciones Negociables.

Al adoptar la decisión de invertir en las Obligaciones Negociables, los inversores deben basarse en su propio examen acerca de la Emisora y de los términos de la oferta, incluidos los méritos y riesgos que implica realizar la operación. No deben interpretar el contenido de este Prospecto como un asesoramiento legal, comercial o impositivo. Deben consultar con sus propios apoderados, asesores legales, comerciales, financieros e impositivos.

Según lo establece el Artículo 35 del Anexo del Decreto N° 677/01, los emisores de valores, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.

La distribución de este Prospecto o de cualquiera de sus partes, incluido cualquier Suplemento de Precio, y la oferta, venta y entrega de las Obligaciones Negociables, pueden estar limitadas por las legislaciones en otras jurisdicciones. Requerimos que las personas en cuyo poder se encuentre este Prospecto tomen conocimiento y cumplan con tales restricciones. Este Prospecto no constituye una oferta de venta ni una invitación a presentar ofertas para comprar Obligaciones Negociables en ninguna jurisdicción a ninguna persona a quien fuera ilícito realizar la oferta o invitación, ni constituye una invitación a suscribir o comprar Obligaciones Negociables. Véase “De la Oferta y la Cotización”.

Se considerará que cada comprador de Obligaciones Negociables que llevan una leyenda restrictiva, que sea una persona estadounidense (con la excepción de aquéllos que compren por cuenta de personas no estadounidenses): (i) declara que las adquiere por cuenta propia o en beneficio de una cuenta respecto de la cual ejerce facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión y que el tenedor y dicha cuenta son compradores institucionales calificados (según lo definido en la Norma 144A) o un inversor institucional acreditado (según lo definido en la Norma 501 de la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América); y (ii) reconoce que las obligaciones negociables no han sido ni serán registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y no podrán ser ofrecidas, vendidas, prendadas o de otro modo transferidas salvo (A) en cumplimiento de la Norma 144A a favor de una persona, quien según el criterio razonable del vendedor, es un comprador institucional calificado, (B) fuera de los Estados Unidos en cumplimiento de la Norma 903 o 904 de la Regulación S, o (C) conforme a una exención de los requisitos de registro contemplada en la Ley de Títulos Valores Estadounidense prevista por la Norma 144 de esta ley (si estuviera disponible), en cada caso de acuerdo con las leyes sobre títulos valores aplicables de cualquier estado de los Estados Unidos o cualquier otra jurisdicción. Se considerará que cada comprador de Obligaciones Negociables vendidas fuera de los Estados Unidos en base a la Regulación S ha declarado que no está comprando las Obligaciones Negociables con el propósito de su reventa, distribución u otra enajenación de ellas a una persona estadounidense o en los Estados Unidos. Salvo indicación en contrario, los términos utilizados en este párrafo tendrán los significados que les otorga la Regulación S. Para una descripción de estas y ciertas otras restricciones sobre las ofertas y ventas de las Obligaciones Negociables y la distribución de este Prospecto, véase “De la Oferta y la Cotización - Colocación y Venta” y “De la Oferta y la Cotización - Derechos de Suscripción Preferente”.

ÍNDICE

Página

Traslado de notificaciones y exigibilidad sobre responsabilidad civil 5

Información importante 6

Datos sobre directores, gerencia de primera línea, asesores, miembros del órgano de fiscalización y empleados 7

Datos estadísticos y programa previsto para la oferta 16

Información clave sobre la emisora 20

Información sobre la emisora 47

Reseña y perspectiva operativa y financiera 91

Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas 110

De la oferta y la cotización 117

Información adicional 147

Estados contables de MetroGAS S.A. 164

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 de la Sociedad (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	Año de designación	Última designación	Fecha de vencimiento del mandato
Juan Carlos Fronza (b)	Presidente	2004	2010	2011
Carlos Emilio Rogelio Messi (a)	Vicepresidente Primero	2010	2010	2011
Marcelo Pablo Domínguez (a)	Vicepresidente Segundo	2010	2010	2011
George Michel Morgan (a)	Director Titular	2010	2010	2011
Andrés Cordero (a)	Director Titular	2006	2010	2011
Carlos Alberto Aleman (a)	Director Titular	2010	2010	2011
Jorge Gustavo Casagrande (a)	Director Titular	2010	2010	2011
Ramiro Rico (b)	Director Titular	2009	2010	2011
Héctor Caram (b)	Director Titular	2010	2010	2011
Raúl Rafael Podetti (b)	Director Titular	2009	2010	2011
Jorge Alberto Depino (c)	Director Titular	2004	2010	2011
Santiago Albarracín (a)	Director Suplente	2010	2010	2011
Fernando Gómez Zanou (a)	Director Suplente	2010	2010	2011
Leonardo Raúl López (a)	Director Suplente	2010	2010	2011
Sergio Ferrero (b)	Director Suplente	2009	2010	2011
Luis Alberto Chaparro (c)	Director Suplente	2004	2010	2011

___________

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.

Juan Carlos Fronza, 73, Presidente del Directorio del MetroGAS. El Sr. Fronza es Ingeniero Mecánico recibido en la Universidad de La Plata. Entre 1964 y 1977 se desempeño en Astilleros Río Santiago. Desde 1978 hasta 1982 fue gerente de proyectos de inversión en Petrolera Argentina San Jorge. Entre 1983 y 2002 se desempeñó como director ejecutivo (CEO) de Copetro S.A.

Carlos Emilio Rogelio Messi, 55, Vicepresidente Primero del Directorio de MetroGAS. El Sr. Messi es abogado recibido de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires (1977) y obtuvo un Master in Comparative Jurisprudence (MCJ) New York School of Law, Nueva York, Estados Unidos de América (1979). Desde 1992 se desempeña como abogado del Departamento de Legales de Shell Compañía Argentina de Petróleo S.A. (SCAPSA). Hasta el año 1991 se desempeñó como abogado en el estudio Allende & Brea.

Marcelo Pablo Domínguez, 49, Vicepresidente Segundo del Directorio de MetroGAS. El Sr. Domínguez es abogado recibido de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Socio del Estudio Alemán, Domínguez & Asociados.

George Michel Morgan, actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Morgan es geólogo recibido en University of Texas, Austin, Estados Unidos de América (1975) y realizó numerosos cursos de geología, ingeniería y finanzas. Desde el 2008 es vicepresidente de Harvest Natural Resourses. Anteriormente se desempeñó en diversas compañías tales como Sempra Energy Corporation, Unucal Corporation, Enrony y Tenneco Gas.

Andrés Cordero, 63, actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Cordero obtuvo dos títulos universitarios, se recibió de Ingeniero Industrial en la Universidad Católica Argentina y de Ingeniero en Petróleo en la Universidad de Buenos Aires. Desde 2002 a agosto de 2007 se desempeñó como Gerente General de Gasoducto Cruz del Sur S.A. Antes de este cargo se desempeñó como Director de Asuntos Regulatorios e Institucionales de Transportadora de Gas del Norte S.A.

Carlos Alberto Aleman, 55, actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Aleman es abogado recibido de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Socio del Estudio Aleman, Domínguez & Asociados.

Jorge Gustavo Casagrande, actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Casagrande es contador público recibido de la Universidad Católica Argentina, con un postgrado en Administración de Mercados Eléctricos otorgado por el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) y graduado del Programa de Desarrollo de Ejecutivos del IAE. Entre 2001 y 2006 se desempeñó como Gerente de Activos Eléctricos y de Gas en Pérez Companc y posteriormente Petrobras Energía. Durante el mismo período fue miembro del Directorio de Transportadora de Gas del Sur S.A., Transener S.A., Edesur S.A. y Compañía Mega S.A. Entre 2006 y 2009 fue Gerente General de Transportadora de Gas del Sur S.A.

Ramiro Rico, 52, actual miembro del Directorio de MetroGAS, se desempeñó durante 17 años en Gas del Estado S.E., cumpliendo diversas funciones técnicas y de planeamiento en el área de Abastecimiento, de la cual fue designado Gerente hasta la privatización de la misma. Posteriormente, fue Director en una Empresa Constructora, Interventor en 2 Obras Sociales (OSPESIGA y OSTFA) y Presidente de una empresa dedicada a la administración (Administradora Full S.A.). En los últimos años, se dedicó al asesoramiento en forma privada, en temas de administración para diversas empresas (entre ellas Swiss Medical S.A.) y a la F.E.T.I.G.N.R.A., como así también a actividades comerciales de rubros no pertenecientes al área energética.

Héctor Caram, 44, actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Caram es contador público egresado de la Universidad de Buenos Aires (1989) y del Programa de Posgrado Internacional de Auditoria y Detección de Fraudes de la Universidad de Bologna, Bologna, Italia. Desde el 2007 se desempeña como Director Ejecutivo de Caram Consultores y como Business Risk Management Director de SMS – San Martín Suarez y Asociados. Anterioremente se desempeñó en diversas compañías tales como Telecom Argentina S.A. y Pistrelli, Díaz y Asociados.

Raúl Rafael Podetti, 78, actual miembro del Directorio de MetroGAS. Egresado de la Escuela Naval Militar, sirvió en la Armada en buques y Arsenales hasta su retiro con el grado de Teniente de Navío. Es Ingeniero Naval y Mecánico de la Universidad de Buenos Aires. Ha intervenido en más de 150 obras de construcción naval para el país y el exterior. Ha sido directivo de astilleros y empresas industriales durante 4 décadas, ha presidido Cámaras empresarias del sector y participado de actividades académicas con cursos, conferencias y publicaciones sobre temas técnico-económicos navales y de organización de la producción. Actualmente es consultor en asuntos de su especialidad.

Jorge Alberto Depino, 50, 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.

Santiago Albarracín, 42, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Abogado, recibido en la Universidad Católica Argentina (1990), con postgrado LLM in Resources Law and Policy en el Centre for Energy, Petroleum and Mineral Law and Policy, University of Dundee (2000). Ejerció de Abogado en el Estudio Dabinovic y Asociados, luego Cárdenas & Cassagne (1992), Departamento de Legales de MetroGas, Contratos y Regulaciones (2001), Gerente de Legales para Sud América de Sempra Energy International, y Director Titular de Sodigas Pampeana y Sur, Camuzzi Gas Pampeana y Sur (Argentina), Chilquinta Energía y Energas S.A. (Chile), Luz del Sur S.A. (Perú), Conecta S.A. (Uruguay) hasta el año 2006. Actualmente se desempeña como consultor independiente especializado en Derecho de la Energía y Recursos Naturales.

Fernando Gómez Zanou, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Gómez Zanou es abogado egresado de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Desde el año 2004 se desempeña como abogado interno de YPF S.A. y fue designado director suplente en YPF Inversora Energética S.A., Gas Argentino S.A., Pluspetrol Energy S.A. y director titular en YPF Servicios Petroleros S.A. Anteriormente se desempeñó como abogado de diversas compañías tales como Citibank N.A., Basf Argentina S.A. y Auchan Argentina S.A.

Leonardo Raúl López, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. López es abogado egresado de la Facultad de Derecho de la Universidad Nacional de Rosario. Desde el año 2009 se desempeña como abogado interno de YPF S.A. y fue designado director suplente en Gas Argentino S.A. Anteriormente se desempeñó como abogado de diversas compañías tales como Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Banco de Santa Cruz S.A. y Banco de San Juan S.A.

Sergio Ferrero, 33, actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Se recibió de Contador Público en la Universidad de Buenos Aires (UBA). Trabajó en el Estudio Contable Del Buono, Malasio & Asociados y desde el 2005 hasta la actualidad, presta servicios de consultoría en materia de control de gestión en el área de Contabilidad y Finanzas para el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, dependiente del Poder Ejecutivo Nacional.

Luis Alberto Chaparro,43,actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Desde 1992 a 1998 se desempeñó en la Compañía. Anteriormente había trabajado para Gas del Estado y actualmente se desempeña en Xerox S.A.

Funcionarios

A continuación se incluye un listado de los funcionarios ejecutivos de MetroGAS al 31 de diciembre de 2009. La totalidad de los funcionarios ejecutivos residen en Argentina.


Nombre	Cargo	Año de designación
Andrés Cordero	Director General	2007
Patricia Carcagno	Directora de Operaciones	2005
Enrique Barruti	Director de Recursos Humanos	1997
Fernando Aceiro	Director Comercial	2002
Magdalena González Garaño	Directora de Asuntos Legales y Regulatorios	2004
Eduardo Villegas Contte	Director de Administración y Finanzas	2002
Juan Pablo Mirazón	Director de Auditoría Interna	1999
Fernando Nardini	Controller	2009

Andrés Cordero, 63, Primer Vicepresidente del Directorio de Metrogas, obtuvo dos títulos universitarios, se recibió de Ingeniero Industrial en la Universidad Católica Argentina y de Ingeniero en Petróleo en la Universidad de Buenos Aires. Desde 2002 hasta agosto de 2007 se desempeñó como Gerente General de Gasoducto Cruz del Sur S.A. Antes de ese cargo, fue Director de Asuntos Regulatorios e Institucionales en Transportadora de Gas del Norte S.A. Fue designado Director General en agosto de 2007.

Patricia Carcagno, 47, 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 C.A.P.S.A., ocupando varios cargos comerciales.

Enrique Barruti,61,fue designado en su cargo actual de Director de Recursos Humanos en 1997. Es Licenciado en Economía y tienes estudios de post grado en recursos humanos en la Universidad de Michigan. Cuenta con más de 20 años de experiencia local e internacional en recursos humanos y trabajó en Unysis Corporation, Bank of America, Banco Santander y Swift Armour S.A. Argentina antes de incorporarse a MetroGAS en julio de 1997. Fue también consultor de dirección y profesor de la Universidad de Buenos Aires y de la Universidad Austral.

Fernando Aceiro,44,fue designado Director Comercial en 1998. El Sr. Aceiro comenzó su carrera en la División Producción de Alpargatas S.A.I.C. Trabajó en el departamento de Nuevos Negocios del Banco de Galicia desde 1993 hasta que se incorporó a MetroGAS en octubre de 1998. Es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina y obtuvo un Master en Administración de Empresas del Instituto de Altos Estudios Empresariales.

Magdalena González Garaño, 58, fue designada en su cargo actual de Directora de Asuntos Legales y Regulatorios en 2004. Es Abogada, egresada de la Universidad de Buenos Aires. Se incorporó en MetroGAS en 1993 como gerente de asuntos regulatorios y en 1998 fue designada directora de asuntos legales. Desde 1993 se ha desempeñado como Secretaria del Directorio de Gas Argentino. Antes de su incorporación en la Compañía fue asociada en el Estudio Cárdenas, Cassagne & Asociados desde 1991 a 1993.

Eduardo Villegas Contte,54, fue designado en su cargo actual de Director de Administración y Finanzas en 2002. Se recibió de Contador Público Nacional en la Universidad de Buenos Aires y realizó estudios de postgrado en J.L. Kellogg Graduate School of Management en la Northwestern University (EE.UU.). Antes de incorporarse a MetroGAS en 1994, como Gerente de Finanzas, trabajó en Arthur Andersen.

Juan Pablo Mirazón,43, fue designado en su cargo actual de Director de Auditoría Interna en 1999. Es Contador y Licenciado en Administración de Empresas. Trabajó en las divisiones de auditoría y de asesoramiento gerencial de Arthur Andersen durante más de diez años.

Fernando Nardini, 44, fue designado en su cargo actual de Controller Corporativo en Junio de 2009. Es Contador Público de la Universidad de Buenos Aires y ha realizado diversos estudios de perfeccionamiento en el país (IAE - Universidad Austral) y en el exterior (World Trade Center, Nueva York y CWC School for Energy, Londres). Anteriormente a su ingreso en MetroGAS trabajó en Arthur Andersen, Dow Chemical y en YPF (incluyendo en esta última etapa, dos años de expatriación en su filial Maxus Energy Corp., en Dallas, Estados Unidos, como responsable de Administración y Finanzas).

Comisión Fiscalizadora

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

Los Estatutos Sociales disponen que la Comisión Fiscalizadora se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, y las reuniones pueden ser convocadas por cualquiera de sus miembros. El quórum para dichas reuniones quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros. Las resoluciones serán válidas solamente si son adoptadas por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, las funciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, las disposiciones estatutarias y resoluciones de los accionistas de la Compañía, presentar a los accionistas un informe sobre los estados contables de la Compañía, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a solicitud de los tenedores de por lo menos el 2% del capital social de la Compañía. La Comisión Fiscalizadora también está autorizada a convocar a asambleas ordinarias cuando el Directorio así no lo hiciera en la medida que se requiera y a asambleas extraordinarias y a incluir temas en el orden del día para las asambleas de accionistas o reuniones de Directorio. 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 y de sus sociedades vinculadas 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	Desde	Profesión	Fecha de designación	Fecha de vencimiento del mandato
Oscar Alberto Oroná	Titular	1997	Abogado	2010	2011
Diego María Serrano Redonnet	Titular	2005	Abogado	2010	2011
María Gabriela Grigioni	Titular	2005	Abogada	2010	2011
Germán Fernández Lahore	Suplente	2005	Abogado	2010	2011
Guillermo Eduardo Quiñoa	Suplente	2009	Abogado	2010	2011
Pablo Rueda	Suplente	2005	Abogado	2010	2011

Oscar Alberto Oroná, 62.Abogado, recibido en la Universidad de Belgrano en 1975. Asistió al Petroleum Management Certificate Program en Boston, Massachusetts, Estados Unidos. Fue Abogado Consultor en el Estudio Jurídico Cassagne Abogados que se especializa en Derecho Público y Regulación Económica, Derecho Administrativo, Régimen de Petróleo y Gas y, Derecho Ambiental. Desarrolló su actividad profesional en el Estudió Jurídico Brons & Salas, en Astra C.A.P.S.A como Gerente de Asuntos Legales de las Áreas de Exploración y Producción, en YPF S.A. para Argentina, Brasil y Bolivia. Actualmente, es miembro de la Comisión Fiscalizadora de Oleoductos del Valle S.A. y miembro suplente de la Comisión Fiscalizadora de YPF S.A.

Diego María Serrano Redonnet, 42. Admitido como abogado por la Facultad de Derecho de la Universidad Católica Argentina en 1990. Master en Abogacía de la Facultad de Derecho de Harvard, Universidad de Harvard, Estados Unidos de Norteamérica, en 1996, y admitido como abogado en Nueva York en el año 1997. Asociado de la firma Klein & Mairal, 1990-1991. Asociado de la firma Marval, O' Farrell & Mairal, durante los años 1991 y 1992. Fue profesor adjunto en la materia Análisis Financiero y Económico en la Facultad de Abogacía en la Universidad de Buenos Aires durante los años 1991 y 1995. Es miembro del Colegio de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires y del Colegio de Abogados del Estado de Nueva York. En la actualidad se desempeña como socio del Estudio Jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h).

María Gabriela Grigioni, 45, Abogada, recibida en la Universidad de Buenos Aires. Desde 1987, fue asesora de derecho comercial del departamento legal de diversas empresas, desempeñándose posteriormente como funcionaria en la Gerencia de Sociedades Emisoras de la Comisión Nacional de Valores. Se desempeñó como profesora de Sociedades Civiles y Comerciales en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires durante los años 1992 a 1996. Ha realizado cursos de capacitación en la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América y en la New York Stock Exchange (NYSE), y se ha especializado en temas relacionados con el mercado de capitales y financieros. Actualmente es socia del Estudio Jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h).

Germán Fernández Lahore, 39,Abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Durante 1997, hizo una Especialización en Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. En 1998, participó en la academia de Derecho Americano e Internacional de la Southwestern Legal Foundation de Dallas, Texas. También tiene un Master en Derecho de los Recursos Naturales del Centro de Políticas y Legislación de Energía, Petróleo y Minería, Universidad de Dundee, Escocia (Reino Unido). Ejerció como abogado en el Estudio Jurídico Beccar Varela, Estudio Quintana Minerals Santa Cruz y fue asociado extranjero del Estudio Jurídico Haynes y Boone (Dallas, Texas). Desde 2002, se desempeña en el Departamento de Asuntos Legales de YPF, Gerencia Petróleo.

Guillermo Eduardo Quiñoa, 43, abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Realizó un postgrado en Derecho de Gas y Petróleo en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como abogado de la Dirección Grandes Contribuyentes Nacionales de la Dirección General Impositiva; abogado de la Organización Techint, integrando la Dirección Legal de dicho grupo; asociado extranjero del Estudio Jurídico Pillsbury, Madison & Sutro en San Francisco (Estados Unidos) y desde el año 1997 es socio del Estudio Jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h).

Pablo Rueda, 45, Abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Obtuvo un Master en Petróleo y Gas. Fue coordinador de Cursos del Sistema Argentino de Informática Jurídica del Ministerio de Justicia de la Nación. Trabajó como abogado en el Estudio Jurídico Marval, O’Farrell & Mairal, asociado extranjero de Rabin Leacock Lipman (Reino Unido), responsable de la Oficina en Nueva York del Estudio Jurídico Marval, O´Farrell & Mairal (1993-1996) y actualmente es socio del Estudio Jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h).

Comité de Auditoría

De conformidad con el Decreto N° 677/01, la CNV dictó la Resolución Nº 400, de fecha 26 de marzo de 2002 y la Resolución Nº 402, de fecha 25 de abril de 2002, que establecen el criterio preliminar para la creación de Comités de Auditoría. Por lo tanto, la Compañía debe establecer un Comité de Auditoría conformado por un mínimo de tres directores, cuya mayoría deben ser directores independientes de la Compañía y de los accionistas controlantes y no pueden ocupar ningún cargo ejecutivo en MetroGAS. De conformidad con lo dispuesto por la Resolución Nº 402/02, el 27 de mayo de 2003, el Directorio aprobó el Estatuto del Comité de Auditoría.

Teniendo en cuenta las disposiciones de las reglamentaciones locales y leyes americanas referentes a gobierno societario, el 7 de mayo de 2004, el Directorio de MetroGAS 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 miembros. Las funciones de los miembros no pueden ser delegadas.

Los actuales miembros del Comité de Auditoría son Juan Carlos Fronza, Raúl Rafael Podetti y Hector Caram, cada de uno de ellos designado en la asamblea de accionistas de fecha 3 de mayo de 2010 por un plazo de un año. Todos los miembros del Comité de Auditoría son independientes de acuerdo con las normas de cotización argentinas y Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Títulos Valores estadounidense.

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

Juan Carlos Fronza	Ingeniero Mecánico	--	--

Carlos Emilio Rogelio Messi	Abogado	--	--

Marcelo Pablo Domínguez	Abogado	--	--

George Michael Morgan	Geólogo	--	--

Andrés Cordero	Ingeniero Industrial	Gas Argentino S.A. MetroENERGÍA S.A. BG Uruguay BG Inversiones Argentinas Dinarel S.A.	Director Director Director Director Suplente Director Suplente

Carlos Alberto Aleman	Abogado	--	--

Jorge Gustavo Casagrande	Contador Público	--	--

Ramiro Rico	Técnico	--	--

Héctor Caram	Contador Público	--	--

Raúl Rafael Podetti	Ingeniero Naval	--	--

Jorge Alberto Depino	Ingeniero Mecánico	--	--

Santiago Albarracín	Abogado	Gas Argentino S.A.	Director Titular

Fernando Gómez Zanou	Abogado	YPF Inversora Energética S.A. Gas Argentino S.A. Pluspetrol Energy YPF Servicios Petroleros S.A.	Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Titular

Leonardo Raúl López	Abogado	Gas Argentino S.A.	Director Suplente

Sergio Ferrero	Contador Público	--	--

Luis Alberto Chaparro	Técnico	--	--

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.

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 2009, la remuneración total pagada a directores y miembros de la comisión fiscalizadora, titulares y suplentes fue de aproximadamente Ps. 1,1 millones, y la remuneración pagada a los funcionarios de primera línea en dicho ejercicio fue de Ps. 5,6 millones.

Carácter de "independencia" o "no independencia"

De conformidad con las Normas de la CNV, se informa que los señores Carlos Emilio Rogelio Messi, George Michael Morgan, Jorge Gustavo Casagrande, Santiago Francisco Albarracín, Andrés Cordero, Carlos Alberto Alemán, Marcelo Pablo Domínguez, Fernando Gómez Zanou y Leonardo López actuando como Directores titulares y 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 y suplentes señores Juan Carlos Fronza, Ramiro Rico, Raúl Rafael Podetti, Jorge Depino, Héctor Caram, Luis Chaparro y Sergio Ferrero, 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 52.910 Acciones Clase C y Luis Chaparro, uno de los directores suplentes de la Compañía, era titular de un total de 25.719 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.

La Compañía no tiene convenios para la emisión u otorgamiento de opciones, acciones o títulos valores a favor de sus empleados ni de otros acuerdos de participación de los empleados en su capital social.

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.

Empleados

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 2009	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 2008	Cantidad de Empleados al 31 de diciembre de 2007
Dirección General	53	45	45
Operaciones	437	438	436
Recursos Humanos	65	56	63
Comercial	405	376	363
Asuntos Societarios	14	13	13
Administración y Finanzas	78	93	94
Total	1.052	1.021	1.014

Al 31 de diciembre de 2009, aproximadamente el 33,65% de los empleados de la Compañía eran afiliados al Sindicato de Trabajadores Industria de Gas (STIGAS) y el resto era personal dentro y fuera de convenio, incluidos gerentes de primera línea. En el pasado la Compañía firmó convenios colectivos de trabajo con UPS, pero en la actualidad no mantiene ningún convenio colectivo de trabajo con esta entidad. El convenio colectivo de trabajo con APJ celebrado en 1993 continúa vigente. En marzo de 2007 se celebró un convenio colectivo de trabajo con el Sindicato Capital. La Compañía entiende que mantiene buenas relaciones con su fuerza laboral. No ha habido paros o huelgas desde la constitución de la Compañía. Sin embargo, no puede garantizarse que no surgirá ningún conflicto con los sindicatos o personas físicas en el futuro y, en ese caso, no es posible predecir sus efectos sobre las operaciones de 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, con domicilio en Suipacha 1111, piso 18°, Buenos Aires, Argentina.

Auditores Independientes

Los estados contables al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, correspondientes a los ejercicios económicos finalizados en dichas fechas (en adelante “Estados Contables Auditados”) confeccionados de conformidad con los principios contables generalmente aceptados en Argentina (los “PCGA Argentinos”) y las resoluciones de la CNV, que se adjuntan al presente Prospecto, han sido auditados por PriceWaterhouse & Co. S.R.L.

PriceWaterhouse & Co. S.R.L., es una firma integrada por contadores públicos independientes, con domicilio en Bouchard 557, piso 7°, Buenos Aires, Argentina, e inscripta en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ("CPCECABA"), Tomo 1, Folio 17. El socio de PriceWaterhouse & Co. S.R.L., certificante de los estados contables de la Sociedad es el contador Carlos Néstor Martínez, quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 155, Folio 146 y quien fuera designado auditor titular por Asamblea de Accionistas. El auditor suplente designado es Daniel Alejandro López Lado quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 148, Folio 91.

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, N° 15.047, N° 16.318 de fecha 19 de agosto de 1999, 31 de marzo de 2005 y 27 de abril de 2010, respectivamente. Dicho Programa fue prorrogado por primera vez 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. Asimismo, una segunda prórroga del Programa fue autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 24 de febrero de 2010.

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 de fecha 8 de septiembre de 1999, el Instrumento de Renuncia, Designación y Aceptación de fecha 30 de octubre de 2003, el instrumento de ratificación de fecha 23 de febrero de 2010, (los dos documentos enunciados, en adelante, "Contrato de Fideicomiso") en virtud de las cuales The Bank of New York Mellon 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 CC por la calificadora Standard and Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina, con domicilio en Av. Leandro N. Alem 855 Piso 3 Buenos Aires, Argentina, y calificado Caa3 por Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A., con domicilio en Cerrito 1186, Piso 11°, Buenos Aires, Argentina. Para la calificadora Standard & Poor's International Ratings LLC el significado de la calificación CC significa que una obligación es actualmente muy vulnerable a una situación de incumplimiento de sus obligaciones financieras. Para la calificadora Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A. “los emisores o las emisiones calificadas como “Caa.ar” son especulativos y muestran una capacidad crediticia muy débil con relación a otros emisores nacionales. El modificador 3 indica que las obligaciones se clasifican en el rango inferior de su categoría de calificación genérica.” Los símbolos "+" y "-" se utilizan para destacar fortalezas relativas dentro de las categorías de calificación. 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 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 N° 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. A continuación se resume la información contable, financiera y operativa relevante de y los Estados Contables Auditados, que deberá ser leída conjuntamente con la información consignada bajo el apartado “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” del presente Prospecto y junto con los Estados Contables Auditados de la Sociedad, así como con las Notas a dichos estados contables. El mencionado resumen se encuentra condicionado, en su totalidad, por la información expresada en dichos estados contables.

El resumen de la información contable, financiera y operativa al 31de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 por los ejercicios finalizados en dichas fechas, ha sido extraído de los Estados Contables Auditados de la Sociedad y sus Notas relacionadas.

Los Estados Contables al 31 de diciembre de 2009 y 2008, y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., cuyo informe de fecha 5 de marzo de 2010 se acompaña en el presente. El informe de auditoría de los estados contables a dicha fecha, contiene una salvedad por incertidumbre referida a la recuperabilidad del valor de los activos no corrientes como consecuencia de que no es posible preveer el resultado final del proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional de la República Argentina (el “Gobierno Nacional”).

Los Estados Contables al 31 de diciembre de 2008 y 2007 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., cuyo informe de fecha 6 de marzo de 2009 se acompaña en el presente. El informe de auditoría de los estados contables a dicha fecha, contiene una salvedad por incertidumbre referida a la recuperabilidad del valor de los activos no corrientes como consecuencia de que no es posible preveer el resultado final del proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional.

Los Estados Contables al 31 de diciembre de 2007 y 2006 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., cuyo informe de fecha 6 de marzo de 2008 se acompaña en el presente. El informe de auditoría de los estados contables a dicha fecha, contiene una salvedad por incertidumbre referida a la recuperabilidad del valor de los activos no corrientes como consecuencia de que no es posible preveer el resultado final del proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional.

Los Estados Contables al 31 de diciembre de 2005 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha, fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., cuyo informe de fecha 8 de marzo de 2006 se acompaña en el presente. El informe de auditoría de los estados contables a dicha fecha, contiene una salvedad por incertidumbre referida a la recuperabilidad del valor de los activos no corrientes como consecuencia de que no es posible preveer el resultado final del proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional.

Presentación de la Información Contable

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.

Tal como se indica en la Nota 2.3. a nuestros Estados Contables Auditados a partir del 1 de marzo de 2003 dejamos de reexpresar nuestros estados contables en moneda constante, de acuerdo con una resolución emitida por la CNV. Como las Normas Contables Profesionales vigentes en Argentina (las “Normas Contables Profesionales”) exigen que las empresas preparen estados contables reexpresados de acuerdo con los índices de precios hasta el 30 de septiembre de 2003, la aplicación de la resolución de la CNV constituye un apartamiento de las Normas Contables Profesionales. No obstante, la consecuencia de no reconocer los efectos de la inflación desde el 1 de marzo de 2003 al 30 de septiembre de 2003 no es significativa para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005.

Asimismo, conforme a las Notas 2 y 8 a nuestros Estados Contables Auditados, los cambios en la situación económica de Argentina y las modificaciones que el Gobierno Nacional introdujo a la licencia de distribución de gas otorgada a la Sociedad (la “Licencia”), principalmente la suspensión del régimen original de ajuste de tarifas, han tenido efectos negativos en la situación económica y financiera de MetroGAS. La Gerencia de la Sociedad se encuentra en el proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional, no siendo posible predecir el resultado de dicha negociación, generando incertidumbre acerca de la evolución de las operaciones y la capacidad de pago para hacer frente a las obligaciones financieras de MetroGAS. Por lo expuesto, los resultados reales podrían diferir de algunas estimaciones que la Sociedad realizó a la fecha de preparación de los estados contables auditados que se incluyen en este Prospecto, y esas diferencias positivas o negativas podrían ser significativas. Para analizar factores significativos, incluida la pesificación de sus tarifas, y otros factores que podrían hacer que los resultados actuales difieran sustancialmente de aquéllos a los que se hace referencia en las declaraciones sobre hechos futuros, véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo”.

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 2009 para el tipo de cambio fueron de Ps. 3,76 por U$S 1 y Ps. 5,3952 por Euro para la compra y Ps. 3,80 por U$S 1 y Ps. 5,4530 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.



	Dic. 2009		Dic. 2008			Dic. 2007	Dic. 2006		Dic. 2005
	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)
ESTADO DE RESULTADOS:
Ventas (a)	1.074.227		901.564			955.853	873.893		891.992
Utilidad bruta (b)	304.643		288.611			284.071	248.310		192.638
Resultado operativo	94.086		117.238			122.724	112.261		83.064
Resultados financieros y por tenencia (c)	(170.786)		(130.144)			(114.302)	332.282		(56.684)
Resultado (pérdida) ganancia antes de impuestos	(68.950)		(11.743)			11.233	445.576		29.278
Resultado neto (pérdida) ganancia	(78.342)		(13.549)			15.787	292.553		28.411
Cantidad promedio ponderado de acciones en circulación	569.171		569.171			569.171	569.171		569.171
(Pérdida) ganancia por acción	(0,14)		(0,02)			0,03	0,51		0,05
Dividendos por acción	--		--			--	--		--
(Pérdida) ganancia por ADS	(1,38)		(0,24)			0,28	5,14		0,50
Dividendos por ADS	--		--			--	--		--

BALANCE GENERAL:
Bienes de uso (neto de depreciación)	1.688.430		1.661.201			1.653.273	1.674.400		1.704.104
Total activo	2.225.735		2.098.572			2.006.981	2.032.837		2.670.116
Activo corriente neto (d)	(163.635)		(42.631)			(47.504)	(72.569)		(1.202.925)
Total deuda financiera	920.634		815.327			736.807	730.977		1.673.107
Deuda financiera de corto plazo	82.777		2.202			5.809	20.291		1.673.107
Deuda financiera de largo plazo	837.857		813.125			730.998	710.686		--

Total de Pasivos	1.326.788		1.121.581			1.016.685	1.058.674		1.988.872
Participación Minoritaria	1.346		1.048			804	458		92

Capital Social........................................................	569.171		569.171			569.171	569.171		569.171
Aportes no capitalizados.......................................	--		--			--	--		--
Reserva Legal...........................................................	45.376		45.376			45.376	45.376		45.376
Resultados no asignados.......................................	(401.715)		(323.373)			(309.824)	(325.611)		(618.164)

Total patrimonio neto	897.601		975.943			989.492	973.705		681.152
Cantidad de acciones	569.171		569.171			569.171	569.171		569.171
Total capitalización (e)	1.818.235		1.791.270			1.726.299	1.704.682		2.354.259
Total Pasivo+ Participación Minoritaria+ Total Patrimonio Neto		2.225.735		2.098.572	2.006.981			2.032.837		2.670.116



	Dic. 2009	Dic. 2008	Dic. 2007	Dic. 2006		Dic. 2005

	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)
INFORMACIÓN CONTABLE ADICIONAL:
Compra de bienes de uso (f)	105.756	84.169	62.944	48.915		46.100
Depreciación y amortización	71.331	69.168	71.800	71.885		90.500
Intereses brutos nominales	69.717	59.184	58.168	82.748		108.519
Intereses capitalizados	--	--	--	--		1.536
Ingresos financieros	11.580	13.567	8.941	13.261		15.954
Egresos financieros netos (g)	58.137	45.617	49.227	69.487		94.101
EBITDA (h)	173.167	187.569	197.335	185.179		176.462
Flujo de caja operativo (i)	251.480	172.384	118.334	170.237		199.345

	Dic. 2009	Dic. 2008	Dic. 2007		Dic. 2006		Dic. 2005
	(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)
INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
Índice de liquidez (activo corriente / pasivo corriente)	65,8%	85,2%	80,8%		76,4%		36,7%
Índice de solvencia (patrimonio neto / total pasivo)	67,7%	87,0%	97,3%		92,0%		35,0%
Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo)	85,8%	88,3%	90,1%		88,4%		72,2%
Rentabilidad (Resultado del ejercicio / patrimonio neto promedio)	(8,4%)	(1,4%)	1,6%		35,4%		4,3%
Índice de bienes de uso (bienes de uso / total activo)	75,9%	79,2%	82,4%		82,4%		63,8%
Margen de resultado neto (resultado neto / ventas netas)	(7,3%)	(1,5%)	1,7%		33,5%		3,2%
Total deuda financiera / total capitalización (e)	50,6%	45,5%	42,7%		42,9%		71,1%

*Índice de:*
EBITDA(h) / intereses brutos nominales	2,5x	3,2x	3,4x		2,2x		1,6x
EBITDA(h) / egresos financieros netos (g)	3,0x	4,1x	4,0x		2,7x		1,9x
EBITDA(h) / egresos financieros netos (g) más intereses capitalizados	3,0x	4,1x	4,0x		2,7x		1,8x
Flujo de caja operativo (i) / intereses brutos nominales	3,6x	2,9x	2,0x		2,1x		1,8x
Deuda financiera de corto plazo / flujo de caja operativo (i)	0,3x	0,0x	0,0x		0,1x		8,4x

*Información Operativa Seleccionada:*
Cantidad total de clientes	2.176.327	2.144.612	2.101.733		2.060.130		2.022.984
Residenciales	2.094.606	2.063.795	2.021.807		1.982.192		1.945.890
Otros	81.721	80.817	79.926		77.938		77.094
Kilómetros de gasoductos	16.264	16.190	16.100		16.016		15.938
Cantidad total de empleados	1.052	1.021	1.014		1.012		1.001



	Dic. 2009		Dic. 2008			Dic. 2007			Dic. 2006			Dic. 2005
	MMMC	MMPC		MMMC	MMPC		MMMC	MMPC		MMMC	MMPC		MMMC	MMPC
*Volúmenes Transportados:*(j)
Capacidad de transporte en firme diaria promedio.....................	24,6	868,7		24,6	868,7		24,6	868,7		24,6	868,7		23,5	829,9
Volumen diario promedio..............	23,6	833,4		23,8	841,1		24,6	868,7		24,3	857,8		22,5	794,8
En firme (incluyendo residenciales)..................................	13,1	462,6		13,4	473,2		13,9	490,9		12,7	448,6		11,3	399,2
Interrumpible..................................	10,5	370,8		10,4	367,3		10,7	377,9		11,6	409,2		11,2	395,6
Factor de carga (k)..........................	95,8%		96,8%			100,0%			96,8%			95,7%			98,7%

*Volúmenes Entregados:*
Volumen diario promedio..............	22,6	798,1		22,9	808,7		23,8	840,5		23,4	826,4		21,6	764,0
En firme (incluyendo residenciales)..........................	12,5	441,4		12,9	455,6		13,4	473,2		12,2	430,8		10,8	382,0
Interrumpible...........................	10,1	356,7		10,0	353,1		10,4	367,3		11,1	395,6		10,8	382,0

_____

Notas:

Representa la venta bruta.
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 (incluyendo materiales) y transferencias a bienes de uso neto de intereses capitalizados.
Intereses brutos nominales mas intereses capitalizados 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 los Estados Unidos de América. 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.
Fondos netos provenientes de las operaciones, derivado del estado de flujo de efectivo incluido en los estados contables correspondientes.
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.



	(miles de Pesos)

	Dic. 2009	Dic. 2008		Dic. 2007	Dic. 2006			Dic. 2005
Fondos netos provenientes de las operaciones	251.480	172.384	118.334			170.237	199.345
Resultados financieros y por tenencia (no conlleva aplicación de fondos)	63.170	50.310	55.767			77.377	87.322
Valor residual de bajas de bienes de uso	243	(1.271)	(983)			(4.781)	(11.398)
Previsión para deudores incobrables	(8.174)	(1.259)	(2.285)			(2.165)	11.248
Previsión por obsolescencia de materiales	(167)	(140)	(725)			(10)	(441)
Previsión para contingencias	(10.445)	(12.702)	(11.397)			(7.950)	(6.018)
Previsión por desvalorización bienes de uso	(7.439)	(5.767)	(11.280)			(3.807)	--
Participación de terceros en resultados	(298)	(245)	(346)			(365)	(81)
Materiales consumidos	(8.009)	(2.728)	(1.732)			(2.062)	(1.820)
Cambios en activos y pasivos	(107.194)	(11.013)	51.982			(41.295)	(101.695)
EBITDA	173.167	187.569	197.335			185.179	176.462

Capitalización y Endeudamiento

El siguiente cuadro muestra el estado de capitalización y endeudamiento de la Compañía al 31 de diciembre de 2009. Este cuadro debería leerse junto con los Estados Contables Auditados incluidos en otros capítulos de este Prospecto. La Compañía no tiene endeudamiento garantizado.


		31 de diciembre de 2009

		(miles de pesos) (a)
Caja
Deuda Financiera de Corto Plazo:
Obligaciones negociables (valor nominal)	81.774
Intereses y otros gastos a pagar	972
Adelantos en cuenta corriente con entidades financieras	31
Total deuda financiera de corto plazo	82.777

Deuda Financiera de Largo Plazo:
Total deuda financiera de largo plazo	837.857

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	(401.715)
Reserva legal	45.376
Total patrimonio neto	897.601
Total capitalización	1.818.235

______

Notas:

(a) 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.

(b) 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 Auditados.

Factores de riesgo relacionados con Argentina

Todos los ingresos de MetroGAS son generados en la Argentina y dependen altamente de las condiciones político-económicas de la Argentina

MetroGAS es una sociedad anónima constituida en la Argentina. Prácticamente la totalidad de sus activos, operaciones y clientes se encuentran actualmente ubicados en la Argentina. Por consiguiente, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía, dependen en gran medida de la situación macroeconómica y política de la Argentina. Las medidas del Gobierno Nacional en relación con la economía, incluyendo medidas respecto de la inflación, el endeudamiento público, las tasas de interés, los controles de precios, los controles cambiarios y los impuestos y retenciones, entre otras cuestiones, han tenido y podrían seguir teniendo un efecto significativo sobre las entidades del sector privado, incluyendo la Compañía y sobre los precios y rendimientos de los títulos valores, incluidos las Obligaciones Negociables. No es posible garantizar que en el futuro los acontecimientos económicos, políticos y sociales que ocurran en la Argentina, sobre los que la Compañía carece de control, no afectarán negativamente los negocios, situación financiera o resultados de las operaciones, sus perspectivas o su capacidad para cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables.

El actual crecimiento y estabilidad de la Argentina pueden no ser sustentables

Durante el 2001 y el 2002, Argentina atravesó un período de severa crisis política, económica y social. Si bien la economía se recupero desde dicha crisis, actualmente existe incertidumbre acerca de si el crecimiento y la relativa estabilidad son sustentables.

De hecho, en el año 2008, y como consecuencia de la crisis internacional, la situación económica del país se ha deteriorado. El crecimiento económico sustentable depende de una variedad de factores, incluyendo la demanda internacional de exportaciones argentinas, la estabilidad y la competitividad del Peso frente a las monedas extranjeras, la confianza entre los consumidores e inversores extranjeros y argentinos así como de un índice de inflación estable y relativamente bajo.

A continuación se indican algunos factores que podrían detener, limitar o revertir el crecimiento y/o afectar la relativa estabilidad de la economía argentina:

los índices de desempleo oficiales no alcanzan valores aceptables para una economía consolidada;
el índice de inflación se mantiene en niveles elevados y podría acelerarse;
el marco regulatorio continúa siendo incierto;
el acceso a créditos a tasa fija a largo plazo es escaso;
la inversión como un porcentaje del PBI sigue siendo baja;
el superávit fiscal actual podría no mantenerse en los mismos niveles e incluso revertirse;
la deuda soberana continúa siendo alta y el financiamiento internacional es limitado;
el conflicto entre el Gobierno Nacional y el sector rural continúa sin resolución;
los precios de los commodities han bajado de su máximos alcanzados en el año 2008;
las continuas protestas y/o huelgas mantienen alterados diversos sectores de la economía argentina;
la oferta de energía podría no ser suficiente para abastecer la actividad industrial (lo que limitaría su desarrollo) y el consumo; y
ha habido desaceleración del consumo por la contracción del crédito para el mismo.

Tal como ocurrió en el pasado, la economía de la Argentina puede verse afectada por presiones políticas y sociales que impiden la implementación por el Gobierno Nacional de políticas adecuadas diseñadas para mantener la estabilidad de precios, generar crecimiento y mejorar la confianza de inversores y consumidores. Esto, a su vez, podría traer aparejada una reducción en del consumo por parte de los consumidores finales, un incremento en la mora de la cartera, lo que podría afectar en forma adversa y significativa los resultados de la Compañía. Asimismo, tal como ocurrió en el pasado, el Gobierno Nacional podría adoptar medidas que afecten a las empresas del sector privado.

La inflación puede continuar aumentando, causando efectos adversos sobre los mercados de crédito a largo plazo de Argentina y sobre la economía argentina en general

Después de varios años de estabilidad de precios bajo el régimen de convertibilidad, que instaló un tipo de cambio fijo de un dólar por peso, la salida del mencionado régimen, en enero de 2002, generó presiones sobre el sistema de precios internos que generaron un alto índice de inflación en 2002, antes de estabilizarse sustancialmente en 2003. En 2002, el índice de inflación, medido por las variaciones en el Índice de Precios al Consumidor (el “IPC”) alcanzó el 41%, según datos publicados por el INDEC. A pesar de una reducción al 3,7% en 2003, el índice de inflación aumentó nuevamente al 6,1% en 2004 y al 12,3% en 2005, en cada caso según datos publicados por el INDEC. En 2006, según datos del INDEC, el índice de inflación disminuyó al 9,8%, en parte debido a varias medidas instrumentadas por el Gobierno a fin de controlar la inflación y a través del seguimiento de la evolución de los precios de los bienes y servicios más importantes, que incluyeron acuerdos de mantenimiento de precios con empresas del sector privado en varias industrias y mercados. De acuerdo a la información del INDEC, en 2007, la tasa de inflación, fue del 8,5%, para el año 2008, un 7,7% para el año 2009. A pesar de la disminución de la inflación en 2007, 2008 y 2009, la incertidumbre relacionada con la inflación futura y la situación de los acuerdos de mantenimiento de precios instrumentados, podrían impactar negativamente en el crecimiento económico de la Argentina.

En el pasado la inflación afectó sustancialmente la economía argentina y la capacidad del Gobierno Nacional de crear las condiciones que permitieran el crecimiento. Retornar a un entorno de alta inflación haría más lenta la recuperación en las financiaciones a largo plazo y también podría debilitar paulatinamente la competitividad de la Argentina en el exterior, diluyendo los efectos positivos de la devaluación del Peso, impactando negativamente en el nivel de actividad económica y en el empleo. Asimismo, los acuerdos sobre precios máximos firmados por el Gobierno y algunos sectores clave de la economía podrían también tener un impacto directo sobre la inflación en tanto los mismos no se prorroguen.

Cualquier revisión de los datos y estadísticas, financieros y económicos, oficiales de Argentina, o del método de su cálculo, que efectúe el Banco Central, el INDEC o cualquier otro organismo del Gobierno que los emita, podría revelar una situación financiera y económica diferente en Argentina que podría afectar a la economía en general, y la condición financiera de MetroGAS

MetroGAS no verificó independientemente la información estadística relativa, entre otras, a los índices de inflación suministrados por el INDEC, y no puede garantizar que esa información sea exacta o, de serlo, que sea representativa o relevante para sus operaciones, las que estarán sujetas a diversas circunstancias económicas regionales y comerciales. Últimamente, han surgido preocupaciones sobre la exactitud de los índices inflacionarios medidos por el INDEC, el despido de ciertos funcionarios y la intervención del Gobierno en la composición del INDEC y el manejo del Banco Central.

El Banco Central y otros organismos del Gobierno emiten datos y estadísticas financieras y económicas, tales como el Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”), entre otros. El CER constituye un coeficiente derivado del IPC que publica el INDEC, creado a partir de la crisis de 2001 y 2002 por el Gobierno, con el objeto de permitir el ajuste o indexación de ciertas obligaciones de pago, y es aplicable a ciertos títulos públicos emitidos y a obligaciones asumidas por el Gobierno Nacional. Cualquier revisión de esos datos y estadísticas, o del método de su cálculo, que efectúe el Gobierno Nacional, podría revelar una situación financiera y económica diferente en la Argentina, lo que podría afectar a la economía argentina o la confianza del inversor en el Gobierno Nacional, pudiendo esa circunstancia, a su vez, tener un efecto sustancial adverso en la Compañía o afectar sus resultados.

La capacidad de la Argentina de obtener financiamiento en los mercados internacionales es limitada, lo que podría afectar su capacidad de implementar reformas y fomentar el crecimiento económico

Después de un proceso de negociación con los acreedores del estado nacional, el 9 de diciembre de 2004 fue emitido el Decreto Nº 1735/04 mediante el cual se aprobó la reestructuración de la deuda pública en default desde diciembre de 2001. Como resultado, el 76,15% de los inversores aceptaron la reestructuración propuesta canjeando la deuda en default por nuevos títulos con vencimiento a más largo plazo. Respecto del 23,85% impago (hoy equivalentes US$26.532 millones), aún no se ha alcanzado una solución definitiva.

En el primer semestre de 2005, la Argentina reestructuró parte de su deuda externa que se encontraba en situación de incumplimientodesde fines de 2001. El Gobierno anunció que como resultado de la reestructuración, la deuda total pendiente de pago alcanzaba una suma aproximada de US$126,6 mil millones. De este monto, aproximadamente US$26,5 mil millones corresponden a títulos en default pertenecientes a acreedores que no participaron en la reestructuración y con los que aún hoy no se ha alcanzado una solución definitiva. El 3 de enero de 2006, Argentina precanceló la totalidad de su deuda pendiente con el Fondo Monetario Internacional (FMI) que ascendía a US$9.800 millones utilizando para ello reservas del Banco Central que excedían los montos necesarios para respaldar la base monetaria argentina en un 100%.

Algunos tenedores de bonos de los Estados Unidos, Italia y Alemania han iniciado acciones legales contra Argentina y han iniciado reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (“CIADI”), y acreedores disidentes pueden iniciar nuevos juicios en el futuro. Asimismo, los accionistas extranjeros de varias empresas argentinas han iniciado acciones por un monto que supera los US$20.000 millones ante el CIADI, alegando que ciertas medidas adoptadas por el Gobierno son incompatibles con los principios de tratamiento justo y equitativo establecidos en varios tratados bilaterales de protección recíproca de inversiones de los cuales la Argentina es parte. A la fecha, el CIADI se ha pronunciado en ocho de estos casos, obligando al Gobierno a pagar una suma de US$1.000 millones más intereses y costos en estos reclamos. Asimismo, con relación a la misma materia y hasta la fecha, la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (“UNCITRAL”) ha pronunciado dos laudos, condenando al Gobierno a pagar US$240 millones más intereses y costos. Recientemente, un grupo de bonistas que no participó en la reestructuración de deuda pública externa, ha presentado al CIADI un pedido de arbitraje por la suma de US$4.400 millones.

En 2007 y 2008 la Argentina colocó por suscripción directa a Venezuela ciertos instrumentos de deuda pública (Bodenes). Tanto la emisión realizada en el año 2007 como las realizadas en el año 2008 fueron convenidas a tasas de interés superiores a las tasas de mercado aplicables a otros países de Latinoamérica.

A principios de septiembre de 2008 la presidenta Cristina Fernández de Kirchner anunció su decisión de cancelar la deuda con el Club de París de naciones acreedoras, con un pago al contado de aproximadamente US$6.700 millones provenientes de las reservas de libre disponibilidad del Banco Central. Esta cancelación no incluiría los intereses punitorios, los cuales serían aproximadamente US$600 millones. No puede asegurarse cómo finalizarán las negociaciones con el Club de París para la instrumentación de la mencionada cancelación de la deuda, ni qué impacto tendría la misma, si se llevara a cabo, en la situación financiera y acceso al crédito internacional de la Argentina.

En enero de 2009 el Estado Nacional ofreció nuevamente un canje de la deuda instrumentada a través de Préstamos Garantizados Nacionales (PGN) cuyos vencimientos operaban en el período comprendido entre los años 2009 y 2011. La situación de la Argentina luego del default y el hecho de no haber reestructurado totalmente su deuda externa remanente y no haber arreglado totalmente los reclamos de los acreedores disidentes podría limitar la capacidad de la Argentina de reingresar en los mercados de capitales internacionales. Los litigios iniciados por los acreedores disidentes así como los reclamos planteados ante el CIADI y la UNCITRAL pueden traer aparejado fallos significativos contra el Gobierno que pueden tener como resultado embargos o medidas de inhibición contra los bienes de la Argentina que el Gobierno pensaba utilizar para otros fines. Por lo tanto, podría suceder que el Gobierno no cuente con los recursos financieros necesarios para implementar las reformas y fomentar el crecimiento, lo que podría generar un efecto sustancial adverso sobre la economía argentina y, consecuentemente, sobre los negocios de la Compañía. Por otra parte, la incapacidad de la Argentina para obtener crédito de los mercados internacionales podría tener un efecto adverso sobre la propia capacidad de la Compañía para acceder a los mercados internacionales de crédito para financiar sus operaciones y su crecimiento.

Además, se dictó la Ley N° 26.547 que autorizó al Poder Ejecutivo a reabrir el canje de deuda con los acreedores que no participaron en la reestructuración del 2005 y con los que aún hoy no se ha alcanzado una solución definitiva, conocidos como los holdouts. Esta ley establece que los nuevos términos y condiciones a ser ofrecidos a estos acreedores o holdouts no podrán ser iguales o mejores que aquellos ofrecidos a los acreedores que participaron de la reestructuración del 2005. Además, los acreedores en cuestión o holdouts que deseen participar en la reapertura del canje deberán renunciar a cualquier derecho o acción que surja de la deuda sujeta al canje, incluyendo aquellos derechos que hayan sido reconocidos mediante sentencias judiciales o laudos arbitrales y cualquier derecho a iniciar acciones legales contra la República Argentina.

Recientemente, el Gobierno anunció que usará las reservas del Banco Central para crear el Fondo del Bicentenario para el Desendeudamiento y la Estabilidad de US$ 6.549 millones que servirá para pagar las deudas en dólares con vencimiento en el año 2010 de la República Argentina.

Las apreciaciones y depreciaciones significativas del valor del Peso pueden afectar negativamente a la economía argentina y el desempeño financiero y los resultados de la Compañía

El valor del Peso ha fluctuado de manera significativa en el pasado, y podría seguir fluctuando en el futuro. La devaluación real del Peso en 2002 trajo aparejados resultados positivos en la competitividad de ciertos sectores de la economía argentina, pero también trajo aparejado un impacto negativo de gran alcance sobre otros sectores y sobre la situación financiera de un gran número de empresas y personas físicas. La devaluación del Peso tuvo un impacto negativo sobre la capacidad de las empresas argentinas para cumplir con su deuda denominada en moneda extranjera, trajo aparejada inicialmente una alta inflación, redujo significativamente el salario real, tuvo un impacto negativo sobre las empresas cuyo éxito depende de la demanda del mercado interno, incluyendo las empresas de servicios públicos, la industria financiera y otras industrias como la industria de los medios de comunicación, y tuvo un efecto adverso sobre la capacidad del Gobierno de pagar sus obligaciones denominadas en moneda extranjera.

Si el Peso vuelve a experimentar una devaluación importante, podrían repetirse todos los efectos negativos sobre la economía argentina descriptos precedentemente, con consecuencias adversas para nuestro negocio.

El valor del Peso en Dólares Estadounidenses se ha depreciado desde el año 2002. Durante el año 2009 el valor del Peso en Dólares Estadounidenses pasó de 3,453 Pesos por Dólar al 31 de diciembre de 2008, a 3,80 Pesos Por Dólar al 31 de diciembre de 2009. El Banco Central, sin embargo, ha intervenido regularmente en el mercado de cambios mediante operaciones de compra y venta de Dólares Estadounidenses en el mercado abierto a fin de estabilizar el valor del Peso. La Compañía no puede garantizar que el Banco Central continúe interviniendo en el mercado de cambios o que mantenga la estabilidad en la cotización entre el Peso y el Dólar.

Una substancial valorización del Peso frente al Dólar también presenta riesgos para la economía argentina. En el corto plazo, una significativa valorización del Peso en términos reales afectaría adversamente las exportaciones. Esto podría afectar adversamente el crecimiento del PBI y del empleo como así también reducir los ingresos del sector público argentino al reducirse la recaudación fiscal en términos reales, dada su actual dependencia respecto de las exportaciones.

Si el Gobierno tuviera que tomar medidas para encarar el malestar social, ello podría afectar adversamente la economía argentina

Durante la crisis del 2001 y 2002, la Argentina experimentó una emergencia de orden social y político, con protestas en todo el país, huelgas y manifestaciones públicas en las calles. Pese a la actual recuperación y estabilización económica que experimenta la Argentina, los altos niveles de pobreza y desempleo continúan. Las políticas que el Gobierno Nacional podría implementar en el futuro, o que han sido creadas, como respuesta a la intranquilidad social pueden incluir medidas tales como la expropiación, nacionalización, renegociación forzada o modificación de los contratos existentes, suspensión de las ejecuciones de los derechos de los acreedores, nuevas políticas impositivas, incluyendo aumentos de las regalías y los impuestos y reclamos impositivos retroactivos, y cambios en la legislación, reglamentaciones y políticas que afectan el comercio exterior y las inversiones. La Compañía no puede garantizar que los acontecimientos futuros de la economía argentina, sobre los que MetroGAS no tiene control alguno, no afectarán negativamente los negocios de la Compañía, su situación patrimonial, los resultados de sus operaciones, sus perspectivas o su capacidad para cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables.

En octubre de 2008, el Gobierno Nacional envió un proyecto de ley al Congreso de la Nación con el fin de eliminar el sistema jubilatorio privado. El proyecto, sancionado en noviembre de 2008 y promulgado finalmente como Ley Nº 26.425, dispone, entre otras regulaciones, que: (i) los fondos acumulados en el sistema jubilatorio privado durante los últimos catorce años serán administrados por el estado nacional, (ii) el sistema de jubilación será ahora público debiendo los ciudadanos aportar a este nuevo sistema, y (iii) se elimina el régimen de capitalización de fondos. La Ley Nº 26.425 ha sido complementada, entre otros, por el Decreto Nº 2103/08, que describe la composición del fondo que manejará el estado nacional y las directivas para su administración, y por el Decreto Nº 2104/08, que regula el traspaso al estado nacional de los aportes y toda la documentación de los afiliados al régimen de capitalización con retroactividad al 1º de diciembre de 2008.

La finalización del sistema jubilatorio privado ha significado una importante pérdida en el mercado de capitales local, ya que las Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones (AFJPs) encabezaban el grupo de inversores institucionales. Además de otras potenciales contingencias, actualmente difícil de mensurar, estos problemas, tanto como sus soluciones, afectan y podrían afectar en el futuro la obtención de financiamiento a través del mercado de capitales por parte de empresas locales, como la Compañía.

En el pasado el Gobierno promulgó leyes y sancionó reglamentos y decretos que obligaron a las empresas del sector privado a mantener ciertos niveles salariales y a proporcionar determinados beneficios a sus empleados. Asimismo, tanto los empleadores del sector público como del sector privado experimentaron una fuerte presión por parte de sus trabajadores y/u organizaciones sindicales que los nuclean para aumentar salarios y beneficios de los trabajadores. Es posible que el Gobierno Nacional adopte nuevas medidas que obliguen a otorgar aumentos de sueldos y/o beneficios adicionales a los trabajadores y/o que los empleados y/o las organizaciones sindicales ejerzan presión para realizar dichos aumentos. Todo aumento de ese tipo podría aumentar los costos de la Compañía y así reducir sus resultados.

Los controles de cambios y las restricciones a las transferencias al exterior y al ingreso de capitales han limitado y podría estimarse que continuarán limitando la disponibilidad del crédito internacional

En 2001 y 2002, debido al deterioro de la economía y de las condiciones financieras en la Argentina y a las dificultades del Gobierno para la renegociación de la deuda pública externa y la disminución de depósitos en el sistema financiero, el Gobierno Nacional impuso una serie de controles de cambios y restricciones a las transferencias. Estas medidas incluyeron restricciones a la libre disponibilidad de fondos depositados en entidades bancarias, y restricciones a las transferencias de divisas sin la aprobación previa del Banco Central. Desde el año 2003, el Gobierno Nacional ha morigerado sustancialmente dichos controles.

Sin embargo, el Gobierno ha adoptado diversas normas y reglamentaciones que establecen controles sobre los ingresos de capitales, exigiendo, entre otras cosas, el encaje establecido por el Decreto N° 6161/05 (conforme se explica más adelante). Asimismo, el Banco Central ha flexibilizado la posibilidad de que personas residentes no pertenecientes al sector financiero accedan al mercado de cambios bajo ciertos conceptos, tales como inversiones de portafolio en el exterior, mediante el cual se permite formar activos externos y atesorar divisas en el exterior. Actualmente, sujeto a ciertos requisitos, el acceso al mercado de cambios por estos conceptos está permitido hasta un tope mensual de dólares estadounidenses dos millones (US$2.000.000) por persona en el conjunto de las entidades financieras y cambiarias. No obstante, no se puede garantizar que el Banco Central mantenga esta vía de acceso al mercado de cambios o que no haya modificaciones al tope mensual. Tampoco puede garantizarse que el Banco Central no implementará nuevas restricciones a las transferencias de fondos al exterior que podrían impedir la capacidad del posible inversor para recibir pagos de capital e intereses como tenedor de las Obligaciones Negociables.

Por otra parte, cabe destacar que la normativa del Banco Central restringe el acceso al mercado de cambios para el pago de servicios de capital e intereses de títulos de deuda emitidos localmente a menos que la emisión cumpla con ciertas características indicadas en distintas Comunicaciones del Banco Central (entre otras, la Comunicación “A” 4927). No puede asegurarse de ninguna forma que la emisión de Obligaciones Negociables tenga acceso al mercado de cambios para el pago de los servicios de capital e intereses a acreedores no residentes de acuerdo a las interpretaciones del Banco Central, o que se dicte normativa que modifique el marco actual, en cuyo caso MetroGAS podría no tener acceso al mercado cambiario para efectuar tales pagos bajo las Obligaciones Negociables.

Mayores controles podrían tener un efecto adverso sobre la economía y sobre la actividad de la Compañía si se imponen en un entorno económico en el cual el acceso a los capitales nacionales está prácticamente imposibilitado. Si bien la mayoría de las restricciones sobre salida de capitales con respecto a importaciones de bienes, pagos de intereses, dividendos y deudas financieras fueron eliminadas, no puede asegurarse que el Banco Central no revertirá su posición e impondrá nuevamente limitaciones sobre los pagos de capital e intereses fuera del país.

Para obtener mayores precisiones acerca de controles cambiarios, véase “Información Adicional - Control Cambiario”.

Paralelamente, la reciente Ley Nº 26.476 ha establecido ciertos cambios en los regímenes laboral y tributario argentino, garantizando una moratoria impositiva amplia, y permitiendo a las personas físicas y jurídicas por ella alcanzadas la exteriorización de sus tenencias en moneda nacional, extranjera, divisas y demás bienes tanto en Argentina como en el exterior, a los fines de su ingreso al país, sujeto al pago de un impuesto que fija la ley. Los sujetos alcanzados por esta ley no están obligados a informar a la AFIP la fecha de compra de las tenencias, ni el origen de los fondos con las que fueron adquiridas, al tiempo que quedan liberados de acciones de índole civil, comercial, y penal tributaria relativas a dichas tenencias. Si bien el GAFI aún no se ha pronunciado al respecto, estas medidas podrían fomentar el ingreso al país de dinero de origen incierto, contrariando las disposiciones y los compromisos asumidos internacionalmente por la Argentina, lo que podría generar aún mayor desconfianza en el sistema financiero local.

La economía argentina podría verse adversamente afectada por acontecimientos económicos en otros mercados

Los mercados financieros y de títulos valores argentinos se encuentran influenciados, en distintos niveles, por condiciones económicas y de mercado existentes en otros mercados. Si bien las condiciones económicas varían de país en país, la percepción de los eventos que ocurran en un país podría afectar sustancialmente los flujos de capitales hacia otros países, así como los títulos valores de emisores de otros países, incluyendo Argentina. La economía argentina ha sido alcanzada adversamente por los eventos políticos y económicos ocurridos en varias economías emergentes en los años 90, incluyendo México en 1994, el colapso de varias economías asiáticas entre 1997 y 1998, la crisis económica en Rusia en 1998 y la devaluación de Brasil en enero de 1999. Adicionalmente, Argentina continúa siendo afectada por eventos en las economías de sus mayores socios regionales.

Asimismo, la economía argentina puede verse afectada por acontecimientos en economías desarrolladas que revistan el carácter de socios comerciales de Argentina o que impacten de manera directa en la economía global. Actualmente, la Argentina ha visto afectada su situación económica y crediticia en razón de la crisis bancaria y financiera originada en los Estados Unidos de América, por las tenencias de las entidades financieras de carteras de créditos para la vivienda de alto riesgo (subprime) y por otros eventos que afectan al sistema financiero global y a las economías desarrolladas. Desde el comienzo de la crisis, las principales instituciones financieras del mundo han sufrido pérdidas considerables, la desconfianza en el sistema financiero internacional ha aumentado, y varias entidades financieras han cesado su actividad o han sido rescatadas por los reguladores de sus países. El dólar estadounidense comenzó a debilitarse alcanzando bajas históricas, en especial frente al euro y yen, llegando a niveles cercanos a los US$1,60 por euro, aunque posteriormente se produjo una fuerte recuperación del dólar frente a la mayoría de las divisas. En especial en los últimos meses, las principales instituciones financieras del mundo han sufrido pérdidas considerables, y varias se han mostrado insolventes, en quiebra o han tenido que ser rescatadas por los reguladores de sus países o fusionadas con otras entidades.

Además de las grandes caídas a niveles históricos de las principales bolsas mundiales, se han desarrollado, en un contexto de desaceleración económica mundial, fuertes fluctuaciones en el precio del petróleo y una abrupta caída en el precio de otros commodities.

El 3 de octubre de 2008 el Congreso de los Estados Unidos aprobó un plan para destinar 700.000 millones de Dólares Estadounidenses a fin de mitigar las consecuencias de la mencionada crisis. El programa tiene por objetivo la compra de deudas incobrables de bancos y otras entidades, a fin de permitirles limpiar sus balances. Adicionalmente, la Reserva Federal de los Estados Unidos anunció otro plan para adquirir deuda sin garantía a corto plazo de empresas, a fin de permitirles obtener liquidez. Por su parte, los gobiernos europeos anunciaron el 13 de octubre de 2008 los planes de salvataje para frenar la inestabilidad del sistema financiero y detener así la caída de los mercados, por un total de 1,96 mil millones de Dólares Estadounidenses. Sin perjuicio de estas medidas, no se sabe que efecto a largo plazo se producirá en el sistema financiero global como consecuencia de esta crisis y las medidas adoptadas para mitigarla. En este contexto no debe descartarse una mayor contracción crediticia, y por ende una desaceleración de las economías centrales aún más pronunciada. Esta situación mundial podrá tener efectos significativos de largo plazo en América Latina y en Argentina, principalmente en la falta de acceso al crédito internacional, menores demandas de los productos que Argentina exporta al mundo, y reducciones significativas de la inversión directa externa. La concreción de alguno o todos de estos efectos, así como también los acontecimientos que se susciten en los principales socios regionales, incluyendo los países miembros del Mercosur, podría tener un efecto material negativo en la economía argentina e, indirectamente, en las operaciones, negocios y resultados de la Compañía.

Es esperable que shocks de magnitud similar que afecten los mercados internacionales en el futuro afecten adversamente la economía argentina y el sistema financiero, y, consecuentemente, a la Compañía.

Adicionalmente y, en parte relacionado con esta crisis, en diciembre de 2008 el Gobierno Nacional promulgó la Ley N° 26.425 que eliminó el sistema jubilatorio privado. Ver “Factores de riesgo relacionados con Argentina” más arriba.

Es incierto aún el impacto de la crisis económica y financiera mundial sobre la economía argentina

Hacia finales de 2007, la economía de Estados Unidos comenzó a exhibir señales de debilidad, originadas en la incertidumbre respecto del rumbo de la economía mundial. La crisis del mercado hipotecario de los Estados Unidos conocido como subprime, contagió rápidamente a otras áreas geográficas. La cantidad de incumplimientos en el pago de créditos hipotecarios subprime en Estados Unidos aumentó drásticamente debido a las mayores tasas de interés y a la caída del precio de los inmuebles. La considerable caída del valor de los productos financieros relacionados con estos préstamos subprime originó inicialmente el cierre e insolvencia de algunos bancos hipotecarios estadounidenses locales, lo que más tarde se tornó en una crisis general de confianza y liquidez en el sector financiero internacional. Los inversores bajaron su apetito de riesgo global. Al comenzar la crisis del mercado financiero, los bancos centrales se concentraron mayormente en los potenciales efectos negativos en la economía. El dólar estadounidense comenzó a debilitarse alcanzando bajas históricas, en especial frente al euro y yen, llegando a niveles cercanos a los US$ 1,60 por euro, aunque posteriormente se produjo una fuerte recuperación del dólar frente a la mayoría de las divisas. En especial en los últimos meses, las principales instituciones financieras del mundo han sufrido pérdidas considerables, y varias se han mostrado insolventes, en quiebra o han tenido que ser rescatadas por los reguladores de sus países o fusionadas con otras entidades. Además de las grandes caídas a niveles históricos de las principales bolsas mundiales, se han desarrollado, en un contexto de desaceleración económica mundial, fuertes fluctuaciones en el precio del petróleo y una abrupta caída del precio de otros commodities.

En un primer momento, el Tesoro y la Reserva Federal de Estados Unidos habían anunciado que destinarían un paquete de por lo menos US$ 250.000 millones para capitalizar las entidades financieras a través de la compra de acciones preferidas a importantes bancos. Esto, en el marco de un programa conjunto con la Comisión Federal de Seguro de Depósito (FDIC), que ofrecería una garantía temporal ilimitada para los depósitos bancarios de las cuentas que no ofrecen interés. Recientemente, el Congreso de Estados Unidos ha aprobado un plan de estímulo económico, ya convertido en ley, en virtud del cual se prevé destinar alrededor de US$ 780.000 millones para poner fin a la crisis. Es aún incierto el impacto que dicha medida tendrá en la economía norteamericana y en los mercados mundiales.

Condiciones económicas desfavorables (principalmente en la falta de acceso al crédito internacional, menores demandas de los productos que Argentina exporte al mundo, reducciones significativas de la inversión directa externa y exportación de mayores niveles de inflación mundial a la Argentina) como una desaceleración de la actividad económica global originada por una recesión en Estados Unidos (lo que ha ocasionado que varias de las principales economías europeas entraran en recesión técnica), podrían impactar adversamente en la economía argentina y en el crecimiento de las empresas que operan en Argentina, lo que a su vez podrá impactar en sus inversiones, al tiempo que podrían tener un efecto sustancial adverso en la actividad de MetroGAS, su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

El conflicto del Gobierno con el campo podría afectar adversamente nuestros ingresos

A partir del mes de marzo del año 2008 y a raíz del dictado por parte del Poder Ejecutivo de la Resolución N° 125/08, por la cual se introdujo un sistema de retenciones variables aplicable a las exportaciones, se generó un profundo conflicto entre el Gobierno y el sector agropecuario argentino, que dio lugar a distintas medidas de fuerza por parte del dicho sector, entre las cuales se encuentran paros y cortes de ruta a nivel nacional y provincial. El conflicto afectó de manera significativa a la economía nacional y a la rentabilidad del sector agrícola ganadero en particular, generando desabastecimiento de ciertos productos, aumento de precios de los alimentos, una significativa reducción en los niveles de demanda de bienes y servicios, especialmente entre la población correspondiente al sector en conflicto y malestar social. Dicho conflicto aun no ha sido solucionado.

La desconfianza en el sistema financiero y la ausencia de operaciones a largo plazo podría afectar adversamente los resultados de MetroGAS

Desde el 2001, ante un retiro masivo de depósitos y otros problemas que experimentaban las entidades financieras en la Argentina, el Gobierno Nacional dictó distintas normas con el propósito de superar tales dificultades y evitar el colapso del sistema financiero. El volumen de actividad en la intermediación financiera, tanto de los depósitos como de los créditos, se vio drásticamente reducido. La profundidad de la crisis y su efecto sobre la confianza de los depositantes en el sistema financiero creó significativas incertidumbres con respecto a la probabilidad de que el sistema financiero recupere totalmente su capacidad para actuar como intermediario entre el ahorro y el crédito.

A partir del año 2003 se ha producido una recuperación gradual y creciente del nivel de los depósitos. Dicha recuperación, en un contexto en que el nivel de préstamos no se ha incrementado en forma correlativa con el aumento de los depósitos, ha tenido por efecto mejorar la liquidez del sistema financiero. Sin embargo, los problemas de liquidez no podían considerarse definitivamente superados, dado que la mayoría de los nuevos depósitos eran a corto plazo o simplemente a la vista o cajas de ahorro, por lo que el sistema estaba expuesto a una eventual corrida bancaria por acontecimientos económicos adversos, incluso si no estaban relacionados con el sistema financiero. A su vez, una corrida bancaria podría desencadenar una nueva ronda de intervenciones gubernamentales.

En función de los distintos eventos económicos y financieros que tuvieron lugar durante 2008, el nivel de depósitos bancarios se ha contraído como así también el plazo promedio de dichas colocaciones. El Banco Central ha intervenido con herramientas de política económica para afectar el flujo de capitales del sistema. Esta política respaldada por las reservas del Banco Central conlleva el riesgo de que, en un contexto global generalizado de desconfianza, se produzca una reducción mayor de depósitos, afectando significativamente el sistema financiero en su totalidad.

Cabe también mencionar que a partir del año 2003 se ha producido una recuperación del nivel de préstamos al sector privado no financiero (empresas y particulares), que se ha mantenido en el año 2007 pero que se ha visto afectado a mediados del 2008 por los efectos de la crisis internacional, entre otros. Si la actividad de intermediación financiera resultante de créditos de largo plazo se mantiene limitada en el tiempo, la capacidad de las entidades financieras para generar ganancias se verá negativamente afectada. Dado que la mayoría de los nuevos depósitos en el sistema financiero local son a corto plazo o a la vista, existe un riesgo de iliquidez para las entidades que se decidan a concertar créditos de largo plazo sobre tal base de depósitos. Adicionalmente, la liquidez del sistema financiero se ve fortalecida por un superávit fiscal cuyo mantenimiento en el tiempo podría verse amenazado. Por último, la exposición del sector financiero al sector público, si bien ha experimentado una efectiva reducción, continúa siendo importante, concentrándose, entre otros, en títulos de deuda emitidos por el Banco Central.

La situación patrimonial, económica y/o financiera y/o los resultados, las operaciones, los negocios y, en especial, las posibilidades de conseguir financiación, y/o la capacidad de MetroGAS de cumplir con sus obligaciones en general, y con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables en particular, podrían ser afectadas de manera significativamente adversa en caso de que la situación del sistema financiero argentino se viera deteriorada.

Factores de riesgo relacionados con la Compañía

La Compañía se encuentra renegociando actualmente su Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional. Esta renegociación podrá resultar en nuevas tarifas que no cubran sus costos y podrá tener un impacto sustancial adverso en la situación patrimonial y financiera de la Compañía. Si la Compañía no pudiera renegociar tarifas que cubran sus costos, podrá incurrir en pérdidas operativas

En enero de 2002, el Poder Ejecutivo promulgó la Ley de Emergencia Pública, por la cual pudo convertir las tarifas de servicios públicos de sus valores en dólares estadounidenses originales a pesos a una tasa de Ps. 1 por U$S 1 y congelarlas a esa tasa. La Ley de Emergencia Pública también autorizó al Gobierno Nacional a renegociar los contratos de las empresas de servicios públicos (incluida la Licencia de la Compañía). La Compañía se encuentra actualmente negociando con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (la “UNIREN”), una entidad creada por el Gobierno Nacional, para renegociar los contratos de licencia y las tarifas que la Compañía 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 que podrán tener las nuevas tarifas sobre la economía, especialmente respecto de la competitividad y la distribución de los ingresos, la calidad del servicio, las inversiones que han sido autorizadas a efectuar las empresas licenciatarias y que han efectuado, la protección del consumidor y la accesibilidad de los servicios, la seguridad de los sistemas y la rentabilidad de las empresas de servicios públicos.

El 24 de enero de 2003, el Gobierno Nacional dictó el Decreto de Emergencia Nº 120/03, que estableció que el Estado Nacional podrá disponer un aumento o ajuste de tarifas temporario que estará vigente hasta que se complete el proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos y licencias establecidos por la Ley de Emergencia Pública. El 30 de enero de 2003, el Decreto Nº 146/03 y la Resolución Nº 2.787/03 emitida por el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”) establecieron un aumento de tarifas interino 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 las mayores tarifas. 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 defensa del consumidor presentaron sus reclamos contra ambos decretos en diversos tribunales y, en base a estos reclamos, un juez dictó una medida preliminar prohibiendo el aumento de tarifas. Como resultado de la medida, el 27 de febrero de 2003 la Compañía dejó de facturar a sus clientes el aumento y retornó a la facturación a los niveles más bajos anteriores.

El resultado de la Licencia y renegociación de tarifas de la Compañía es incierto tanto en su oportunidad como en su forma final. Al 31 de diciembre de 2007, la cantidad de sociedades que han logrado un acuerdo con el gobierno ha aumentado. La primera compañía de distribución de gas en firmar un acuerdo con el Gobierno Nacional relacionado con la renegociación de la Licencia y tarifas ya obtuvo la ratificación del acuerdo por el Poder Ejecutivo y el aumento de tarifas estipulado entró en vigencia el 1º de abril de 2007. El 26 de abril de 2007, otras dos sociedades (miembros del mismo grupo económico) también alcanzaron acuerdos preliminares para renegociar sus licencias de distribución de gas con el Gobierno Nacional y se encuentran actualmente esperando la aprobación del PEN. Estas sociedades obtuvieron un aumento del 27% en su margen bruto de distribución para todas las categorías de tarifas salvo los clientes residenciales, a partir de julio de 2007 para una de las sociedades y de agosto de 2007 para la otra sociedad.

Durante el segundo trimestre de 2007, otras dos compañías distribuidoras de gas lograron acuerdos con el Gobierno Nacional en términos similares. Una de estas sociedades ya ha recibido un decreto de aprobación mientras que la otra aún está esperando la aprobación del Poder Ejecutivo.

Durante 2008, otras dos compañías de gas acordaron con el Gobierno Nacional condiciones similares a las mencionadas. Estas dos sociedades también esperan la ratificación del Poder Ejecutivo a través de la emisión de decretos de aprobación. No obstante, la Compañía no ha acordado la aplicación de los mismos términos contenidos en sus contratos en las negociaciones que mantiene con la UNIREN para evitar las diferencias existentes entre la situación de la Compañía y las de las otras empresas distribuidoras de gas. Como condición precedente para la aprobación del Poder Ejecutivo del Acuerdo entre la Compañía y la UNIREN, la UNIREN requiere que el accionista mayoritario de la Compañía suspenda todos los reclamos o acciones iniciados contra el Estado Nacional en respuesta a medidas adoptadas por el Gobierno Nacional como resultado del estado de emergencia establecido por la Ley de Emergencia Pública. Asimismo, el Acuerdo establece que, luego de la publicación en el Boletín Oficial de la resolución del ENARGAS que apruebe las nuevas tarifas, el accionista mayoritario de la Compañía debería retirar todos dichos reclamos y acciones iniciados contra el Estado Nacional. El Acuerdo dispone que la Compañía debería otorgar al Estado Nacional una indemnización según la cual la Compañía sería responsable por el costo total de los montos que el Estado Nacional está obligado a pagar en relación con los reclamos iniciados por cualquiera de sus accionistas. El 24 de diciembre de 2007, BG, accionista mayoritario de la Compañía, obtuvo un laudo favorable de la UNCITRAL en un reclamo iniciado contra el Estado Nacional por incumplimiento del tratado de Inversión Bilateral para la Promoción de Inversiones, firmado en 1990 entre la Argentina y el Reino Unido. El Gobierno Nacional impugnó este laudo ante los Tribunales Federales de Estados Unidos y su decisión aún se encuentra pendiente, La Compañía no puede asegurar si y en qué oportunidad concluirá el proceso de renegociación ni si resultará en mayores restricciones (por ejemplo, inversiones en bienes de capital que no sean rentables o el requerimiento de que la Compañía acuerde indemnizar al Estado en caso de que se obtenga una compensación de un accionista como consecuencia de la acción legal contra el Estado) o si las nuevas tarifas serán suficientes para permitirle cubrir sus costos y pagar su deuda existente luego de la restructuración o mantener su valor en dólares estadounidenses o pesos en el tiempo para compensar cualquier aumento pasado y futuro de la inflación o la devaluación del peso.

Asimismo, la Compañía firmó un Acuerdo Transitorio con la UNIREN (el “Acuerdo Transitorio”) que fue aprobado por sus Accionistas el 14 de octubre de 2008. El Acuerdo Transitorio luego fue enviado a la UNIREN a fin de obtener la aprobación del Poder Ejecutivo. El 14 de abril de 2009, el Poder Ejecutivo emitió el Decreto Nº 234/09 aprobando el Acuerdo Transitorio (que incluye los aumentos de las tarifas de distribución y transporte). No obstante, la Compañía no tiene certeza de cuánto tiempo llevará al ENARGAS emitir nuevos esquemas de tarifas.

El 24 de septiembre de 2009, el ENARGAS remitió los cuadros tarifarios al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión, dependiente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios a los fines de que tome intervención en los términos de la Resolución MPFIPyS N° 2.000/2005. A la fecha de emisión de este Prospecto, no hubo novedades al respecto y, por consiguiente, la Sociedad no ha registrado los efectos del mencionado Acuerdo Transitorio a la espera que el ENARGAS emita las correspondientes Resoluciones y se implemente el Fondo Específico contemplado en dicho Acuerdo Transitorio

Según el proceso establecido para las renegociaciones, la Compañía ha presentado una propuesta sobre el régimen de tarifas de la Compañía dentro de los períodos prescriptos. La Compañía no sabe cuándo concluirán las renegociaciones o si tendrán un efecto positivo o adverso para ella. Aún si las renegociaciones concluyeran y la Compañía lograra un acuerdo aceptable con el Gobierno Nacional, es posible que este acuerdo origine inestabilidad social, protestas de los clientes de la Compañía o reclamos de las asociaciones de defensa del consumidor o del Defensor del Pueblo de la Nación (tal como ocurrió recientemente con los aumentos de tarifas eléctricas aprobados por el Gobierno Nacional), impidiendo así la implementación de cualquier futuro acuerdo o la aplicación de nuevas tarifas. Más aún, la Compañía no puede ofrecer ninguna garantía de que aumentos de tarifas no ocasionarían un aumento de las cuentas a cobrar morosas de la Compañía y, en consecuencia, sobre el resultado de sus operaciones.

Es importante destacar que la tarifa de distribución por el servicio que presta la Sociedad no ha sido actualizada desde 1999, provocando serios desequilibrios entre los ingresos y egresos. En la medida que se demore la emisión de los nuevos cuadros tarifarios, la situación económica y financiera de la Sociedad continuará deteriorándose.

La Compañía podrá ser multada como resultado de reparaciones y conexiones realizadas en sus instalaciones en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires

La Licencia de la Compañía dispone que la Compañía tiene derecho a ocupar y utilizar sin cargo todas las calles, avenidas, parques, puentes, caminos y demás espacios públicos, incluidas las áreas subterráneas y espacios aéreos, requeridos para que realice las instalaciones necesarias para la prestación del servicio licenciado, que incluye las líneas de comunicación e interconexión con terceros. La Compañía utiliza una cantidad de terceros proveedores para tercerizar ciertos servicios, tales como la instalación o reparación de sus instalaciones.

El Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“GCBA”) ha estado solicitando que dichos terceros contratistas paguen multas de hasta Ps. 200.000 por infracción cuando el GCBA estima, según su criterio, que las obras de la Compañía han afectado negativamente las calles, avenidas y demás espacios públicos de la Ciudad.

Las multas deben ser aplicadas a los contratistas culpables y, ocasionalmente, la Compañía podrá ser declarada responsable conjunta y solidariamente por el pago de las multas que se les impone. Adicionalmente, las multas también podrían ser aplicadas directamente contra la Compañía en caso de reparaciones realizadas por ella. Debido a ello, la aplicación regular de multas de tal naturaleza por el GCBA tendrá un efecto sustancial adverso en la actividad de la Compañía.

La industria energética argentina ha experimentado un aumento de la demanda de gas natural, que podrá no ser satisfecha con el actual suministro y transporte de gas y que podría originar la imposibilidad de la Compañía de satisfacer las demandas de sus clientes y afectar adversamente los resultados de sus operaciones

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 los precios de los combustibles competidores. Estos hechos originaron un fuerte aumento de la demanda de gas natural y, junto con bajas inversiones en la infraestructura de producción, transporte y distribución de gas natural como resultado de un entorno económico desfavorable, produjeron un importante desajuste entre la oferta y demanda de gas natural y la capacidad de transporte del gas. Esta situación podría finalmente originar un cuello de botella en el suministro de gas y electricidad debido al alto riesgo de fallas en el sistema de abastecimiento efectivo de energía de Argentina.

Así también, según las Resoluciones Nº 659/04, 752/05, 882/05, 1.329/06, 1.886/06 y 599/07 –todas ellas promulgadas por la Secretaría de Energía- y su reglamentación, y con el objeto de impedir cortes de gas natural y garantizar el abastecimiento de gas natural a los consumidores no interrumpibles, el ENARGAS y/u otras autoridades intervinientes puede redistribuir volúmenes de gas y/o reasignar la capacidad de transporte, modificando así los derechos y obligaciones contractuales existentes establecidos en acuerdos celebrados entre partes privadas. Como consecuencia de ello, es razonable interpretar que la Compañía podría obtener suficiente gas natural y/o capacidad de transporte de gas natural para cumplir con la demanda de los clientes no interrumpibles de la Compañía, a pesar de que la Compañía no puede asegurar que podrá obtener suficiente capacidad de transporte de gas natural para cumplir con la demanda de sus clientes en firme, lo que podría originar un efecto sustancial adverso en el flujo de efectivo y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Desde el período invernal de 2007, la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Energía aumentaron su intervención en la operación de la actividad de la Compañía, especialmente respecto de la restricción en el suministro de gas natural a ciertos clientes industriales y centrales eléctricas, destinado a garantizar el suministro de gas natural a los clientes del servicio no interrumpible.

La intervención de la Secretaría de Comercio Interior y/o de la Secretaría de Energía podría afectar la prestación de los servicios de la Compañía a los clientes residenciales, industriales y centrales eléctricas, alterando la confiabilidad de la red de distribución y resultando en una caída de las ventas de la Compañía, lo que podría resultar en un efecto sustancial adverso en el flujo de efectivo y los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía no experimentó grandes dificultades respecto de las entregas de gas de sus proveedores durante los inviernos de 2004, 2005 y 2006. Sin embargo, según lo ocurrido en 2007, 2008 y 2009, debido a la intervención estatal en el negocio de la Compañía, el aumento de la demanda de gas natural, la escasez tanto del suministro como de la capacidad de transporte y los efectos negativos derivados de la Resolución Nº 599/07 (según se analiza en el título “Luego de varias prórrogas, los contratos de compra de gas natural vencieron el 31 de julio de 2007. La celebración de nuevos contratos en base a términos y condiciones ofrecidos por los productores en el marco de la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía podría afectar adversamente las operaciones de la Compañía”), la Compañía podrá verse imposibilitada para satisfacer todo el gas demandado por los clientes en firme en ciertos días del año (típicamente, reducido al período de invierno). En tales casos, la Licencia exige a la Compañía interrumpir las entregas a sus clientes industriales y de GNC antes de interrumpir el suministro a sus clientes residenciales. Si luego de realizar tales medidas aún no puede abastecer a sus clientes residenciales, la Licencia le exige declarar un estado de emergencia y seguir las instrucciones del ENARGAS y/o adoptar las decisiones tomadas dentro del marco de un Comité de Emergencia integrado por las autoridades intervinientes y las empresas de transporte y distribución involucradas. Si se produjeran tales interrupciones y fueran atribuibles a la Compañía, luego de un procedimiento administrativo la Compañía podría ser multada por hasta U$S 500.000 y finalmente quedar sujeta a la rescisión de su Licencia. Asimismo, la Compañía podrá quedar expuesta a responsabilidad por daños y perjuicios originados a sus clientes por tales interrupciones. Si la Compañía no pudiera por cualquier razón suministrar el gas demandado por sus clientes por un período de tiempo considerable, su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones podrían verse sustancial y seriamente afectados.

Según lo considerado más adelante bajo el título “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 mayores en años con inviernos fríos y menores niveles de generación hidroeléctrica. También, en ausencia de circunstancias inusuales, los gastos de la Compañía en esos años no aumentan en proporción a sus ingresos, haciendo así que tales años sean relativamente más rentables que los años con inviernos más cálidos y mayores niveles de generación hidroeléctrica. No obstante, esto podrá no ser el caso durante 2009, debido a posibles aumentos de los gastos de la Compañía derivados de cortes de suministro de gas y transporte, que incluyen:

Insuficiente capacidad de transporte en firme de largo plazo. Debido al aumento de la demanda de gas natural, cualquier aumento de la demanda de gas natural debido al clima frío, una menor generación hidroeléctrica o el menor costo del gas natural respecto de otros combustibles, podría originar que la Compañía necesite mayor capacidad de transporte que la contratada.
Multas de las centrales eléctricas. Los contratos de la Compañía y las centrales eléctricas clientes le permiten interrumpir la entrega de gas dentro de ciertos límites. Si la Compañía excede estos límites, está obligada a pagar multas que aumentan de acuerdo con los aumentos de los volúmenes contratados no entregados. Un aumento de la demanda de sus clientes no interrumpibles junto con una escasez de gas por falta de abastecimiento o transporte podría dar como resultado un fuerte aumento de las multas que la Compañía está obligada a pagar a sus centrales eléctricas clientes en 2009.

La situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía podrán verse seriamente afectados por la necesidad de la Compañía de adquirir capacidad de transporte adicional a través de contratos “pico”, así como por las multas resultantes de no cumplir con la demanda de sus centrales eléctricas clientes.

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 inusualmente cálido en el área de servicio de la Compañía durante los meses de invierno puede originar una gran reducción de la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, su fuente individual de ingresos más importante y la clase de clientes cuya tarifa le 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 sus clientes residenciales ocasionada por cuestiones climáticas si la Compañía no pudiera utilizar su capacidad de transporte excedente para otras clases de clientes o disponer de su capacidad excedente.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados de manera adversa por aumentos en el suministro de energía hidroeléctrica

Según el régimen 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 eléctricas (incluso las centrales eléctricas clientes de la Compañía), un aumento sustancial en la energía generada por las estaciones generadoras hidroeléctricas podrá desplazar una cantidad sustancial de energía generada por otros tipos de centrales (incluso las centrales eléctricas clientes de la Compañía) y originar una correspondiente disminución de las ventas a las centrales eléctricas clientes de la Compañía. Es muy probable que una fuerte precipitación y un aumento sustancial de la capacidad de generación hidroeléctrica instalada aumenten, salvo que la energía relacionada sea exportada o a menos que las instalaciones de transmisión sean insuficientes para transmitir dicha energía, 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 altamente regulada. Cambios en el marco regulatorio podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero y los resultados de las operaciones de la Compañía

La Compañía opera en una industria altamente regulada. Como resultado de la volatilidad económica experimentada en Argentina desde 2001, el Gobierno Nacional dictó diversas medidas regulatorias para intentar mitigar los efectos adversos desarrollados en el sector energético.

En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto Nº 180/04, que creó un fondo fiduciario especial para nueva infraestructura de transporte y distribución; creó el Mercado Electrónico de Gas para coordinar y centralizar todas las operaciones relacionadas con compras de gas spot y mercados secundarios de transporte y distribución; reemplazó, modificó e introdujo los términos y condiciones de ciertas categorías de distribución; permitió la reventa de los servicios de distribución por parte de usuarios de distribución en ciertas condiciones; y autorizó a las distribuidoras de gas natural tener una participación controlante en las comercializadoras de gas natural. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios”. También en febrero de 2004, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto Nº 181/04, permitiendo a la Secretaría de Energía celebrar un acuerdo con los productores de gas natural para ajustar el precio del gas natural pagadero por las compañías distribuidoras de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte. El acuerdo establecido en este Decreto fue promulgado por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios por Resolución Nº 208/04.

Según los Decretos Nº 180/04 y 181/04, la Secretaría de Energía y el ENARGAS dictaron diversas regulaciones disponiendo, entre otras cosas, la suspensión de las exportaciones de gas natural, la fijación de descuentos o cargos para ciertos usuarios y la creación de un régimen de cortes de los servicios de transporte y distribución destinados a garantizar la suministro de gas natural a usuarios del servicio no interrumpible.

En mayo de 2005, la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 752/05, que estableció el denominado unbundling, un régimen de subdivisión de categorías. Esta resolución prohibió a las distribuidoras de gas natural vender gas natural a ciertos grandes usuarios. Desde entonces se han implementado diversas resoluciones modificatorias, las cuales (i) modificaron los plazos establecidos en la Resolución Nº 752/05, (ii) excluyeron a ciertos clientes y organizaciones del régimen de subdivisión de categorías, y (iii) implementaron regulaciones adicionales sobre la compra y venta de gas natural. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios”.

En febrero de 2006, la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 275/06, por la cual exigió a las distribuidoras de gas natural actuar como apoderados de la estaciones de servicio de GNC en la primera aplicación del “Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC” y, en su representación, (i) llevar a cabo las nominaciones y entregas de gas natural hasta el 30 de septiembre de 2006 sin ninguna contraprestación, (ii) presentar ofertas irrevocables ante el Mercado Electrónico de Gas y (iii) celebrar los correspondientes acuerdos de compra de gas natural. Hasta la fecha de este prospecto, se llevaron a cabo dos aplicaciones del referido Mecanismo de Asignación ante el Mercado Electrónico de Gas.

Por Decreto Nº 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de limitar geográficamente la participación de las distribuidoras de gas creadas por el Artículo 28 del mismo decreto. Estas distribuidoras no han estado sujetas aún a regulación, pero no puede garantizarse que esta situación continuará en el futuro.

El 21 de mayo de 2007, por Decreto Nº 571/07 el Gobierno Nacional impuso la intervención del ENARGAS por un período de 180 días, que fue prorrogado dos veces por un período adicional de 180 días cada vez por Decreto Nº 2.138/08 del 14 de diciembre de 2008. La Compañía no puede garantizar que esta intervención no resultará en mayores regulaciones que podrían afectar negativamente la actividad de la Compañía en el futuro cercano. La Compañía no puede garantizar que la interpretación y aplicación de las regulaciones mencionadas, junto con futuros cambios del ENARGAS y el marco regulatorio no afectarían sustancial y adversamente a la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios” e “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - Cambio en las reglamentaciones”.

El 1º de septiembre de 2008, ENARGAS dictó la Resolución I/409 que dividió a las tarifas del servicio residencial en 8 nuevas subcategorías (R1, R2-1º, R2-2º, R2-3º, R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º), según el consumo de gas natural anual de cada subcategoría.

El 27 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo aprobó el Decreto Nº 2.067/08 (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008), que dispuso la creación de un nuevo Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural necesarias para complementar la inyección de gas natural que sea requerida para satisfacer las necesidades nacionales. A su vez, la Resolución MPFIPyS N° 1.451/2008, publicada el 23 de diciembre de 2008, reglamentó el funcionamiento del referido Fondo Fiduciario, disponiendo la creación del fideicomiso correspondiente, y la Resolución ENARGAS N° I/563/2008, también publicada el 23 de diciembre de 2008, dispuso la implementación, con vigencia a partir del 1° de noviembre de 2008, de los pertinentes cargos tarifarios para la financiación del fideicomiso en cuestión, siendo aquellos pagaderos por los usuarios residenciales con consumos anuales mayores a 1.000 m3. Con fecha 4 de junio, el ENARGAS mediante Resolución N° 768 dispuso que durante el período comprendido entre el 1° de mayo y 31 de agosto de 2009, los clientes residenciales del área de MetroGAS correspondientes a las categorías R3 1° y R3 2°, es decir los que presentan consumos anuales entre 1001 y 1500 m3, quedan exceptuados del cargo establecido por el decreto N° 2.067/08. Con fecha 18 de agosto de 2009 el ENARGAS notificó la Resolución N° 828/08 por medio de la cual extendió hasta el 1° de octubre de 2009 la exención fijada por la Resolución N° 768 previamente comentada, y dispuso para los sujetos obligados al pago del cargo en cuestión un subsidio del 100% para los consumos de los meses de junio y julio de 2009, y del 70% para los consumos de los meses de agosto y septiembre de 2009. Con fecha 19 de agosto de 2009, el ENARGAS notificó la Nota N° 9.097 por medio de la cual se instruyó a la Sociedad a resaltar en la factura correspondiente la suma correspondiente al subsidio derivado de la implementación de la Resolución N° 828, a incorporar en diagonal y con tipografía especial la leyenda “Consumo con subsidio del Estado Nacional” y, por último, a acompañar en la factura un documento con la especificación del costo del servicio si el mismo se hubiera prestado en determinadas ciudades de Brasil, Uruguay y Chile, así como también la indicación del hipotético consumo del volumen facturado mediante compra de garrafas de gas licuado de petróleo.

Por último, mediante Nota N° 11.821 el ENARGAS notificó la medida cautelar dictada en autos "Defensor del Pueblo de la Nación - Inc Med C/Estado Nacional – Dec N° 2067/08 - Res 1451/08 y Otro S/Proceso de Conocimiento", Expediente N° 6530/09 de trámite ante la Sala V de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, informando la continuidad de la vigencia y aplicación del régimen instaurado por el Decreto N° 2.067/08 y la obligatoriedad de implementar los medios correspondientes para permitir a los usuarios obligados a su pago a cancelar las facturas con exclusión del Cargo 2.067/08 más el IVA resultante, en cuyo caso el pago a realizar tendrá el carácter de pago a cuenta y, de confirmarse la aplicabilidad del cargo en cuestión, toda suma dejada de abonar en concepto del Cargo 2067/08 más IVA podrá serle oportunamente reclamada. Este fondo apunta a complementar el programa de gas nacional exigiendo una reducción de los “días de corte” y garantizando el abastecimiento de gas natural en el mercado interno. No obstante, la Compañía sólo actúa como agente del fondo aplicando un cargo tarifario a sus clientes a ser depositado en el fondo y no recibe ninguna utilidad de este cobro. Más aún, la Compañía no puede garantizar que estos aumentos de tarifas no afectarán negativamente sus cuentas por cobrar en mora y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones.

La Compañía ha estado y continúa estando sujeta a ajustes de tarifas determinados por el ENARGAS

Los resultados de las operaciones de la Compañía dependen del marco regulatorio aplicable y de la interpretación y aplicación de dicho marco por el ENARGAS, el organismo estatal creado para regular a las empresas de transporte y distribución privatizadas. La interpretación y aplicación del marco regulatorio por parte del ENARGAS ha sido adversa para la actividad de la Compañía en varias ocasiones. Según el marco que regula el servicio de distribución de gas estatal en Argentina, las tarifas pagadas por la distribución de gas deben ser ajustadas periódicamente para reflejar cambios en el costo del gas comprado así como otros impuestos y cargos incurridos por la Compañía en la distribución de gas a sus clientes. Sin perjuicio de ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo, impuestos y demás cargos del gas adquirido por la Compañía.

La Compañía ha presentado las correspondientes apelaciones respecto de estos temas, algunas de las cuales han sido rechazadas. Futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por el ENARGAS, inclusive futuras limitaciones al traslado de los principales costos, impuestos y cargos de compra de gas podrían tener un efecto sustancial adverso en la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios”.

Los principios más relevantes que rigen el efecto del traslado del costo de gas establecidos en la Licencia de distribución de la Compañía deberían permanecer sin cambios o, por el contrario, la imposibilidad de trasladar los mayores costos de la Compañía a sus clientes podría resultar en una mayor brecha financiera que podría tener un impacto negativo en la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

El marco regulatorio establece que las variaciones de costos resultantes de cambios en las normas fiscales serán trasladadas a sus tarifas.

Para mayor información, véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas - Cuestiones Legales” y “Información sobre la Emisora-Marco Regulatorio”

En agosto de 2007, se produjo un accidente en una cañería principal de 24’’ que operaba a una presión de 22 bar, resultado de un defecto de fabricación. En consecuencia, se está evaluando la integridad de las tuberías. El resultado de esta evaluación podría resultar en mayores requerimientos de inversión a fin de reducir el riesgo de accidentes similares

En agosto de 2007 tuvo lugar un incidente (relacionado con un defecto de fabricación) en una cañería principal de 24” operando a 22 bar. Esta situación ha modificado la determinación del riesgo de esta cañería, lo que toma en cuenta la probabilidad de falla y las consecuencias de dicha falla. Para reducir el riesgo de que ocurran incidentes similares, se han realizado pruebas de evaluación durante 2008 que hicieron reducir la presión de esa cañería principal a 12 bar. Durante 2009 se realizó otra prueba de evaluación la cual dio como resultado reducir la presión debajo de 6 bar. La cañería está operando actualmente a 4 bar y se evalua que la presión operativa se encuentra bajo un nivel de riesgo tolerable. Independientemente de este último resultado, es necesario el reemplazo de esta cañería para reestablecer la confiabilidad del sistema de 22 bar. Debido a la falta de recursos disponibles, su reemplazo no está dentro del plan de mantenimiento de la Compañía para 2010.

Durante el mes de agosto del año 2009 ocurrió otro incidente en una cañería de 24” del sistema de 22 bar. En este caso se trató de una falla en la soldadura circunferencial realizada durante el tendido de la cañería. Si bien en este momento nos encontramos definiendo un plan de evaluación y remediación del tramo, esta falla sumada a la anterior han incrementado el riesgo de operación del sistema de 22 bar razón por la cual se ha decidido realizar una reducción de la presión de operación de dicho sistema hasta que se hallan evaluado los tramos de cañerías con mayor probabilidad de tener defectos.

La Compañía no puede garantizar si el resultado de la evaluación podría dar lugar a un mayor requerimiento de inversión o, si aumentara su requerimiento de inversión, si la situación patrimonial y financiera de la Compañía le permitiría cumplir con tales requerimientos. Adicionalmente, de ocurrir accidentes similares podrían afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de la Compañía.

La Compañía podrá verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación

Si las pérdidas de la Compañía en 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 patrimonial y financiera. Asimismo, si el patrimonio neto de la Compañía fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor que el 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 resultaría en que su activo supere al pasivo.

Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados adversamente por el derecho de sus clientes de no utilizar los servicios de la Compañía

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

Cualquier consumidor que desee saltear el sistema de la Compañía completamente a fin de evitar pagarle tarifas debe incurrir en varios costos y enfrentar ciertas limitaciones prácticas que, en algunos casos, tornan este salto del sistema de la Compañía económicamente desfavorable o impráctico. Por ejemplo, los usuarios 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 usuarios que requieran un abastecimiento de gas ininterrumpido. Asimismo, un cliente que tenga intención de comprar gas a un tercero debe notificar tal circunstancia al ENARGAS y a la Compañía con tres meses de anticipación.

La Compañía coopera con las centrales eléctricas usuarias y con ciertos usuarios 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, afrontando así todo o parte del costo de la capacidad de transporte en firme de la Compañía utilizada para dichos servicios. Estos acuerdos también permiten a la Compañía lograr cierto ahorro evitando (a) el costo de compra del gas que se utiliza como combustible de compresión que, según el marco regulatorio, no puede ser trasladado a sus clientes y (b) ciertos impuestos sobre los ingresos brutos fijados sobre las ventas de gas de la Compañía. Según tales acuerdos, todos estos clientes continuarán dependiendo de los servicios de transporte y distribución que presta la Compañía.

La Compañía ha establecido sólidas relaciones de trabajo con muchos de sus principales clientes y está implementando políticas de contratación y de fijación de precios adecuadas que desincentiven la construcción de gasoductos que conecten en forma directa a los principales usuarios de la Compañía con los sistemas de transporte que saltearían completamente su red y evitarían el uso de su capacidad de transporte en firme. Es posible que algunos usuarios de la Compañía eviten completamente los servicios de la Compañía o le exijan una mayor subdivisión de sus servicios de una forma tal que podría afectar adversamente sus márgenes. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios“ e “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio”. La dirección de la Compañía entiende que el efecto de tales situaciones podría verse parcialmente mitigado, no obstante, por las disposiciones de algunos de sus contratos de transporte en firme con Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”), que disponen que, si cualquiera de los usuarios de la Compañía celebrara un acuerdo de transporte en firme con TGS (ya sea directamente con TGS o con un tercero, tal como un productor o intermediario de gas), 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 Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”) contienen disposiciones similares.

Actualmente se utilizan fuentes alternativas de energía, principalmente fuel-oil para centrales eléctricas, y gas licuado de petróleo (o LPG para clientes residenciales y clientes comerciales más pequeños, como sustitutos del gas natural. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas natural una gran ventaja de costos con respecto al fuel-oil. A fin de permitir que la Compañía logre un mayor factor de carga durante los meses más cálidos, cuando la demanda residencial es más baja, algunas centrales eléctricas clientes han aceptado tomar una cantidad mínima de gas con descuento de las tarifas máximas. Por el contrario, durante los meses más fríos, la Compañía y algunas centrales eléctricas de doble alimentación en su área de servicio acordaron que la Compañía entregaría a dichas centrales un volumen mínimo de gas sobre una base interrumpible. Si la Compañía no cumple con sus compromisos, deberá reintegrar una parte del costo excedente del fuel-oil sobre el precio del gas no entregado sobre una base de energía equivalente.

Luego de varias prórrogas, los contratos de compra de gas natural vencieron el 31 de julio de 2007. La celebración de nuevos contratos basados en los términos y condiciones ofrecidos por los productores en el marco de la Resolución Nº 599/2007 de la Secretaría de Energía podría afectar adversamente las operaciones de la Compañía

Los acuerdos entre la Compañía y los proveedores de gas natural dispuestos por la Resolución Nº 208/04 vencieron el 31 de diciembre de 2006, así como los contratos entre la comercializadora de gas subsidiaria de la Compañía, MetroENERGÍA, y las proveedoras de gas natural. En diciembre de 2006, estos acuerdos fueron prorrogados hasta el 30 de abril de 2007, y posteriormente se prorrogaron hasta fin de junio de 2007 para dar tiempo a las proveedoras de gas natural a responder la propuesta del Gobierno Nacional.

El 14 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía fue publicada en el Boletín Oficial, aprobando el borrador del “Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011”, ratificado luego por los productores de gas y vigente al 1º de agosto de 2007. Este Acuerdo rige y regula el suministro de gas natural por parte de los productores a las compañías distribuidoras (para el abastecimiento de los usuarios residenciales y comerciales pequeños.), gas natural comprimido o GNC, industrias y centrales eléctricas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2009 y 2011, dependiendo del tipo de consumidor, indicando los volúmenes, cuencas y punto de ingreso al sistema de transporte a ser observados por cada productor. Debido a diferentes factores no atribuibles a la Compañía (por ejemplo, falta de cumplimiento de ciertos productores, falta de capacidad de transporte, mayor demanda de gas natural, etc.), los volúmenes puestos a disposición de la Compañía en el Acuerdo no cubren la demanda de la Compañía para el transporte de gas natural a sus clientes residenciales.

A pesar de que el Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011 prevé la celebración de acuerdos de suministro de gas (“GSA”) entre las compañías distribuidoras de gas y los productores de gas, la Compañía no celebró ningún GSA ya que los términos y condiciones ofrecidos por los productores no eran aceptables para ella. La Compañía consideró a las ofertas presentadas como un incumplimiento de las obligaciones establecidas en el Acuerdo. Ninguna de las otras ocho distribuidoras de gas celebró algún GSA. Como consecuencia de ello, a la fecha de este prospecto la Compañía está siendo abastecida de gas natural por los productores en los términos y condiciones del Acuerdo mencionado y según órdenes de abastecimiento complementarias emitidas por las autoridades, destinadas a garantizar la demanda no interrumpible.

Si se lograran nuevos acuerdos entre el Gobierno Nacional y los proveedores de gas natural, la Compañía y MetroENERGÍA deberán adaptar los contratos de gas natural a los nuevos términos de tales acuerdos.

La Compañía no puede garantizar qué efecto podrán tener estos acuerdos sobre los volúmenes contratados de gas natural y en los costos operativos y resultados de las operaciones de la Compañía.

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 aun 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 2007 en dichos contratos de compra de gas le exigen pagar un promedio del 70% del gas que tiene derecho a comprar en el marco de tales contratos.

Aun cuando la Compañía considera que es improbable que estas disposiciones take-or-pay de sus contratos de suministro de gas resulten en una obligación sustancial por gas no tomado, no puede garantizar que no se origine tal obligación durante 2010 o en años posteriores. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios” e “Información sobre la Emisora - Contratos comerciales”.

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

La Licencia de la Compañía, el correspondiente pliego de bases y condiciones de la privatización de Gas del Estado S.E. (“Gas del Estado”) (el "Pliego") y la reglamentación de la ley según la cual se privatizó la Compañía, la Ley Nº 24.076 del Gas Natural (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 S.A. (“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 podrá dar como resultado la revocación de la Licencia de la Compañía por el Estado 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 persona controlante podría resultar en la revocación de su Licencia.

Más aún, la quiebra de la Compañía resultaría en la revocación de su Licencia. Véase "Información sobre la Emisora - Panorama de negocios” e “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio”. El 17 de septiembre de 2002, el Gobierno Nacional emitió el Decreto Nº 1.834/02 (que permanecerá vigente mientras siga en vigor la Ley de Emergencia Pública), que dispone que la presentación de procedimientos concursales o de una petición de quiebra por o en contra de empresas involucradas en la renegociación de sus licencias otorgadas por el Estado como resultado de la Ley de Emergencia Pública no originará la rescisión de las licencias de tales empresas.

Como regla general, al vencimiento de su Licencia, la Compañía tendrá derecho a recibir la cifra menor entre los siguientes dos montos: (a) el valor neto en libros o de sus Activos Esenciales (inclusive 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 Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (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 de la Compañía antes del vencimiento de su plazo total como resultado del incumplimiento de la Compañía, el Gobierno Nacional podrá compensar contra el valor neto en libros de la Compañía cualquier suma adeudada al Gobierno Nacional por daños y perjuicios originados en los hechos resultantes en la revocación de su Licencia. La Licencia establece que tales daños y perjuicios deben ser de como mínimo el 20% del valor neto en 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 síndico 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, incluso los intereses y el capital de su deuda financiera.

Los compromisos restrictivos contenidos en los términos de la deuda pendiente de pago de la Compañía podrían limitar adversamente la flexibilidad operativa y financiera de la Compañía y someterla a otros riesgos

La deuda de la Compañía actualmente pendiente de amortización contiene numerosos compromisos restrictivos que limitan su flexibilidad financiera. Estas restricciones, entre otras, podrán limitar la capacidad de la Compañía de operar su negocio y podrán prohibir o limitar la capacidad de la Compañía de mejorar sus operaciones o tomar ventaja de potenciales oportunidades de negocios a medida que surjan. El incumplimiento de la Compañía de cualquiera de estos compromisos o de cualquiera de estas condiciones podría resultar en un incumplimiento de todos o de cualquiera de los términos de dicha deuda. La capacidad de la Compañía de cumplir con estos compromisos podrá verse afectada por hechos más allá de su control, entre los que se incluyen las condiciones económicas, financieras y del sector prevalecientes y el proceso de licencias. Asimismo, si la Compañía no pudiera generar suficiente flujo de fondos de sus operaciones, podrá verse forzada a refinanciar la deuda vigente u obtener mayor financiamiento. La Compañía no puede garantizar que sería posible una refinanciación o que cualquier otra financiación se obtendría en términos aceptables.

Adicionalmente, según la ley de sociedades de Argentina, la Compañía puede pagar dividendos en pesos con las utilidades no distribuidas, asumiendo que su contabilidad se realiza de acuerdo con los PCGA Argentinos. La capacidad de la Compañía de pagar dividendos a sus accionistas está limitada por el acuerdo alcanzado como parte de su proceso de restructuración reciente. La Compañía no puede distribuir dividendos hasta el 31 de diciembre de 2012, y aún en ese caso, solamente si hubiera amortizado por lo menos U$S 75 millones de su deuda vigente. Por lo tanto, la capacidad de la Compañía de pagar dividendos está actualmente limitada por su tasa de deuda según se define en su contrato de restructuración. La Compañía no puede garantizar que podrá generar fondos suficientes para satisfacer el requerimiento de amortización ni que su tasa de deuda le permitirá pagar dividendos en cualquier momento determinado. A diciembre de 2009, la Compañía ha comprado en el mercado abierto un monto acumulado de U$S 25,4 millones de sus Obligaciones Negociables Serie 1.

La nueva Ley de Protección del Consumidor dispone nuevas y mayores herramientas para los consumidores, inclusive la posibilidad de iniciar acciones de clase y procurar el resarcimiento de daños y perjuicios, lo cual podría tener un efecto sustancial adverso en los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía

La ley Nº 24.240 de protección al consumidor y sus modificatorias (la “Ley de Protección del Consumidor”) establece ciertos principios y normas a fin de proteger a los consumidores. El 12 de marzo de 2008, el Poder Ejecutivo promulgó una nueva modificación de dicha ley. No se han dictado reglamentaciones de esta modificación por lo que no resulta claro qué impacto tendrá en la actividad de la Compañía. No obstante, la modificación sustancialmente modifica la Ley de Protección del Consumidor en varios aspectos, tales como las multas y tasas de interés. Por ejemplo, la nueva Ley de Protección del Consumidor incluye específicamente los servicios prestados por las empresas de servicios públicos según la ley; aumentos de las multas máximas que pueden ser aplicadas a los proveedores; otorga a los jueces la capacidad de imponer daños y perjuicios contra los proveedores a favor de los consumidores; reconoce las asociaciones de consumidores para participar en acciones de clase en representación de los consumidores y contra los proveedores, y reduce la tasa por mora que los proveedores pueden aplicar a los consumidores. En línea con esta modificación de la Ley Nº 24.240, la Corte Suprema de Justicia de la Nación reconoció acciones de clase por primera vez en relación con la protección en un juicio relacionado con la privacidad de los correos electrónicos. Estas modificaciones y este precedente de la Corte Suprema podrán aumentar considerablemente el riesgo de juicios contra la Compañía como proveedor de gas natural y reducir significativamente sus cobros respecto de intereses moratorios, todo lo cual puede afectar adversamente su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones.

Como las normas argentinas para la presentación de 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, incluida la de sociedades estadounidenses

La información disponible al público sobre las emisoras de títulos valores que cotizan en la BCBA es menos detallada en ciertos aspectos que la información regularmente publicada por las empresas que cotizan en bolsa en los Estados Unidos o en 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 presentación de información periódica impuestos por la Securities Exchange Act of 1934, o Ley del Mercado de Valores de los Estados Unidos de América (la “Ley de Mercado de Valores de los Estados Unidos de América”), la información periódica que deben presentar las emisoras extranjeras según la Ley de Mercado de Valores de los Estados Unidos de América es más limitada que la información periódica exigida a las emisoras estadounidenses que cotizan en bolsa. Más aún, existe un menor nivel de regulación de los mercados de títulos valores argentinos y de los inversores en dichos mercados en comparación con el mercado de títulos valores de Estados Unidos y ciertos otros países desarrollados La Compañía prepara sus estados contables de acuerdo con los PCGA Argentinos.

La situación patrimonial y financiera de la Compañía continúa deteriorándose debido a la demora del proceso de renegociación de su Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional. Esta situación podría resultar en la imposibilidad de la Compañía de cumplir con las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución relacionadas con la obligación de la Compañía de efectuar todas las mejoras de los Activos Esenciales en un período de tiempo razonable y reparar y mantener aquellos Activos Esenciales que hubieran completado su vida útil

Como parte de su estrategia, la Compañía implementó y continuó hasta 2001 un importante programa de inversiones en bienes de capital, destinado a extender y renovar cañerías, reguladores, válvulas y medidores a fin de garantizar la seguridad y confiabilidad de su sistema de distribución, modernizar y centralizar sus sistemas informáticos y mejorar su red de sucursales de atención al cliente. La Compañía efectuó inversiones en bienes de capital por aproximadamente Ps. 524,9 millones entre 1993 y 2001.

En respuesta a la crisis económica argentina y a la pesificación y congelamiento de las tarifas de la Compañía, a comienzos de 2002 la Compañía refocalizó su estrategia en cuanto a desafíos y riesgos de corto plazo. Desde entonces, la estrategia de corto plazo de la Compañía ha apuntado a trabajar con el Gobierno Nacional para acelerar decisiones y obtener aumentos de tarifas que aseguren la continuidad de sus operaciones, el mantenimiento de las normas de seguridad y calidad y la cobertura del pago de su deuda. De esta forma, la Compañía redujo sus inversiones en bienes de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar su capacidad en el cercano plazo de atender a sus clientes en forma segura u operar su red de acuerdo con las normas de calidad y medioambiente. La Compañía efectuó inversiones en bienes de capital por aproximadamente Ps. 109,9 millones entre 2002 y 2005.

Considerando las condiciones macroeconómicas prevalecientes en Argentina desde la crisis económica operada en el país (inclusive las presiones inflacionarias desde 2004), y que han transcurrido casi diez años desde el último aumento de las tarifas de distribución como resultado de las demoras del proceso de renegociación de su Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial y financiera se ha deteriorado y, en consecuencia, su nivel de inversiones en bienes de capital se ha visto reducido considerablemente. Durante 2006, 2007, 2008 y 2009, las inversiones en bienes de capital de la Compañía fueron de aproximadamente Ps. 48,9 millones, Ps. 62,9 millones, Ps. 84,2 millones y Ps. 105,8 millones, respectivamente.

El resultado de la renegociación de la Licencia y tarifas de la Compañía es incierto tanto en cuanto a su oportunidad como a su forma final, de forma tal que la Compañía no puede garantizar que el deterioro de sus situación operativa y patrimonial y financiera no resultará en la imposibilidad de cumplir con las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución relacionadas con su obligación de efectuar todas las mejoras a los Activos Esenciales en un período de tiempo razonable y reparar y mantener aquellos Activos Esenciales que hubieran completado su vida útil.

La situación patrimonial y financiera de la Compañía continúa deteriorándose debido a la demora del proceso de renegociación de su Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional. Si para el primer semestre de 2010, no se emitieran los nuevos cuadros tarifarios, que incluyan el aumento de las tarifas de distribución acordado en el Acuerdo Transitorio firmado con la UNIREN en octubre de 2008, la Compañía probablemente enfrentará dificultades financieras que le requerirán activar varias medidas para preservar el efectivo y mejorar su liquidez. Si dichas medidas no tuvieran éxito, la Compañía podrá verse forzada en el futuro a suspender los pagos de su deuda vigente

El 1º de enero de 2002, todas las tarifas de servicios públicos, incluidas las tarifas de la Compañía, fueron pesificadas y congeladas de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. La Ley de Emergencia Pública también autorizó al Gobierno Nacional a renegociar licencias de empresas de servicios públicos (incluso la Licencia de la Compañía). La Compañía negocia actualmente con la UNIREN tanto el contrato de licencia como las tarifas que podrá cobrar en el futuro. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con la Compañía”. La Compañía se encuentra renegociando actualmente su Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional. Esta renegociación podrá resultar en nuevas tarifas que no cubran sus costos y podrá tener un impacto sustancial adverso en la situación patrimonial y financiera de la Compañía. Si la Compañía no pudiera renegociar tarifas que cubran sus costos, podrá incurrir en pérdidas operativas”.

Considerando que casi diez años han transcurrido desde el último aumento de las tarifas de distribución como resultado de las demoras en el proceso de renegociación de la Licencia y tarifas con el Gobierno Nacional, los resultados de las operaciones y situación patrimonial y financiera de la Compañía se han deteriorado.

El 14 de octubre de 2008, la Compañía firmó un Acuerdo Transitorio con la UNIREN que fue aprobado por sus Accionistas. El Acuerdo Transitorio fue luego enviado a la UNIREN a fin de obtener la aprobación del Poder Ejecutivo. El 14 de abril de 2009, el Poder Ejecutivo emitió el Decreto Nº 234/09 que ratificó el Acuerdo Transitorio (que incluye los aumentos de las tarifas de distribución y transporte). No obstante, la Compañía no tiene certeza de cuánto tiempo tomará al ENARGAS emitir una vez aprobados por el Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión, dependiente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, la resolución correspondiente con los nuevos cuadros tarifarios.

A la fecha de emisión de este prospecto, el ENARGAS aún no ha procedido a emitir los cuadros tarifarios que surgen de aplicar las pautas contenidas en el acuerdo, por consiguiente, la Sociedad no ha facturado ni registrado contablemente los efectos del mencionado Acuerdo Transitorio al 31 de diciembre de 2009.

Con fecha 16 de diciembre de 2009, la UNIREN envió a MetroGAS una nueva versión del Acta Acuerdo con la propuesta de renegociación de la licencia. La misma contiene algunos cambios respecto a cuestiones de forma, pero mantiene el requisito de que los accionistas directos e indirectos de MetroGAS se pronuncien expresamente poniendo en suspenso sus acciones contra el Estado Nacional sujeto a la puesta en vigencia del nuevo cuadro tarifario objeto de negociación. Hasta la fecha no se han podido alcanzar los consensos necesarios que satisfagan tanto los intereses del Gobierno Nacional, como los de la Sociedad y sus accionistas

El resultado de la renegociación de la Licencia y tarifas de la Compañía es incierto tanto en cuanto a su oportunidad como a su forma final. Si los nuevos cuadros tarifarios, incluido el aumento de las tarifas de distribución acordado en el Acuerdo Transitorio firmado con la UNIREN en octubre de 2008 y aprobado por el Poder Ejecutivo según Decreto Nº 234/09, no fueran emitidos por el ENARGAS en el primer semestre de 2010, es probable que la Compañía no cuente con la liquidez suficiente y, en consecuencia, deberá activar diversas medidas para preservar el efectivo y mejorar su liquidez. Estas medidas incluyen refinanciar parte o toda su deuda vigente, obtener mayor financiamiento, diferir los plazos de ciertas inversiones en bienes de capital previstas y/o reducir aún más los gastos operativos. No obstante, la Compañía no puede asegurar que sería posible una refinanciación o que cualquier financiamiento adicional podría ser obtenido en términos aceptables. Si dichas medidas no tuvieran éxito, la Compañía podrá verse obligada a suspender los pagos de su deuda vigente en el futuro.

Asimismo, la Compañía destaca que, como resultado de la decisión de TGN de suspender el pago de su deuda financiera vigente al cierre de 2008, el ENARGAS emitió una resolución (i) ordenando una intervención de TGN por un período de 120 días, (ii) designando a un auditor con facultades de administración conjunta en TGN, y (iii) ordenando que los libros societarios de TGN sean apartados de su casa central. No obstante, la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo emitió una resolución (i) suspendiendo los efectos de la resolución del ENARGAS respecto de la intervención de dicha compañía y las facultades de administración conjunta del auditor designado, (ii) manteniendo al auditor designado a cargo de todas las actividades que razonablemente podrían afectar los servicios públicos prestados por TGN, y (iii) ordenando al ENARGAS devolver a TGN sus libros societarios. En base a este precedente, la Compañía no puede garantizar que si debiera suspender los pagos de la deuda financiera, el ENARGAS no tomaría medidas similares en su contra.

Factores de Riesgo relacionados con la implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”)

Con fecha 20 de marzo de 2009 la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) aprobó la RT Nº26 “Normas Contables Profesionales: Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad”.

Dicha resolución establece que:

 Las entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley N°17.811 deberán aplicar obligatoriamente las NIIF en la preparación de sus estados contables y las entidades no alcanzadas por, o exceptuadas de, la aplicación obligatoria de las NIIF podrán aplicar opcionalmente las NIIF, o las normas contables profesionales emitidas por la FACPCE o las que emita en el futuro.

Tendrá vigencia para los estados contables correspondientes a ejercicios anuales que se inicien a partir del 1° de enero de 2011 y para los estados contables de períodos intermedios correspondientes a los referidos ejercicios. Adicionalmente, las entidades obligadas a aplicar las NIIF deberán incorporar en nota a los estados contables anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2009 información adicional cualitativa sobre los impactos que las NIIF puedan ocasionar sobre los mismos.
Los Consejos Profesionales adheridos a la FACPCE deberán tratar la Resolución, establecer su vigencia y normas de transición. Asimismo, con fecha 15 de abril de 2009 el CPCECABA adoptó mediante la C.D. N°25/09 la RT N°26. A la fecha de emisión del presente Prospecto se encuentra pendiente de aprobación la mencionada resolución por parte de la CNV, originalmente prevista para fines de 2008 o primer trimestre de 2009. En este sentido, el 5 de octubre de 2009 se ha publicado el proyecto de resolución en calidad de borrador para que los grupos de interés puedan expresar su opinión.

El impacto de la migración a las NIIF trasciende el área contable provocando cambios en toda la organización que deben ser considerados con la debida anticipación. En este sentido, y no obstante la mencionada demora en la aprobación, que torna aconsejable una postergación sobre el cronograma original, la Sociedad avanzó con la capacitación del personal vinculado con el proyecto y se encuentra trabajando en el proyecto de diagnósitico de las principales diferencias.

Por lo tanto, la Sociedad no puede determinar a la fecha cuál será el impacto de la aplicación de las NIIF ni garantizar que su futura aplicación no tendrá un efecto adverso sobre la Sociedad. En caso que así lo tuviera, la situación patrimonial, sus resultados y su patrimonio neto podrían ser afectados de manera significativamente adversa.

Factores de riesgo relacionados con el Accionista Controlante

Como Gas Argentino posee una mayoría controlante de las acciones de la Compañía, los inversores no podrán afectar el resultado de ningún voto de los accionistas

Gas Argentino posee 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 49% de las acciones ordinarias Clase B de la Compañía, 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 los accionistas de la Compañía 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 Sociales, 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, incluido la elección de su Directorio.

El accionista controlante de la Compañía, Gas Argentino, ha solicitado la formación de su concurso preventivo

La única fuente de fondos de Gas Argentino para los pagos de sus obligaciones son los dividendos pagados por la Compañía. No obstante, la capacidad de la Compañía de pagar dividendos a sus accionistas está restringida por el acuerdo alcanzado por la Compañía como parte de su proceso de reestructuración. La Compañía no puede distribuir dividendos hasta el 31 de diciembre de 2012 y, aún entonces, únicamente si la Compañía hubiera amortizado por lo menos U$S 75 millones de su deuda pendiente de pago.

Si Gas Argentino es declarada en quiebra o acreedores de Gas Argentino ejecutan su único activo (las Acciones Clase A de la Compañía y las Acciones Clase B de la Compañía en poder de Gas Argentino) de forma tal que las Acciones de Clase de la Compañía sean 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. Para mayor información véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas - Principales Accionistas”.

Factores de riesgo relacionados con la Subsidiaria de la Compañía

MetroEnergía fue constituida dentro del marco del Decreto 180/04 emitido por el Poder Ejecutivo que autoriza a las distribuidoras de gas natural a tener una participación controlante en las comercializadoras de gas natural. Los cambios en la legislación aplicable a la Compañía podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero de la Compañía

En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 180/04 que autoriza a las distribuidoras de gas natural a tener una participación controlante en las comercializadoras de gas natural. Por el Decreto N° 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de limitar geográficamente la participación de las distribuidoras de gas creadas por el Artículo 28 del mismo decreto. Estas distribuidoras no han estado sujetas aún a regulación pero no puede garantizarse que esta situación continuará en el futuro.

En línea con los cambios regulatorios que fueron realizados en el sector de gas a partir de la emisión de los Decretos Ejecutivos Nº 180 y Nº 181 de 2004 de fecha 23 de mayo de 2005 y 22 de mayo de 2005, la Secretaría de Energía dictó las Resoluciones Nº 752/05 y 2.020/05, respectivamente. Tales resoluciones establecieron un esquema para iniciar la compra de gas natural en forma directa para los clientes del Servicios General “P” y las estaciones de GNC. Este proceso se denominó “unbundling”, o subdivisión del servicio de gas.

En consecuencia, y con el objetivo de atender indirectamente a grandes usuarios de gas y transportadoras de gas que no podían por ley ser atendidas directamente, la Compañía constituyó MetroENERGÍA S.A. En julio de 2005, el ENARGAS autorizó a la Compañía a operar MetroENERGÍA como una comercializadora de gas natural y empresa de transporte de gas natural. Actualmente, la Compañía posee el 95% del capital en MetroENERGÍA, y BG Argentina .SA. (“BG Argentina”), junto con YPF Inversora Energética S.A. (“YPF Inversora”), son los tenedores del restante 2,73% y 2,27%, respectivamente.

Uno de los principales objetivos de MetroENERGÍA fue atraer a los usuarios industriales y comerciales que, hasta el 1º de septiembre de 2005, 1º de enero de 2006 y 1º de marzo de 2006, compraban gas natural junto con el transporte y distribución a la Compañía y quienes, como resultado de la Resolución N° 752/05 y N° 2.020/05, deben hacerlo de un proveedor diferente.

La Compañía no puede asegurar que cambios en las regulaciones mencionadas, o futuros cambios del marco regulatorio no afectarían en forma sustancial y adversa a la Compañía.

MetroENERGÍA opera en un mercado altamente competitivo

Uno de los principales objetivos de MetroENERGÍA fue atraer a los clientes industriales y comerciales que, hasta el 1º de septiembre de 2005, 1º de enero de 2006 y 1º de marzo de 2006, compraban gas natural junto con el transporte y distribución a la Compañía y quienes, como resultado de las Resoluciones Nº 752/05 y Nº 2.020/05, deben hacerlo de un proveedor diferente.

Durante 2007, MetroENERGÍA celebró contratos para el suministro de gas natural con diferentes productores a fin de abastecer a los clientes que compraban gas a terceros proveedores. Estos contratos, que originalmente vencieron entre el 31 de diciembre de 2006 y el 30 de septiembre de 2007, fueron renovados hasta el 31 de diciembre de 2009 considerando los volúmenes establecidos en el Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011 de la Secretaría de Energía.

Estos acuerdos de suministro de gas están destinados a los grandes usuarios, centrales eléctricas y clientes del Servicio General “G” y el Servicio General “P”, con consumo no sólo en el área de distribución de la Compañía sino también en el resto del país.

Adicionalmente, MetroENERGÍA había firmado convenios de facturación y recaudación, que originalmente tenían vigencia hasta mayo de 2008 y han sido renovados hasta mayo de 2009, con algunos productores de gas para la venta de gas natural a estaciones de GNC en el marco del Mecanismo de Asignación de Gas Natural según las Resoluciones Nº 752/05, Nº 2020/05, 1.070/08 y Nº 275/06. Estos convenios pueden ser renovados anualmente. La Compañía no puede garantizar que tales contratos serán renovados en iguales condiciones o que cambios de las condiciones contractuales no afectarían en forma sustancial y adversa a la Compañía.

Los movimientos realizados a través de MetroENERGÍA permitieron a la Compañía retener a la mayoría de los clientes industriales y comerciales, pudiendo así mantener la participación de esta categoría de clientes dentro de la cartera de ventas de la Compañía y ganar nuevos clientes fuera de su área de distribución. No puede garantizarse si MetroENERGÍA podrá continuar conservando estos clientes.

Factores de riesgo relacionados con las Obligaciones Negociables

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 considerada 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.

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 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; y cuyo contrato social tiene fecha de vencimiento el día 1 de diciembre de 2091. 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"), Pérez 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 Pérez 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, Pérez 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 Gas del Estado, la industria gasífera argentina era controlada efectivamente por el Gobierno Nacional. A partir de enero de 1944 y hasta diciembre de 1992, el sistema integrado de transporte y distribución de gas natural se encontraba bajo el exclusivo control de Gas del Estado y sus predecesores. Además, hasta 1990, YPF (anteriormente la compañía estatal de petróleo de Argentina) directamente, o a través de sus contratistas, era el único productor de gas natural en el país.

Los activos del servicio de distribución de Gas del Estado fueron divididos en nueve sistemas sobre una base geográfica según lo especificado en la licencia de cada una de las nueve empresas distribuidoras. El área metropolitana de Buenos Aires, el principal mercado de gas en 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 22,1% del total de las entregas efectuadas por las distribuidoras durante el año 2009, opera dentro del área que cubre la parte sur y este del gran Buenos Aires, incluyendo la Ciudad de Buenos Aires. Camuzzi Gas Pampeana S.A. ocupa el segundo lugar entre las empresas distribuidoras más importantes en Argentina en términos de volumen de distribución de gas con aproximadamente el 18,0% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2009, opera en la zona que abarca la Provincia de Buenos Aires (sin incluir el Gran Buenos Aires). Camuzzi Gas del Sur S.A., la tercera distribuidora más importante en términos de entregas de gas, con aproximadamente el 14,7% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2009, opera en el área de mercado que cubre el sur de Argentina. Gasnor S.A., que opera una zona que abarca la parte norte y oeste del Gran Buenos Aires, es la cuarta distribuidora en términos de entregas de gas, con aproximadamente el 11,8% del total de entregas en el año 2009. Las restantes distribuidoras de gas del país son, Gas BAN, Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (cuyas respectivas areas de servicio se encuentran en el centro-oeste de y el noroeste de la Argentina), Litoral Gas S.A. (que cubre el noroeste de la Provincia de Buenos Aires) y Gasnea S.A. que opera en el noreste del país.

Los activos del servicio de transporte se dividieron sobre una base geográfica extensa en dos sistemas, un sistema troncal de gasoductos norte y otro sur, diseñados para dar a ambos sistemas acceso a las fuentes de gas y abastecer los principales centros de demanda, incluyendo el área del Gran Buenos Aires. Como resultado de la división, el sistema de distribución de la Compañía está conectado directamente al sistema del gasoducto troncal sur operado por TGS, la principal proveedora del servicio de transporte de gas de la Compañía. Además, la Compañía 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, estableciendo además un marco regulatorio para la industria privatizada el cual se basa en el acceso abierto y no discriminatorio. Se constituyó una entidad regulatoria, el ENARGAS para regular el transporte, distribución, comercialización y almacenamiento del gas natural en el país. 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 y desde esa fecha hasta el año 2002, el precio promedio del gas que pagaba la Compañía ha aumentado. No obstante, la promulgación de la Ley de Emergencia Pública impactó en forma negativa los precios del gas en boca de pozo. Desde mediados de 2004, los precios del gas en boca de pozo para consumo industrial, generadoras de energía térmica y estaciones de GNC han sido ajustados gradualmente. Por otra parte, recién a mediados de 2008 aumentaron los precios del gas natural en boca de pozo para consumo residencial y comerciantes minoristas (lo que marcó el primer aumento desde 2002 para estos consumidores). Actualmente, los precios del gas natural en boca de pozo continúan regulados en la mayoría de los casos.

Oferta y Demanda de Gas Natural

Consumo y Demanda de Gas Natural

La demanda de gas natural ha aumentado en todo el mundo, en forma considerable en los últimos años. El gas natural se distribuye internacionalmente 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, proporciona ventajas sustanciales con respecto al medio ambiente comparado con otras fuentes de energía debido a su baja liberación de subproductos. En 2009 un estudio sobre energía internacional preparado por la Secretaría de Energía de los Estados Unidos de América pronosticó un aumento del 44% en los requerimientos de energía en todo el mundo para el período comprendido entre 2006 a 2030 y un aumento del 47% en el consumo mundial de gas natural durante el mismo período.

Argentina cuenta con un mercado de gas natural altamente desarrollado dentro del cual el gas constituye aproximadamente el 52% del consumo total de energía primaria. El consumo de gas natural en Argentina se ha más que triplicado desde 1980, de aproximadamente 9,3 mil millones de m3 en 1980 a aproximadamente a 30,3 mil millones de m3 en 2009. Estos aumentos reflejan 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, en años recientes, el gas natural ha experimentado un importante aumento en su participación del mercado dentro de la balanza energética. La demanda de gas en 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 Argentina, en relación con otros países, la Compañía cree que existen oportunidades de mercados adicionales en el país y que la demanda del producto aumentará con el crecimiento de la economía argentina.

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

Consumo de Gas Natural


	1990	2000	2005	2006	2007	2008	2009
Residencial
MMMC	4.346	6.967	7.432	7.398	9.000	8.521	8.480
BPC	153	246	262	261	318	301	299
Comercial
MMMC	521	1.053	1.109	1.102	1.241	1.207	1.280
BPC	18	37	39	39	44	43	45
Industrial
MMMC	6.114	8.055	9.169	9.741	9.843	10.028	9.317
BPC	216	284	324	344	347	354	329
Centrales Eléctricas
MMMC	5.319	7.141	7.213	7.779	7.856	7.789	7.578
BPC	188	252	255	2765	277	275	268
Entidades Públicas
MMMC	1.054	340	403	370	422	402	407
BPC	37	12	14	13	15	14	14
GNC(a)
MMMC	218	1.677	3.167	3.043	2.858	2.728	2.604
BPC	8	59	112	107	101	96	92
Otros
MMMC	207	293	454	482	583	588	593
BPC	7	10	16	17	20	21	21
Total
MMMC	17.779	25.526	28.947	29.915	31.803	31.263	30.258
BPC	627	901	1.022	1.056	1.122	1.104	1.069

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Notas:

Principalmente utilizado para automóviles.

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 2000, 2005, 2006 2007, 2008 y 2009 fueron obtenidas de información proporcionada por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y el ENARGAS.

Oferta

En 2008, la Argentina contaba con reservas de gas natural comprobadas por aproximadamente 398.529 MMMC, con una vida útil estimada de 9 años. En 2007, dichas reservas estaban calculadas en 441.974 MMMC, con una vida útil estimada de 8 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 48.418 MMMC en 2009, 50.309 MMMC en 2008 y 50.994 MMMC en 2007. 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 89,1% de las reservas de gas natural comprobadas del país, representando un total de aproximadamente el 89,2% de la producción nacional de gas natural de 2009. 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 2009, aproximadamente el 68,4% se originó en la cuenca Neuquén y el 31,6% 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)	176.888	6.247	26.970	952	7
Noroeste	Salta. Jujuy. Formosa (noroeste)	61.983	2.186	6.280	222	10
Austral	Tierra del Fuego. Santa Cruz (sur)	116.219	4.104	9.918	350	12
Golfo San Jorge	Chubut. Santa Cruz (sur)	42.963	1.517	5.190	183	8
Otras Areas		566	20	60	2	10
Total		398.529	14.074	48.418	1.710	8

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Notas:

(a) 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.

(b) 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 2009 fue de aproximadamente 48.418 MMMC. Al 31 de diciembre de 2008, el total de reservas comprobadas de gas natural de Argentina era de 398.529 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 2008, la cuenca Neuquén representaba aproximadamente el 44,4% de las 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 2009, la Cuenca Neuquén produjo un promedio total de 73,9 MMMC de gas natural por día, o sea el 55,7% de la producción nacional total.

Cuenca Noroeste. En 2009, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 17,2 MMMC de gas natural por día, o el 13,0% de la producción nacional total de gas natural, y al 31 de diciembre de 2008, representaba aproximadamente el 15,5% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina.

Cuencas Austral y Golfo San Jorge. En 2009, las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina, produjeron un promedio de 41,4 MMMC de gas natural por día, el 31,2% de la producción de gas natural total del país. En la cuenca Austral, que al 31 de diciembre de 2008 representaba aproximadamente el 29,2% 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

La Compañía es la empresa de distribución de gas natural más grande de Argentina en términos de cantidad de clientes y volumen de provisión de gas, de acuerdo con el anuario del ENARGAS correspondiente a 2009. MetroGAS cuenta con aproximadamente más de 2,2 millones de clientes dentro de su área de servicio que comprende la Ciudad de Buenos Aires y el área metropolitana sur y este del gran Buenos Aires, una zona densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustible alternativo, y clientes industriales y comerciales de gas natural. La Compañía es una de las nueve principales empresas distribuidoras de gas constituidas luego de la privatización de Gas del Estado. Es una de las mayores empresas distribuidoras de gas natural en términos de cobertura de clientes, tanto en América del Sur como en América del Norte.

Los resultados de las operaciones varían de manera significativa estacionalmente, siendo las ventas e ingreso operativo de la Compañía considerablemente más altos durante los meses de invierno (marzo a septiembre). Durante 2009, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 48,6% de las ventas netas de MetroGAS. El resto de las ventas de gas natural y de los servicios de transporte y distribución se realizaron a clientes industriales, comerciales y entidades gubernamentales, centrales eléctricas, proveedores y estaciones de carga de gas natural comprimido (“GNC”) utilizado como combustible de vehículos. Para una descripción más amplia de los mercados principales en los que compite la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Antecedentes y evolución - La Industria del Gas Natural en Argentina”.

El sistema de distribución de la Compañía está conformado por aproximadamente 16.264 km. de cañerías. 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 períodos adicionales de diez años en la medida que se cumplan ciertos requisitos, que le otorga el derecho exclusivo a distribuir gas natural dentro del área de servicio asignada. La Compañía se encuentra regulada por el ENARGAS, un organismo dependiente del Gobierno Nacional que 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 tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia establece un ajuste semestral de las tarifas como consecuencia de las variaciones del IPP y, en otras circunstancias determinadas. La Ley del Gas y la Licencia disponen que las 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 que convirtió a pesos las tarifas de la Compañía en dólares, a un tipo de cambio de Ps. 1 por U$S 1, ha reemplazado y suspendido una cantidad importante de estas disposiciones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio”.

Estrategia de Negocios

En respuesta a la crisis económica, a principios de 2002, la Compañía readaptó su estrategia a los riesgos de corto plazo y para enfrentar los desafíos que se presentan. Desde entonces, esta estrategia de corto plazo ha apuntado a trabajar con el Gobierno Nacional para acelerar las decisiones y obtener aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones, el mantenimiento de los parámetros de seguridad y calidad y la cobertura de la amortización de su deuda. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - ENARGAS - Tarifas”.

La dirección de la Compañía también ha tomado y continúa tomando una serie de medidas para mitigar el impacto de la actual crisis económica, entre otros:

(i) estricto manejo del flujo de fondos para adaptar las inversiones financieras a sus fondos disponibles;

(ii) reducción de inversiones en bienes de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar con ello la posibilidad en el corto plazo de la Compañía de atender a sus clientes en forma segura u operar su red de acuerdo con parámetros de calidad y medio ambiente;

(iii) control estricto de todos los pedidos de ajuste de tarifas por parte de proveedores y las prórrogas requeridas de plazos de pago por parte de esos proveedores;

(iv) renegociación de contratos comerciales y operativos; y

(v) obtención del asesoramiento impositivo necesario para hacer el mejor uso posible de quebrantos impositivos anteriores y futuros.

Con anterioridad a la crisis, la Compañía había implementado una estrategia que incluía inversiones en bienes de capital y otras medidas diseñadas para: (a) continuar brindando servicio de alta calidad a sus clientes; (b) asegurar un crecimiento sostenido en los dividendos; (c) lograr una reducción significativa en los gastos operativos; (d) implementar una estrategia de mercado basada más estrictamente en la investigación de mercado; (e) mejorar el uso de su capacidad de transporte actual convirtiéndose en un participante clave en el mercado del transporte de gas natural; (f) desarrollar aún más el mercado de GNC; (g) continuar preservando el medio ambiente; (h) desarrollar sus recursos humanos; y (i) generar una cultura organizacional basada en la excelencia.

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

Desde que la Compañía comenzó sus operaciones, la administración se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorando la eficiencia operativa y mejorando el sistema de recaudación. Entre el 31 de diciembre de 1992 y el 30 de septiembre de 2009, la compañía redujo su plantel de 2.021 a 1.052 empleados. Asimismo, renegoció contratos de servicio con proveedores independientes tercerizando varios servicios.

MetroENERGÍA S.A.

En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo promulgó el Decreto Nº 180/04 autorizando a las distribuidoras de gas a tener una participación controlante en ese sector de la industria. Véase: “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con la Compañía”. La Compañía opera en una industria altamente regulada. Cambios en el marco regulatorio podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Consecuentemente, dentro del marco del Artículo 28 de Decreto Nº 180/04 y en respuesta a las Resoluciones Nº 725/05 y Nº 2.020/05, y las siguientes resoluciones modificatorias, la Compañía constituyó MetroENERGÍA S.A. con el objetivo de, indirectamente, prestar servicios a grandes usuarios y compañías transportadoras de gas a partir de la prohibición del servicio directo a ellos. En julio de 2005, el ENARGAS otorgó la aprobación para operar MetroENERGÍA como empresa comercializadora del servicio de transporte de gas natural. Actualmente la Compañía posee el 95% del capital de MetroENERGÍA siendo BG Argentina S.A., e YPF Inversora tenedores del 2,73% y 2,27% restante, respectivamente.

El objetivo de MetroENERGÍA es comprar y/o vender gas natural y/o su transporte por cuenta propia, en nombre de terceros o asociada a terceros.

Uno de los principales objetivos de MetroENERGÍA fue proveer a clientes industriales y comerciales quienes hasta el 1º de septiembre de 2005, 1º de enero de 2006 y 1º de marzo de 2006 adquirían a la Compañía gas natural junto con los servicios de transporte y distribución y como consecuencia de la Resolución Nº 752/05 debieron adquirirlos de un proveedor diferente.

MetroENERGÍA firmó contratos de suministro de gas natural con distintos productores para proveer a usuarios que deben comprar gas a terceros proveedores. Los contratos de compra de gas de la Compañía habían sido reducidos conforme a la Resolución Nº 725/05 que otorgó a sus 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. Asimismo, MetroENERGÍA firmó contratos de suministro de gas natural con centrales eléctricas, grandes clientes, usuarios del Servicio General “G” y usuarios del Servicio General “P” con consumo dentro del área de distribución de la Compañía después de las distintas fechas en que dichos clientes comprarían el gas natural a proveedores que no sean las licenciatarias del servicio de distribución.

MetroENERGÍA además había renovado contratos de facturación y cobranza, vigentes hasta el 30 de abril de 2009 con algunos productores de gas por la venta del producto a estaciones de GNC dentro del alcance del Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC conforme a las Resoluciones Nº 725/05, Nº 2.020/05 y Nº 275/06.

A través de la Resolución Nº 599/07 publicada en el Boletín Oficial el 14 de junio de 2007, la Secretaría de Energía propuso un acuerdo, a ser suscripto por los productores de gas natural antes del 22 de junio de 2007 que abarcaría el provisión de gas natural para el mercado interno hasta el 31 de diciembre de 2011 (el “Acuerdo 2007-2011”).

En los términos del Acuerdo 2007-2011, antes del 19 de junio de 2007 o cualquier otra fecha definida por la Secretaría de Energía, los productores de gas natural deberían ofrecer a las distribuidoras los contratos de compra de gas natural reflejando el plazo, volumen y precios establecidos conforme al Acuerdo 2007-2011. Conforme a este contrato los productores quedan obligados a suministrar gas a las estaciones de GNC, industrias y centrales eléctricas. No obstante, los productores tienen la libertad de decidir si canalizan estas entregas a través de comercializadoras o lo hacen directamente.

Desde que MetroENERGÍA firmó contratos de compra con productores de gas natural, la Compañía pudo firmar Contratos de Suministro de Gas con clientes industriales y comerciales dentro y fuera de su área de distribución a precios y volúmenes renovados.

Ingresos

Clientes residenciales

La Compañía suministra el servicio a más de 2,1 millones de clientes residenciales dentro de su área de servicio, de los cuales aproximadamente el 63% se encuentra en la Ciudad de Buenos Aires. Al 31 de diciembre de 2008, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 22,5% del volumen de gas natural entregado por la Compañía y el 46,1% aproximadamente de sus ventas. Durante el año 2009, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 23,3% y 48,6% del volumen de gas natural entregado y de las ventas, respectivamente. El volumen de ventas a clientes residenciales aumentó sólo 2,2% en el año 2009. La Compañía sumó aproximadamente 41.988 y 28.619 (neto) clientes residenciales nuevos en los años 2008 y 2009, respectivamente. Los clientes residenciales reciben servicio residencial y pagan la tarifa para esa clase de servicio. El cuadro tarifario está estructurado de tal modo que los clientes residenciales pagan una tarifa superior por unidad de consumo, respecto de los demás grupos, debido al factor de carga más bajo y a los costos operativos más altos relacionados con estos usuarios. De acuerdo con la Licencia, se requiere que la Compañía suministre servicio continuo ininterrumpido a los clientes residenciales. No se requieren contratos para la obtención del servicio residencial. La tarifa para los clientes residenciales consiste en un cargo fijo por factura y un cargo por unidad de consumo.

De acuerdo con el Decreto Nº 181/04 se dividieron las tarifas del servicio residencial en tres categorías (R1, R2 y R3) de acuerdo con el nivel de consumo de gas. Las mismas tarifas se aplicarían a los servicios de transporte y distribución consumidos por las tres categorías de clientes residenciales hasta que termine el proceso de renegociación de las tarifas de servicios públicos. Luego de la finalización de dicha renegociación, se establecieron distintas tarifas para cada categoría de cliente residenciales de acuerdo con su respectivo nivel de consumo de gas natural.

El 1º de septiembre de 2008, las tarifas del servicio residencial se segmentaron en 8 nuevas subcategorías (R1, R2-1º, R2-2º, R2-3º, R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º) de acuerdo con el consumo de gas natural anual de cada subcategoría.

El 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución Nº 415/04 conforme a la cual los usuarios residenciales, comerciales y pequeñas industrias reciben ciertos descuentos o se les cobra un recargo por el consumo de gas natural. En ese año, los usuarios que consumieron menos del 90% de la cantidad de gas que utilizaron durante el mismo período facturado en 2003 recibieron un descuento del 10 al 12% sobre el costo de su consumo de gas anual; los usuarios que consumieron por encima del 95% del gas que habían consumido durante el mismo período facturado en 2003 pagaron un recargo sobre el gas que consumieron por encima del nivel del 95%. El 11 de abril de 2005, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución Nº 624/05 que amplió la Resolución Nº 415/04. Conforme a la Resolución Nº 624/05 los usuarios residenciales, pequeños comercios e industrias recibieron ciertos descuentos o recargos de acuerdo con sus respectivos consumos. En 2006, los usuarios que consumieron menos del 90 al 95% de la cantidad consumida durante un período equivalente en 2003, dependiendo del tipo de usuario, y ajustado por la temperatura promedio durante cada período, recibieron un descuento equivalente a un metro cúbico por cada metro cúbico ahorrado por debajo de esos niveles. Los usuarios cuyo consumo está por encima del 90 o 105%, dependiendo de la categoría de usuario, pagaron un recargo sobre el gas que consumieron por encima de esos niveles. El Programa de Uso Racional de la Energía está vigente desde el 15 de abril hasta el 30 de septiembre de cada año. No obstante, este período podría ser modificado por la Secretaría de Energía según su evolución. Estas resoluciones se aplicaron de manera similar en 2006 y 2007.

En 2008, el ENARGAS impartió instrucciones a la Compañía, a través de las Notas Nº 9.200/08, Nº 9.314/08 y Nº 9.921/08 para que no aplique el programa descripto anteriormente entre abril y septiembre de 2008 bajo las condiciones determinadas para 2008. En cambio se ordenó a la Compañía aplicar el Programa conforme a los términos y condiciones vigentes en 2007, como consecuencia de una gran cantidad de reclamos efectuados por consumidores afectados. Según lo explicado por el ENARGAS, el aumento en la cantidad de demandas lo llevó a realizar un análisis exhaustivo del Programa. Como consecuencia de dicha instrucción de parte del ENARGAS, la Compañía se vio obligada a facturar nuevamente aplicando el Programa y/o devolver diferencias en créditos en ciertos casos.

El 8 de junio de 2005, el ENARGAS aprobó provisoriamente, a través de la Resolución Nº 3.208, el cuadro tarifario (expresado en pesos) aplicable desde el 1º de mayo al 30 de junio de 2005. El 12 de julio de 2005, el ENARGAS aprobó provisoriamente, a través de la Resolución Nº 3.227, un nuevo cuadro tarifario que reemplazó el aprobado por Resolución Nº 3.208 aplicable desde el 1º de mayo al 30 de junio de 2005.

El 21 de marzo de 2006, el ENARGAS, mediante Resolución Nº 3.462 aprobó provisoriamente el cuadro tarifario aplicable en forma retroactiva desde el 1º de julio de 2005 que incorporó los valores del precio del gas en boca de pozo, como consecuencia del acuerdo firmado 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.

Conforme a la Resolución N° I/446 promulgada el 10 de octubre de 2008, se establecieron nuevas tarifas para los clientes aplicables desde el 1º de septiembre de 2008 con la excepción de GNC para el cual las nuevas tarifas se aplicarían desde el 1º de octubre de 2008. El 23 de diciembre de 2008 se notificó, a través de la Resolución N° I/556 los nuevos cuadros tarifarios a ser aplicados desde el 1º de noviembre de 2008. Sin embargo, los nuevos cuadros tarifarios no disponen la actualización de las tarifas del servicio de distribución.

Centrales Eléctricas

Las ventas de los servicios de transporte y distribución a centrales eléctricas aumentaron un 1,9% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 comparado con el ejercicio anterior, con un incremento del 0,8% en los volúmenes entregados.

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

Cabe destacar que si bien las principales empresas de generación, clientes de la Compañía, han instalado tecnología de ciclo combinado que requiere una menor cantidad de gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto para producir la misma cantidad de electricidad, la Compañía estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas de ciclo combinado incrementará su posibilidad de despacho de acuerdo con las reglas de CAMMESA. La tecnología de ciclo combinado tiene como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo, y como consecuencia del menor costo del gas natural respecto del gas-oil, la Compañía considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha mantenido un promedio constante. Se detallan a continuación las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS y las fechas desde las cuales son clientes de la Compañía: Central Térmica Buenos Aires (“CTBA”), desde 1995; Central Costanera, desde 1998; Central Puerto desde 1999 y Central Dock Sud desde 2001. Desde 2001, la Compañía también ha prestado servicios de transporte al comercializador que provee gas natural a A.E.S. Paraná, una usina de ciclo combinado ubicada fuera del área de servicio de la Compañía. En el transcurso de 2008, la Compañía firmó un contrato con GENELBA para brindarle los servicios de transporte desde el 1º de junio de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2019.

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

Las disposiciones sobre márgenes inferiores del servicio de transporte y distribución de la Compañía a las centrales eléctricas durante la primavera y el verano, cuando desciende la demanda de servicio residencial, compensa una parte de los costos de transporte firme anuales de la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Contratos comerciales - Contratos de transporte de gas”.

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

Con motivo del nuevo sistema regulatorio aprobado por el gobierno, desde el mes de septiembre de 2005, la Compañía no tiene permitido realizar ventas de gas a centrales eléctricas, en su lugar el gas es provisto por MetroENERGÍA S.A. parcialmente (Central Costanera y CTBA).

De conformidad con el marco regulatorio que rige la industria de la electricidad en Argentina, la energía eléctrica se despacha en orden ascendente al costo marginal, para posibilitar que el sistema eléctrico nacional opere al menor costo posible. La energía hidroeléctrica tiene el costo marginal de generación más bajo del sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, las centrales eléctricas con costos marginales superiores, tales como las centrales termoeléctricas (incluyendo las centrales eléctricas clientes de la Compañía), no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, las precipitaciones y nevadas por encima del promedio que permiten un despacho relativamente superior a las centrales hidroeléctricas, tenderán a disminuir el despacho de las centrales eléctricas clientes de la Compañía y su consumo de gas, dando como resultado menores entregas de gas para 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, lo cual beneficiará a MetroGAS. El consumo de electricidad en Argentina aumentó el 4,0% entre 2006 y 2007, disminuyó el 24,0% entre el 2007 y 2008 y aumentó un 35,0% entre el 2008 y 2009. La reducción de la actividad económica en Argentina entre 2007 y 2008 condujo a la disminución del 24% en el consumo de electricidad del 2008 comparado con 2007.

De acuerdo a lo informado por CAMMESA, del total de electricidad consumida en Argentina durante 2009, el 55,2% aproximadamente correspondió a la generación de las centrales térmicas, el 36,2% aproximadamente a centrales hidroeléctricas, el 6,8% aproximadamente fue generado por las centrales nucleares y se importó casi un 1,8%.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Las ventas de la Compañía a clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyó el 11,4% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 comparado con el ejercicio anterior debido principalmente a una disminución del 16,0% en los volúmenes de gas entregados a esta categoría de clientes. Entre los clientes de la Compañía se encuentran importantes industrias, fundamentalmente en los segmentos de productores de vidrio, alimentos, químicos y papel. Algunas de estos clientes emplean gas natural como materia prima o tienen procesos especializados continuos que dependen de un suministro constante de gas natural para llevarlos a cabo.

Los clientes industriales que consumen por lo menos 10,0 Mm3 por día pueden, sujetos a disponibilidad de capacidad firme, contratar un mayor volumen de servicio firme. La tarifa de dicho servicio consta de un cargo fijo por unidad de consumo, un cargo fijo por factura y un cargo por la demanda. Los cargos por demanda permiten a la Compañía recuperar los cargos de demanda cobrados por las prestatarias del servicio transporte por montos específicos de capacidad de transporte firme reservada por la Compañía. El servicio a clientes industriales se factura por bimestre.

Los clientes industriales más pequeños que consumen un mínimo de 1,0 Mm3 por día pueden contratar la categoría de servicio general grandes volúmenes (SGG). La tarifa de dicho servicio consta de un cargo de demanda, un cargo de distribución, cargo por transporte y un cargo por unidad de consumo con dos escalas tarifarias así como también un cargo fijo por factura.

Los clientes industriales, con un consumo mínimo de 3 MMm3/año, y cuyos procesos operativos pueden ser discontinuados o están en condiciones de reemplazar el gas natural por otra fuente energética, tienen el derecho de optar por el Servicio Grandes Clientes Interrumpible. La Compañía, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el suministro bajo estos contratos. Actualmente se encuentra en operaciones un programa a través del cual la Compañía combina servicio firme e interrumpible para ciertos grandes clientes industriales que incluye acuerdos permitiendo a la Compañía solicitar interrupciones del servicio firme durante 30 días en el período invernal. Tales interrupciones generalmente están asociadas a insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas en períodos de demanda pico y se imponen a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles tales como los clientes residenciales. Véase “Infamación sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.

Teniendo en cuenta la Resolución Nº 752/05, modificada por las Resoluciones N° 2.020/05 y N° 275/06 promulgada para regular el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181 que prohíbe a la Compañía vender gas natural a clientes industriales, comerciales y grandes usuarios especificados, MetroENERGÍA pudo recapturar la centrales eléctricas, grandes clientes y usuarios del servicio general “G” y del servicio general “P” a los fines de mantener una participación de mercado en las ventas (incluido el consumo dentro de su área de distribución) entre estas categorías de clientes. Se mantuvieron varias reuniones y encuentros con clientes en los últimos meses de 2009 extendiendo las ventas de la Compañía al 31 de diciembre de 2010.

La Compañía también abastece de gas a clientes comerciales e industriales (como restaurantes, hoteles y pequeñas industrias) que consumen menos de 0,18 MMm3/año. Ellos reciben el Servicio General “P” que está disponible para todo cliente no residencial. La tarifa de este servicio de transporte y distribución consta de un cargo fijo por unidad de consumo con tres escalas tarifarias basadas en el uso del cliente, así como un cargo fijo por factura.

Como en el caso de clientes residenciales, el Decreto Nº 181/04 estableció la división de comerciantes minoristas y consumidores industriales en tres categorías (SGP 1, SGP 2 y SGP 3) de acuerdo con sus niveles de consumo. Las mismas tarifas se aplicarán a los servicios de transporte y distribución para las tres categorías hasta la finalización del proceso de renegociación de las tarifas de servicios públicos, en cuyo momento se establecerán distintas tarifas sobre la base del consumo de estos usuarios. La Compañía no suministra el servicio de gas natural a los clientes SGP 3 con consumo anual superior a 0,18 MMm3/año (6 MMPC) ya que éstos compran directamente a terceros.

El 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución Nº 415/04 conforme a la cual los usuarios residenciales, comerciales y pequeñas industrias reciben ciertos descuentos o se les cobra un recargo de acuerdo con su consumo de gas natural. El 11 de abril de 2005, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución Nº 624/05 que amplió la Resolución Nº 415/04.

Servicio de Gas Natural Comprimido

A partir de abril de 2006 y como consecuencia de la separación de servicios anteriormente provistos de forma conjunta, la Compañía comenzó a prestar únicamente servicios de transporte y distribución (servicios de “comercialización”) a estaciones de GNC.

Desde 1994, se ha exigido que los clientes de GNC contraten capacidad firme o interrumpible de acuerdo con las categorías de servicio creadas por Decreto Nº 180/04. La tarifa para usuarios de GNC está integrada por un cargo fijo por factura, un cargo por unidad de consumo y un cargo por demanda. El volumen de capacidad de transporte firme del segmento disminuyó un 3,5% respecto de los volúmenes contratados en diciembre de 2008 (de 2,59 MMm3 a 2,50 MMm3 por día).

Las ventas de la Compañía de los servicios de transporte y distribución a estaciones de GNC disminuyeron un 5,9% durante el ejercicio que finaliza el 31 de diciembre de 2009 comparado con el período anterior, principalmente debido a la disminución del 4,2% en los volúmenes entregados a esta categoría de clientes.

Durante 2009 se realizó el proceso de la subasta de GNC por el cual Mercado Electrónico de Gas S. A. (“MEGSA”) realiza la asignación de gas natural a las estaciones de expendio de GNC. El volumen total de gas natural asignado por este mecanismo a las estaciones de GNC ubicadas en el área de MetroGAS fue de 2,42 MMm3 por día, un aumento del 9,5% de los volúmenes asignados en la última subasta de 2008 (2,21 MMm3 por día). Por el mecanismo impuesto por MEGSA para llevar adelante la subasta, las empresas distribuidoras son las encargadas de representar a las estaciones expendedoras de GNC en sus solicitudes de gas natural ante MEGSA. La subasta se realizó en mayo de 2009 y las asignaciones realizadas tienen aplicación a partir del mes de mayo de 2009 y están vigentes a abril de 2010.

Servicio de procesamiento de gas natural

Desde 1996 y hasta 2000, la Compañía tuvo vigente un contrato con TGS bajo cuyos términos TGS producía y vendía, por cuenta de la Compañía, líquidos extraídos del gas que ésta le entregaba a la planta procesadora de TGS ubicada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Durante 2001, algunos productores comenzaron a operar una nueva planta procesadora en el sur de Argentina. Como consecuencia de la extracción realizada por la nueva planta de líquidos del gas natural que posteriormente se entregaba a la Compañía, a partir de 2001, la Compañía comenzó a entregar gas a la planta procesadora de TGS con volúmenes inferiores de líquidos asociados en comparación con lo que contenía el gas que se entregaba en años anteriores; como consecuencia TGS extrae volúmenes inferiores de líquidos en comparación con lo que extraía anteriormente. Se ha negociado con TGS una reducción en su comisión para procesar el gas que la Compañía le entrega en su planta procesadora. Las ventas de subproductos, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 aumentaron un 32,2% comparado con el ejercicio anterior, principalmente con motivo del aumento del precio promedio.

Ventas de MetroENERGÍA

Las ventas de gas y transporte por cuenta propia de MetroENERGÍA aumentaron de Ps. 115,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 184,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, principalmente como resultado del incremento en los precios promedio y de un incremento del 27,1% en los volúmenes entregados. Los volúmenes de gas entregados por cuenta propia de MetroENERGÍA auemntaron a 600,1 MMm3 durante el año 2009, comparados con 472,2 MMCM durante el año 2008.

Las comisiones por operaciones por cuenta y orden de terceros realizados por MetroENERGÍA aumentaron de Ps. 7,7 millones durante el ejrecicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 15,9 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.

MetroENERGÍA ha renovado y aumentado los acuerdos de facturación y cobranzas con los principales productores de gas natural para comercializar gas natural por cuenta y orden de ellos y de terceros a ser entregado a las estaciones expendedoras de GNC asignados como resultado de dicha licitación. El volumen destinado a través de MetroENERGÍA en el año 2009 a GNC fue de aproximadamente 67,3 MMm3 por cuenta propia y 517,4 MMm3 en nombre de terceros.

Experiencia de Despacho

En virtud de que se requiere que las empresas distribuidoras de gas paguen la totalidad de la capacidad de transporte en firme contratada independientemente de su utilización teniendo prohibido trasladar a los clientes, a través de sus tarifas, el costo de la capacidad de transporte firme no utilizada, la Compañía procura lograr el factor de carga más alto posible, o sea utilizar el mayor porcentaje posible de la capacidad de transporte firme que se ha contratado. La dirección considera que la Compañía posee actualmente una gran cantidad de clientes residenciales que constituyen la mayoría de sus ventas durante los meses pico de invierno, así como un gran número de clientes industriales y centrales eléctricas que pueden ser abastecidos en una base interrumpible durante el invierno, con aumento en las ventas en las épocas más cálidas, lo que constituye un perfil de mercado favorable. Al 31 de diciembre 2005, 2006, 2007, 2008, y 2009, el factor de carga de la Compañía fue de 95,8%, 98,7%, 100%, 96,8% y 95,8%, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía contaba con volúmenes contratados de transporte en firme dentro del anillo del área de la concesión de 23,62 MMm3 por día. 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 totalizó 0,41 MMm3 por día. Además, la Compañía cuenta con contratos de transporte en firme para Tierra del Fuego de 0,55 MMm3 por día.

Durante 2006 y 2007, la producción de gas no fue suficiente como para cumplir con la demanda local como resultado de la reducción en el suministro de gas y electricidad que ha enfrentado el país desde 2002. Con el objeto de prevenir la escasez, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones que permitieron que el gas de las distribuidoras originalmente destinado a las exportaciones y a generación eléctrica sea utilizado para sus clientes. Estos recursos fueron utilizados por todas las empresas distribuidoras (con excepción de la Compañía) lo que desencadenó el aumento en los costos de uso del gasoil y afectó las ventas de gas a Chile y Brasil. La estrategia que implementó la Compañía (de comprar gas para largo plazo, a precios spot y transporte de largo plazo) le ha permitido evitar la utilización de mecanismos de emergencia ofreciendo el servicio a sus clientes industriales sin restricciones significativas. A fines de mayo de 2007, el sistema energético argentino entró en estado de emergencia como consecuencia de las bajas temperaturas registradas en todo el país, la disminución de energía hidroeléctrica, una disponibilidad reducida de gasoil para plantas energéticas de ciclo combinado e inyección insuficiente de gas en boca de pozo. El estado de emergencia continuó durante 2008 y 2009. Como consecuencia de esta escasez, la Compañía tuvo que suspender el servicio a clientes de GNC e industriales dentro de su área de servicio por un par de días para cumplir con la demanda de sus clientes residenciales.

Desde 2006, la Compañía ha contado con una capacidad total de transporte en firme para distribución y procesamiento de líquidos de 24,6 MMm3/día. La decisión de la Compañía de garantizar sustancialmente más capacidad de transporte firme se basó en parte en su experiencia durante los meses de invierno de 1993, cuando hubo que luchar por cumplir con la demanda residencial no interrumpible; si no se cumplía con esta obligación legal en los términos de la Licencia, podía resultar en importantes sanciones, incluso, en ciertas circunstancias la revocación de la Licencia. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - La Ley del Gas y la Licencia - Sistema de sanciones y revocación de la Licencia”. Debido a que no cuenta con instalaciones de almacenamiento disponibles, la Compañía estratégicamente decidió aumentar su acceso a la capacidad de transporte firme para cumplir con el crecimiento esperado en la demanda aumentando su capacidad de transporte firme con TGS y TGN.

Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos

Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizaban Ps. 91,0 millones al 31 de diciembre de 2009, Ps. 83,8 millones al 31 de diciembre de 2008 y Ps. 61,0 millones al 31 de diciembre de 2007. Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía contaba con una previsión de Ps. 17,4 millones contra dichos montos.

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

Inversiones Obligatorias

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

Sistema de Distribución

La Compañía adquirió a Gas del Estado aproximadamente 11.182 Km. de cañerías principales de distribución y cañerías de servicio, abasteciendo a aproximadamente 2 millones de clientes dentro de su área de servicio. También adquirió gasoductos operando bajo cuatro regímenes de presión: 286 Km. de sistema de alta presión con una presión barométrica 22 veces por encima de lo normal ("Bar"), 548 Km. de 10 Bar sistema de presión intermedia, 6.101 Km. de 1,5 Bar sistema de presión media y 4.246 Km. de 0,022 Bar sistema de baja presión. Los registros y mapas del sistema de distribución transferidos por Gas del Estado en general han resultado exactos. Al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, la Compañía llevó a cabo una revisión de los activos recibidos de Gas del Estado y comenzó una revisión de las redes de distribución, según se describe más adelante. La Compañía heredó los activos y el sistema de distribución en relativo buen estado y en forma adecuada para el cumplimiento de sus funciones.

Todos los sistemas de presión alta e intermedia de la Compañía son de acero soldado, de los cuales, aproximadamente el 84% tiene menos de 50 años de antigüedad. Aproximadamente el 49% del sistema de presión media es de acero soldado y aproximadamente el 51% es de polietileno. Alrededor del 74% del sistema de presión media de acero tiene menos de 15 años de antigüedad y más del 96% del sistema íntegro de presión intermedia tiene menos de 35 años de antigüedad. Casi la totalidad del sistema de baja presión es de hierro fundido, teniendo el mismo una antiguedad promedio de aproximadamente 55 años. La política actual de la Compañía incluye el reemplazo de las cañerías de hierro fundido con sistemas de cañería de polietileno de presión media o baja dependiendo de cual de ellas sea de costo más bajo. La cañería de polietileno tiene varias ventajas operativas, siendo la más importante su característica de anticorrosivo.

Desde la Fecha de Toma de Posesión, la Compañía ha aumentado los sistemas de distribución de aproximadamente 11.182 km. a aproximadamente 16.337 km. Este aumento principalmente se debe al sistema de expansión, llevándose a cabo la mayor parte de la expansión con cañería de polietileno de presión media. Además de las cañerías principales de distribución, la red de distribución incluye 345 estaciones de reducción de presión. No existen limitaciones significativas en la capacidad del sistema de distribución, en relación con los servicios prestados a la base actual de clientes.

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

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

Sistema de Medición

El sistema de medición de la Compañía consiste en aproximadamente 2,2 millones de medidores. Se introdujeron sistemas de medición nuevos con correctores de temperatura y presión para grandes clientes a fin de permitir el control remoto y el control de la distribución, incluyendo la posibilidad de controlar la interrupción de suministro a clientes con contratos de suministro interrumpible durante los períodos de demanda pico de invierno.

Contratos Comerciales

Mantenimiento

Teniendo en cuenta la situación económica actual en Argentina, la Compañía continuará llevando a cabo las actividades de mantenimiento mínimas necesarias para asegurar un sistema de distribución de gas seguro y confiable. Debido a esta situación, han aumentado las actividades relacionadas con el mantenimiento correctivo.

MetroGAS clasifica y prioriza las pérdidas de gas denunciadas por los consumidores de acuerdo con el riesgo que implica cada pérdida. Durante 2009, se resolvieron todas las pérdidas denunciadas que habían sido clasificadas como de alta prioridad dentro de las primeras dos horas de haber sido denunciadas y se resolvió el 99% de ellas dentro de la hora de haber sido denunciadas. Se continuará llevando a cabo un intenso entrenamiento multifuncional en seguridad y operaciones con el objetivo de contar con un equipo que mejorará el servicio al cliente a un bajo costo.

Las actividades de mantenimiento preventivo procuran minimizar el riesgo de fallas en el sistema y comprenden actividades de mantenimiento programadas y no programadas en el sistema. En años recientes, la Compañía no ha podido mitigar el riesgo de la falla del sistema debido a restricciones sobre los recursos destinados a estas actividades de mantenimiento preventivo.

Para mejorar la confiabilidad de la red de distribución de gas, la Compañía emprendió diversos proyectos de vinculación de cañerías e instaló una nueva estación reguladora de presión durante 2009. Estas mejoras permitieron aumentar la capacidad de distribución a 5.000 m3/h por día.

La Compañía continúa reemplazando las cañerías de hierro fundido más antiguas principalmente. Asimismo, en 2009, se reemplazaron pequeños tramos de un gasoducto de alta presión que presentaba problemas de inseguridad y continúa controlando su programa de mantenimiento, principalmente a través de sus estaciones reguladoras de presión lo que le permite reducir su riesgo operativo aumentando al mismo tiempo la confiabilidad en la red. Se otorga prioridad de reemplazo sobre la base del nivel del riesgo asociado.

Se ha implementado la ejecución de un proyecto que consiste en la colocación de perfiladores de presión en la mayoría de los reguladores de distrito que alimentan el sistema de baja presión. Estos perfiladoras permiten mantener presiones estables en el sistema a pesar de las variaciones de demanda evitando una sobre presurización nocturna, asegurando una provisión adecuada durante los períodos de demanda pico. Se han instalado equipos de telecomando en 78 reguladores de distrito clave, lo que posibilita que la Compañía adapte la presión más rápidamente.

Durante el mes de agosto del año 2009 ocurrió otro incidente en una cañería de 24” del sistema de 22 bar. En este caso se trató de una falla en la soldadura circunferencial realizada durante el tendido de la cañería. Si bien en este momento nos encontramos definiendo un plan de evaluación y remediación del tramo, esta falla sumada a la anterior ha incrementado el riesgo de operación del sistema de 22 bar razón por la cual se ha decidido realizar una reducción de la presión de operación de dicho sistema hasta que se hallan evaluado los tramos de cañerías con mayor probabilidad de tener defectos.

Contratos de Compra de Gas Natural

Desregulación de los precios del gas

Los precios del gas natural en boca de pozo se desregularon de acuerdo con la Ley del Gas mediante Decreto del Poder Ejecutivo Nº 2731/93, a partir del 1º de enero de 1994. En consecuencia, el precio del gas, bajo los nuevos contratos de suministro de la Compañía y los contratos de suministro renegociados, aumentaron, con relación al precio regulado anterior de U$S 0,97 (Ps. 0,97) por MMBTU, a un promedio ponderado de aproximadamente U$S 0,59 (Ps. 1,83) por MMBTU a diciembre de 2005.

El costo del gas, antes y después de la desregulación, es trasladado a los clientes de la Compañía, sujeto a la aprobación del ENARGAS, el cual puede limitar dicho traslado de aumentos del precio del gas a los clientes de la Compañía si determina que el precio pagado por la Compañía excede el precio pagado por otras distribuidoras en iguales condiciones y para volúmenes equivalentes. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - Tarifas - Ajustes semestrales de tarifas contemplados por la Licencia". La Licencia establece que el ENARGAS puede determinar si el incremento del precio fue prudentemente incurrido. En agosto de 1994, el Gobierno Nacional dictó el Decreto Nº 1.411/94, que faculta al ENARGAS a limitar el traslado del aumento de los precios del gas a precios que no sean más altos que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado al mismo yacimiento en condiciones similares, en el caso que determine que los contratos en cuyos términos compró gas la Compañía no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo.

La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas sean ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo del gas comprado y de los servicios de transporte contratados. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - Tarifas - Ajustes semestrales de tarifas contemplados por la Licencia". Los ajustes de las tarifas basados en las variaciones en el precio del gas se producen en mayo y octubre. La Compañía debe remitir sus contratos de compra de gas al ENARGAS para fundamentar un pedido de ajustes de tarifas basado en cantidades estimadas a ser compradas a precios establecidos bajo cada uno de dichos contratos durante el siguiente período tarifario. En varias ocasiones la Compañía y el ENARGAS han discrepado acerca del ajuste tarifario que refleje los aumentos en el precio del gas, debido a que el ENARGAS denegó parcialmente o demoró la aplicación de los aumentos en las tarifas basados en los incrementos en el precio del gas acordados contractualmente con los proveedores. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con la Compañía”.

Contratos actuales de compra de gas

Hacia fines de 2003, la Compañía firmó acuerdos con sus proveedores de gas sobre los Contratos de Compra Revisados. Como parte de estos acuerdos, la Compañía se vio liberada de todas las obligaciones take-or-pay que podría haber tenido en los términos de los contratos vigentes en 2002 o los “Contratos Existentes”. Como consecuencia de estas negociaciones se modificaron los contratos de la Compañía con Total Austral S.A., Pan American Energy LLC, Sucursal Argentina, Wintershall S.R.L. o el “Contrato Total/Pan American Energy/Wintershall” e YPF o el “Contrato YPF”. La Ley de Emergencia Pública y el Decreto Nº 214/02 que convirtió todas las obligaciones en dólares existentes al 6 de enero de 2002 en obligaciones en pesos a un tipo de cambio de $ 1 por dólar estadounidense han afectado la totalidad de los contratos de la Compañía en dólares regidos por la ley argentina, incluso los contratos de suministro de gas que resultan esenciales para prestar el servicio de la Compañía bajo la Licencia. Sujeto a la continuidad del cumplimiento del Gobierno Nacional con las obligaciones que ha asumido, conforme a las disposiciones del Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural (el “Acuerdo 2004”) y como consecuencia de las renegociaciones de contratos con la mayor parte de los proveedores de la Compañía, los productores de gas, cuyos contratos fueron renegociados se han comprometido a suspender las acciones y procedimientos entablados contra las distribuidoras por créditos resultantes de la ley mencionada anteriormente. Al 1º de agosto de 2007, esta suspensión se considera un dispensa definitiva de acuerdo con la Resolución Nº 599/07.

El Contrato con Wintershall Energía S.A. que vence el 1º de enero de 2011 pone a disposición de la Compañía 1,20 MMm3. Los precios acordados conforme a los términos de este contrato fueron renegociados de acuerdo con los términos del Acuerdo 2004. Desde agosto de 2007, el volumen fue modificado de acuerdo con la Resolución SE N° 599/07 hasta un promedio diario de 0,32 MMm3.

Como consecuencia de la separación de los servicios anteriormente provistos en forma conjunta durante 2006, la Compañía redujo el volumen total diario de compras de gas natural en los términos de contratos a largo plazo.

El 14 de junio de 2007, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía a través de la cual se homologó el borrador propuesto del “Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011”, o el “Acuerdo 2007-2011” firmado luego por ciertos productores, originando de este modo su vigencia. El Acuerdo 2007-2011: (i) establece los volúmenes a ser inyectados en los puntos de ingreso al sistema de transporte por los productores de gas para clientes residenciales y comerciales, industrias, centrales eléctricas y estaciones expendedoras de GNC hasta el 31 de diciembre de 2011 (aunque con términos contractuales distintos dependiendo del tipo de consumidor), (ii) indica ciertos parámetros de ajustes de precios dependiendo del tipo de consumidor, y (iii) establece los mecanismos para reencausar el gas natural e inyecciones adicionales para garantizar el abastecimiento del mercado interno en caso de escasez. En virtud de dicho Acuerdo, los productores de gas natural y las distribuidoras debían celebrar contratos de compra, incluyendo los términos y condiciones del Acuerdo 2007-2011. A la fecha de emisión de los estados contables aquí incluidos, la Compañía no firmó ninguno de estos contratos debido a que, a su criterio, las ofertas recibidas de los productores de gas no cumplieron con los términos y condiciones del Acuerdo con los Productores de Gas 2007-2011” ni le permitieron a la Compañía garantizar el suministro a sus usuarios con servicio no interrumpible a causa de los volúmenes incluidos en dichas ofertas.

Los contratos que originalmente vencerían el 31 de diciembre de 2006 se mantuvieron en las mismas condiciones, incluyendo los precios hasta el 31 de julio de 2007. Desde el 1º de agosto de 2007, los productores de gas han suministrado a la Compañía los volúmenes establecido bajo el Acuerdo con los Productores 2007-2011 y en base a varias notas emitidas por la Subsecretaría de Combustibles y el Mercado Electrónico de Gas; los acuerdos de entregas correspondientes a esos contratos con productores no existen.

Con motivo del entendimiento en cuanto a que los volúmenes, cuencas de inyección y rutas de transporte previstos en el Acuerdo 2007-2011, le impedirían abastecer plenamente la demanda no interrumpible, la Compañía ha realizado presentaciones ante el ENARGAS, la Secretaría de Energía y la Subsecretaría de Combustibles para ponerlos en conocimiento de esta situación y solicitar que sea subsanada.

El septiembre de 2008, la Secretaría de Energía llegó a un acuerdo con productores de gas y emitió la Resolución SE Nº 1.070/08 que (i) aumentó el precio del gas y consecuentemente el margen de los productores, especialmente el margen a obtenerse de las ventas del servicio de distribución a clientes residenciales y (ii) estableció una nueva segmentación de precios (algunos de los cuales han sido modificados desde noviembre de 2008 mediante la Resolución de la SEC Nº 1.417/08).

El cuadro siguiente indica la cantidad total de gas natural diario que la Compañía puede adquirir en los términos de contratos de largo plazo al 31 de diciembre de 2009, durante los años y estaciones que se indican, y los correspondientes compromisos take-or-pay de la Compañía diarios, estacionales, bajo dichos contratos:

Volúmenes Contratados y Obligaciones Take-or-Pay Diarios


	2010		2009		2010
Volúmenes Diarios	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC	MMMC	MMPC
Contratados
Verano (oct.-abril)	0,19	6,56	0,19	6,56	0,19	6,56
Invierno (mayo-set)(a)	0,5	17,54	0,5	17,54	0.50	17,54
Volúmenes Diarios
Contratados Take-or-Pay
Verano (oct-abril)	0,17	6,0	0,17	6,0	0,17	6,0
Invierno (mayo-set) (a)	0,45	15,89	0,45	15,89	0.45	15,89

______

Notas:

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.

Obligaciones take-or-pay

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

La exposición de la Compañía por sus compromisos take-or-pay se ve afectada por una serie de factores que escapan a su control. A fines de 2003, la Compañía llegó a acuerdos con sus proveedores de gas sobre los Contrato de Compra Revisados. Como parte de estos acuerdos, se liberó a la Compañía de las obligaciones take-or-pay que podría haber tenido en los términos de los Contratos Existentes. Como consecuencia del Acuerdo 2004, la Compañía renegoció sus contratos de suministro de gas. Los compromisos take-or-pay hasta 2008 en los términos de aquéllos contratos de compra de gas requerían que la Compañía pague un promedio del 90% del costo del gas que tiene derecho a comprar según sus términos. No se ha efectuado ningún pago de acuerdo con estos compromisos take-or-pay.

Limitaciones sobre los contratos de compra de gas de corto plazo

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

Desde principios de 1999, la Compañía está realizando compras en el mercado “spot”; desde mayo de ese año se ha adherido al Decreto N° 1020/95 por medio del cual, dependiendo de las diferencias entre el precio de compra del gas en el mercado “spot” y los precios de referencia fijados por el ENARGAS, la Compañía comparte con sus clientes el 50% de los beneficios o las pérdidas resultantes. El volumen comprado en el mercado “spot”, representa entre un promedio del 5% durante los meses de verano y del 7% durante los meses de invierno de las compras de gas por cada período de verano e invierno de 2005 comparado con un promedio de 1,5% durante los meses de verano y 10,4% durante los meses de invierno de las compras de gas de la Compañía para cada período de verano e invierno de 2004. Durante 2006, 2007, 2008 y 2009, la Compañía no realizó compras de gas en el mercado “spot”.

Contratos de Transporte de Gas

Aspectos Generales

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

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

La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada pero el costo de la capacidad de transporte no utilizada no puede ser trasladado a los clientes. En consecuencia, es importante que las compañías de distribución logren un equilibrio entre sus compromisos de transporte firme y la demanda de gas dentro de sus respectivas áreas de servicio. Por el contrario, los servicios de transporte interrumpible se suministran sobre la base de que la compañía transportadora transportará el gas cuando y en caso de que se encuentre capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, la Compañía se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras una “previsión de gas natural en especie” a cuenta del gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta 2009 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto es aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por la Compañía.

En años anteriores, el aumento en la capacidad de transporte de las transportadoras en Argentina en general ha resultado adecuado 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 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 meses de invierno desde 1995 a 2006 y todas la demanda prioritaria de este servicio durante 2007, 2008 y 2009.

El Decreto Nº 180 y las regulaciones emitidas en virtud de sus términos a la fecha establecen un programa de inversiones para obras de infraestructura básica a través de la constitución de un fondo fiduciario que gestione las inversiones de transporte y distribución de gas propuestas dentro del alcance de las actividades llevadas a cabo por las empresas transportadoras y distribuidoras, respectivamente. Se impusieron regulaciones adicionales a través de la Resolución Nº 185/04 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (publicada en el Boletín Oficial el 20 de abril de 2004) que creó un programa global para la emisión de títulos de deuda y/o títulos accionarios en fideicomisos financieros considerando las obras de ampliación y/o extensión de los servicios de distribución y transporte del gas natural. Se mantuvieron reuniones para considerar un proyecto propuesto por la Secretaría de Energía y el posible impacto de dicha proposición en el sistema actual de transporte y distribución. TGS y TGN participaron en el proceso de licitación pública bajo los términos de la Resolución Nº 185/04 para ampliar sus respectivas capacidades de transporte en aproximadamente el 5% de la capacidad de transporte total actual. Esta licitación para ampliar la capacidad de transporte fue aprobada por el ENARGAS el 16 de junio de 2004. Como consecuencia de este proceso licitatorio, TGS adjudicó a la Compañía una capacidad de transporte en firme de 159.459 m3/diarios desde la cuenca en Tierra del Fuego a la Provincia de Santa Cruz, que habrá de utilizarse para abastecer a los clientes del servicio firme. Esta adjudicación quedó disponible durante el segundo semestre de 2005.

Derechos de transporte en general

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía había contratado una capacidad de transporte en firme de 24,58 MMm3/día, un aumento del 37,9% desde el 1º de enero de 1993. Mientras que transporta gas principalmente con TGS, la Compañía comenzó a transportar gas con TGN en 1994. La Compañía ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme principalmente mediante la adquisición de una parte significativa de la capacidad de transporte recientemente construida por TGS y TGN, y mediante acuerdos complementarios con otros titulares de derechos de capacidad de transporte. Asimismo, la Compañía ha celebrado varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de transporte existente, y también ha adquirido el derecho a utilizar capacidad de transporte en firme de terceros sobre una base interrumpible, posibilitando, de este modo, ventas anuales totales superiores y la posibilidad de satisfacer mejor la demanda de clientes no interrumpibles durante los períodos pico.

Derechos de Transporte con TGS

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía tenía disponible, de TGS, una capacidad en firme de 22,04 MMm3 de gas por día a través de nueve contratos de transporte que incluyen términos similares. Salvo indicación en contrario, todos estos contratos con TGS vencen en mayo de 2014. El principal contrato de transporte otorga a la Compañía la capacidad total de transporte firme para su distribución de 17,02 MMm3 por día desde las siguientes áreas de producción: Tierra del Fuego: 3,40 MMm3; Santa Cruz: 1,07 MMm3 y Neuquén: 12,15 MMm3. Este contrato incluye 0,40 MMm3 por día de capacidad de transporte en firme para el transporte de gas natural a la planta separadora de gas líquido de TGS cerca de Bahía Blanca, en la Provincia de Buenos Aires. Según los términos de este contrato, le corresponde a la Compañía un derecho a una disminución del 30% que podía ejercerse el 1º de mayo de 2004 pero con motivo del aumento en la demanda, no lo ha ejercido. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios - Ingresos - Servicio de procesamiento de gas natural”.

Los demás contratos con TGS ponen a disposición de la Compañía una capacidad de transporte en firme de 1,65 MMm3 de gas por día de la Cuenca Neuquina, 0,54 MMm3 de gas por día desde la Cuenca Neuquina, 1,50 MMm3 desde la cuenca de Tierra del Fuego; 0,10 MMm3 por día desde la Cuenca Neuquina; 0,51 MMm3 desde la Cuenca Neuquina; 0,55 MMm3 desde la cuenca de Tierra del Fuego a la Provincia de Santa Cruz; 0,01 MMm3 desde la Cuenca Neuquina a la Ciudad de Bahía Blanca en la provincia de Buenos Aires; y 0,16 MMm3 desde Tierra del Fuego a la Provincia de Buenos Aires. Estos últimos dos contratos vencen en diciembre de 2009 y junio de 2020, respectivamente.

Asimismo, MetroGAS tiene seis contratos de capacidad de transporte interrumpible con TGS por un total aproximado de 16,5 MMm3 de gas por día. El primer contrato proporciona una capacidad de transporte interrumpible de hasta 6,5 MMm3 de gas por día en el gasoducto Neuba II. El contrato venció el 31 de agosto de 1997 pero actualmente se encuentra vigente por el ejercicio, por parte de la Compañía, de un derecho otorgado en una cláusula de renovación. El segundo contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de 3 MMm3 de gas por día. Este contrato esta vigente desde mayo de 1997 y vence en mayo de 2014. El tercer contrato proporciona una capacidad de transporte interrumpible de 1 MMm3 de gas por día. Este contrato se encuentra vigente desde junio de 1996 y venció en junio de 1997, pero actualmente está vigente por una cláusula de renovación automática. El cuarto contrato proporciona una capacidad de transporte interrumpible de 2 MMm3 de gas por día. Este contrato está vigente desde el 1º de junio de 1999 y venció el 1º de junio de 2000, pero actualmente se encuentra vigente por una cláusula de renovación automática. El quinto contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de 1 MMm3 de gas por día. El contrato está vigente desde el 2 de mayo de 2000 y venció el 2 de mayo del 2001, también actualmente se encuentra vigente por una cláusula de renovación automática. El sexto contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de hasta 3 MMm3 de gas por día. Este contrato está vigente desde el 25 de abril de 2005 pero continúa vigente por su cláusula de renovación automática.

Derechos de Transporte con TGN

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía contaba con una capacidad disponible de transporte en firme con TGN de 2,54 MMm3 de gas por día.

El 9 de septiembre de 1993 MetroGAS celebró un contrato con TGN (el "Contrato TGN") por capacidad de transporte en firme futura de 1,50 MMm3 por día a ser construido por TGN. El Contrato TGN entró en vigencia el 1º de junio de 1994, venció el 31 de mayo de 2006 y fue renovado hasta mayo de 2009. El 1º de junio de 2007, la Compañía recuperó 1,03 MMm3 por día de capacidad de transporte en firme conforme a este contrato que había sido transferido en junio de 1997 a través de varios acuerdos con ciertos clientes industriales.

El 1° de junio de 1996 la Compañía contrató con TGN 0,5 MMm3 de capacidad de transporte en firme por día. El acuerdo con TGN prevé dos contratos, uno por una capacidad de transporte en firme de 0,40 MMm3 por día para distribución y el otro por 0,10 MMm3 por día. Ambos contratos vencieron en mayo de 2006 pero continúan vigentes por sus respectivas cláusulas de renovación automática.

Durante 2001 se firmó un contrato con TGN por 0,54 MMm3 por día de la capacidad de transporte en firme de la Compañía. El contrato tiene vigencia desde mayo de 2001 y vence en mayo de 2016.

Asimismo, la Compañía cuenta con cinco contratos de transporte interrumpible con TGN por un total de aproximadamente 10,65 MMm3 de gas por día. El primer contrato dispone una capacidad de transporte interrumpible de hasta 0,45 MMm3 por día. Ese contrato venció el 29 de julio de 2008 pero continúa vigente conforme a una cláusula de renovación anual. El segundo contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de 5,0 MMm3 de gas por día. Este contrato entró en vigencia el 1º de julio de 2003 y venció el 1º de julio de 2004 pero continúa vigente por los términos de una cláusula de renovación anual. El tercer contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de hasta 4,0 MMm3 de gas por día, entró en vigencia el 26 de mazo de 2007 y venció en abril de 2008 pero continúa vigente por una cláusula de renovación automática. El cuarto y el quinto contrato disponen un servicio de transporte interrumpible de hasta 0,6 MMm3 de gas por día, respectivamente. Estos contratos entraron en vigencia el 28 de diciembre de 2007 y vencieron el 30 de abril de 2009 pero continúan vigentes por sus respectivas cláusulas de renovación automática.

Otros derechos de transporte

La Compañía también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad interrumpible desde la Cuenca Neuquina por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le asegura un mínimo de 2,5 MMm3 de gas por día. Este contrato se renovó en mayo de 2001 por un período de quince años y con 3,0 MMm3 de gas por día, conforme a sus términos, la Compañía ha acordado determinadas obligaciones “ship-or-pay” a una tarifa reducida. En enero de 2009, el contarto fue modificado, asegurando un mínimo de 1,5 MMm3 de gas por día.

Balance final de transporte

Con el objeto de enfrentar una demanda pico estimada de aproximadamente 23,6 MMm3 diarios de servicio firme, la Compañía contrató, desde el año 2006, una capacidad de transporte en firme total de 24,6 MMm3 de gas diarios la que resultó apropiada en general para satisfacer la demanda durante los períodos de invierno. Excepto por el invierno del año 2007, las entregas en días pico no excedieron la capacidad de transporte en firme. Los factores de carga de la Compañía fueron de 95,8%, 96,8% y 100% para el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente.

Contratos con BG Group

La Compañía tiene una serie de contratos con BG International Limited, una subsidiaria de BG Group.

Contrato de Asistencia Técnica

BG Group prestó asistencia técnica a MetroGAS de conformidad con el contrato de asistencia técnica por el plazo de ocho años firmado originalmente el 28 de diciembre de 1992 (el "Contrato de Asistencia Técnica"), renovable con el consentimiento de ambas partes. El Contrato de Asistencia Técnica requería que BG Group preste servicios, incluso asesoramiento a la Compañía para: (i) el reemplazo, reparación y renovación de las instalaciones y equipamiento para asegurar que el rendimiento del sistema se encuentre de acuerdo con los parámetros de empresas de prestigio en la industria; (ii) la 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) el cumplimiento de la legislación y reglamentaciones en vigencia relacionadas con la salud y seguridad, contaminación y protección ambiental del sistema; (v) mantenimiento del sistema, tanto de rutina como preventivo; (vi) capacitación 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 y control administrativo para todos los aspectos más importantes de la distribución del gas natural.

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

El Contrato de Asistencia Técnica también dispuso que BG Group debiera poner sus empleados a disposición de MetroGAS, ya sea mediante 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 debería 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 y otros desembolsos de BG Group, de acuerdo con los términos del Contrato de Asistencia Técnica y el Contrato de Suministro de Mano de Obra serían pagados de los ingresos de MetroGAS con anterioridad a la declaración y pago de dividendos.

Los accionistas de Gas Argentino proporcionaron recursos y personal a fin de asistir al Operador Técnico en el cumplimiento de sus funciones conforme el Contrato de Asistencia Técnica. BG Group acordó compensar a YPF por la colaboración prestada con los fondos recibidos en virtud del Contrato de Asistencia Técnica. La Compañía se vio beneficiada con la experiencia de BG Group como operador en la industria de gas natural.

Conforme a la Ley de Emergencia Pública y el Decreto Nº 214/02, las obligaciones de pago en dólares de la Compañía de acuerdo con el Contrato de Asistencia Técnica fueron convertidas a pesos a un tipo de cambio de Ps. 1 por dólar estadounidense más el CER. En consecuencia y debido a la situación financiera de la Compañía, las partes efectuaron una modificación al Contrato de Asistencia Técnica (la “Modificación”) que tuvo vigencia a partir del 1º de marzo de 2002. La Modificación exigió que MetroGAS pagara un honorario anual equivalente a (i) Ps. 0,36 millones ajustado por el CER (el “Honorario de Gerenciamiento Fijo”) o (ii) el 7% de las Ganancias Netas de la Compañía (la “Comisión de Ganancias”) si se lograba una reestructuración de la deuda financiera, el monto que resultara superior. La Modificación también dispuso que a partir del ejercicio en que la Comisión de Ganancias resulte superior a Ps. 3 millones ajustada por el CER correspondiente al 31 de marzo de 2002 y siempre que la Compañía haya logrado la reestructuración de su deuda financiera, la Modificación dejaría de tener vigencia y efecto y la Compañía debería pagar un monto anual equivalente al Honorario de Gerenciamiento Fijo de Ps. 3 millones ajustado por el CER al 1º de marzo de 2002, menos los pagos efectuados de acuerdo con la Modificación. Este honorario diferido era pagadero en montos mensuales iguales durante treinta y seis meses.

El 28 de diciembre de 2008 venció el Contrato de Asistencia Técnica entre BG Group y la Compañía BG Group considera que, durante los años de vigencia del contrato, Metrogas adquirió el conocimiento técnico necesario para asegurar la confiabilidad, seguridad y eficiencia de sus servicios de distribución de gas. En consecuencia el contrato no ha sido renovado y BG Group ha dejado de ser el Operador Técnico de la Compañía. Esta decisión fue aprobada por el Directorio el 6 de marzo de 2009.

Contrato de Suministro de Mano de Obra

El 24 de julio de 2002 se firmó un Contrato de Suministro de Mano de Obra con BG Argentina con una renovación automática al cierre de cada período. Conforme a los términos de este contrato, se requiere que BG Argentina provea personal altamente capacitado para cargos gerenciales y operativos sobre una base de un honorario mensual a ser calculado conforme a los costos en que incurra BG Argentina en la prestación de estos servicios.

Derechos de By-pass y Competencia

Según lo analizado bajo el título: “Información clave – Factores de Riesgo – Los ingresos de la Compañía podrá verse seriamente afectados por el derecho de sus clientes a bypasear sus servicios de transporte”, los grandes clientes dentro del área de servicio de la Compañía pueden contratar directamente con terceros la venta de gas natural (siempre que notifiquen a la Compañía y al ENARGAS con tres meses de anticipación) así como también la provisión a ellos. No obstante, si dichos usuarios utilizaran el sistema de distribución de la Compañía deberán pagarle una tarifa. Estos usuarios pueden también construir sus propios sistemas de transporte y con ellos bypasear completamente los servicios de la Compañía en cuyo caso, no le correspondería a ésta ninguna tarifa. Los usuarios que desean bypasear íntegramente el sistema de la Compañía enfrentan obstáculos importantes, incluso gastos significativos en la construcción y mantenimiento de líneas de conexión y acceso limitado a la capacidad de transporte en firme.

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

La Compañía mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes principales y se encuentra implementando políticas contractuales a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa y sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Compañía. Es posible que ciertos clientes de la Compañía hagan completo bypass a los servicios de la Compañía o requieran que la Compañía deje de prestar ciertos servicios de manera que podría afectar adversamente sus márgenes. También es posible que el ENARGAS reduzca los volúmenes mínimos de gas requeridos por los grandes clientes para poder adquirir capacidad de transporte directamente de la empresa transportadora. Con fecha 1° de junio de 2000, el ENARGAS promulgó la Resolución N° 1.748/00 que introdujo modificaciones a las Condiciones Especiales del Reglamento de Servicio para Pequeños y Grandes Clientes las cuales permiten a los usuarios de 5.000 m3 por día en lugar de los 10.000 m3 de gas anteriores contratar capacidad de transporte en firme sobre una base de compromiso y permiten que los usuarios de 1,5 MMm3 por año de gas, en lugar de 3 MMm3 de gas por año contraten capacidad de transporte sobre una base interrumpible. Adicionalmente el período para notificar al ENARGAS y las compañías de distribución todo bypass propuesto se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo oponiéndose a estas modificaciones que no ha sido resuelto todavía.

En la actualidad se utilizan fuentes alternativas de energía como sustitutos del gas natural, principalmente el fuel-oil para centrales eléctricas y el LPG para clientes residenciales y comercios pequeños. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas una gran ventaja de costo con respecto al fuel oil. Ciertas centrales eléctricas clientes han acordado tomar un mínimo de gas con descuentos sobre las tarifas máximas durante los meses más cálidos cuando la demanda residencial es menor y más baja y la Compañía acordó entregar un volumen mínimo de gas a estas centrales eléctricas sobre una base interrumpible. El acuerdo establece sanciones basadas en el costo excedente del fuel oil si la Compañía no cumple con sus compromisos. El gas natural es significativamente más barato que el LPG y ofrece a clientes residenciales y comercios más pequeños una reducción significativa en los costos de combustible.

Asimismo, CAMMESA ha ejercido presiones para garantizar capacidad de transporte para las centrales eléctricas. Si CAMMESA en última instancia tiene éxito en sus esfuerzos de lobby, los servicios de la Compañía podrían evitarse resultando sustancial y adversamente afectada con ello.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

La Compañía considera que actualmente lleva a cabo sus operaciones de conformidad con las leyes, normas y reglamentaciones de seguridad y protección del medio ambiente aplicables. Previendo el aumento de requisitos legales locales respecto de salud, seguridad y medio ambiente (“HSE”) la Compañía ha adoptado las estrategias HSE de BG Group y está comprometida en cumplir estos parámetros (mejor práctica internacional). También se están resolviendo las cuestiones de reducción de emisión de gases green house para mitigar su impacto respecto de cambios climáticos.

Para asegurar la continuidad del cumplimiento de los requisitos legales, regulatorios y societarios, las normas ISO 14001 (Gestión Ambiental) y OHSAS 18001 (Occupational Health and Safety Assessment Series) han sido re certificadas exitosamente en marzo de 2007 y se han mantenido durante 2008.

Seguros

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía mantenía la cobertura de seguros 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 76,4 millones. Se estima que la cobertura de seguros de la Compañía coincide con los parámetros internacionales de la industria de distribución de gas. No existe garantía alguna de que la cobertura del seguro estará disponible o será adecuada en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular.

Seguro ambiental

MetroGAS ha efectuado evaluaciones internas de riesgo ambiental de las que se concluyó que la Compañía se encuentra por debajo de los 12 puntos de acuerdo con la escala establecida por la normativa aplicable. Por esta razón, MetroGAS no se encuentra comprendido dentro de las previsiones del Artículo 22° de la Ley 25.675.

Marco Regulatorio

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

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

La Constitución Argentina

En 1994 se reformó la Constitución Argentina con respecto a empresas de servicios públicos. Las modificaciones incluyen el otorgamiento de determinados derechos a los clientes de empresas de servicios públicos, disposiciones antidiscriminatorias 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 públicos, 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 reglamentarios, el Pliego, los respectivos contratos de transferencia así como las licencias de cada una de las empresas de gas privatizadas establecen el marco legal para el transporte, distribución, almacenamiento y comercialización del gas en Argentina bajo un sistema competitivo y parcialmente desregulado. La Ley del Gas y las respectivas licencias designan al ENARGAS como la entidad reguladora encargada de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas, el Decreto Reglamentario y las regulaciones vinculadas, sujeto a revisión judicial.

Las compañías transportadoras y distribuidoras de gas operan en un sistema no discriminatorio de libre acceso en virtud del cual los productores y clientes, como así también los distribuidores, tienen derecho a un acceso libre e igualitario a los gasoductos de transporte y redes de distribución de acuerdo con la Ley del Gas, las normas reglamentarias aplicables y las licencias de las compañías privatizadas. La Ley del Gas establece que una distribuidora no podrá efectuar discriminaciones indebidas entre los clientes, ni podrá otorgar a un cliente una preferencia indebida. La distribuidora deberá ofrecer un acceso libre a todas las partes en una condición igualitaria para cualquier capacidad disponible del sistema de distribución.

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

los productores de gas, las distribuidoras 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 adquieran el gas directamente de los productores no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una distribuidora en su misma región geográfica; y
los contratos entre sociedades vinculadas que participan en diferentes etapas de la industria del gas natural deben ser aprobados por el ENARGAS que podrá desaprobar estos contratos en caso de determinar que no fueron celebrados entre empresas independientes.

Plazo de la Licencia

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

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

Acceso

La Ley del Gas dispone que sólo las empresas 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 distribuirlo. El derecho exclusivo de distribución de gas en un área geográfica no comprende el derecho exclusivo de vender gas dentro de esa área; en ciertas circunstancias los clientes pueden comprar gas directamente a los productores o comercializadores. No obstante, si el gas comprado a terceros es entregado utilizando el sistema de distribución de MetroGAS, se aplica el mismo margen ya sea que la compañía distribuidora entregue su propio suministro a un cliente o que el cliente compre el suministro a terceros.

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

Obligaciones de MetroGAS

MetroGAS tiene varias obligaciones de acuerdo con la Ley del Gas, incluyendo la obligación de cumplir con todas las solicitudes de servicios razonables dentro de su área de servicio. No se considerará razonable la solicitud de servicio si resultara antieconómico para la 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 lo estipulado en la Licencia.

La Licencia detalla otras obligaciones de MetroGAS, las que incluyen la obligación de (a) proporcionar un servicio de distribución, (b) mantener un servicio continuo, (c) operar en una forma prudente, (d) mantener la red de distribución, (e) llevar a cabo las inversiones obligatorias, (f) mantener ciertos registros, y (g) proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS. La Licencia también prohíbe que MetroGAS, sin la aprobación previa del ENARGAS, asuma deudas de Gas Argentino, otorgue un derecho real de garantía sobre sus activos a favor de los acreedores de Gas Argentino, reduzca su capital o distribuya sus bienes salvo a través de dividendos de acuerdo con la ley argentina.

Ampliaciones

Las ampliaciones de gran envergadura en el servicio público de distribución de gas requieren la aprobación previa del ENARGAS. La Ley del Gas dispone que las prestatarias de servicios de distribución tendrán todos los derechos necesarios para realizar las ampliaciones aprobadas y prestar el servicio según la Licencia. En caso que un cliente requiera la ampliación del servicio de distribución, pero la distribuidora lo considera antieconómico, 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 las distribuidoras. Esta resolución requiere que, en casos en los que la distribuidora sostenga que la ampliación resulta antieconómica y consecuentemente requiera aportes de los clientes o terceros, éste deberá demostrar la exactitud de sus afirmaciones. Los clientes pueden tomar a su cargo la construcción de instalaciones consideradas antieconómicas por la distribuidora, sujeto a la aprobación del ENARGAS.

Servidumbres

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

Sistema de sanciones y revocación de la Licencia

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

La revocación de la Licencia puede ser declarada únicamente por el Poder Ejecutivo a instancias del ENARGAS. La Licencia especifica varios motivos de revocación, incluyendo (a) el incumplimiento en el suministro del 35% o más del servicio durante quince días consecutivos o treinta días no consecutivos en un año, o (b) el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio durante treinta días consecutivos o sesenta días no consecutivos durante un año, siempre que dicho incumplimiento sea por causas imputables a MetroGAS. La Licencia también puede ser cancelada por el Gobierno Nacional si (a) se violan las restricciones establecidas en el Pliego y en el Contrato de Transferencia con respecto a la transferencia de acciones de MetroGAS o de Gas Argentino (véase “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas”), (b) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (c) si MetroGAS, sin la aprobación del ENARGAS, (i) intentara una transferencia de la Licencia, (ii) transfiriera o gravara una parte de los activos que le fueron transferidos por Gas del Estado designados como activos esenciales (los “Activos Esenciales”) o (iii) los utilizara para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la cancelación de la Licencia incluyen el incumplimiento grave por parte de MetroGAS de llevar a cabo las inversiones obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia y la quiebra o liquidación de MetroGAS; sin embargo, salvo en el caso de quiebra, liquidación o disolución de MetroGAS, la Licencia establece que MetroGAS debe ser notificada y debe tener la oportunidad de subsanar los vicios o defectos antes de la revocación. El Gobierno Nacional ha promulgado el Decreto N° 1.834/2002 disponiendo que ni el concurso de acreedores de la Compañía ni el pedido de quiebra en su contra al 10 de diciembre de 2003 o antes de esa fecha originará la revocación de su Licencia. Esta fecha ha sido prorrogada al 10 de diciembre de 2004 por Decreto Nº 1.293/03 y prorrogada nuevamente por Decreto Nº 540/05 al 31 de diciembre de 2005. No puede garantizarse que esta disposición continuará vigente después de esa fecha.

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

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

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

Vencimiento de la Licencia

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

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

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

ENARGAS

El ENARGAS fue creado por la Ley del Gas como el ente encargado de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones aplicables. Es competencia del ENARGAS fiscalizar el transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de gas. Según lo previsto por la Ley del Gas, sus obligaciones incluyen la protección de los derechos de los consumidores, 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 establece que el ENARGAS se encuentra dirigido por un directorio integrado por cinco miembros, con dedicación exclusiva, todos ellos designados por el Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de una Comisión Bicameral del Congreso de la Nación. Los miembros del Directorio desempeñan funciones por períodos alternados. Los miembros designados inicialmente permanecerán en el cargo por un período de entre uno y cinco años. Los directores designados posteriormente permanecerán en el cargo por períodos de cinco años, pudiendo ser reelectos. Los miembros del Directorio pueden ser removidos por el Poder Ejecutivo, previa intervención de la Comisión Bicameral del Congreso de la Nación, debiendo expresar las causas que motivaron su remoción.

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

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

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

(iii) emitir reglamentaciones, decretos o publicaciones sobre los resultados de sus investigaciones en relación con temas específicos presentados ante dicho ente;

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

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

(vi) aprobar las tarifas y sus ajustes;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los recursos del ENARGAS se integran con los siguientes ingresos: las multas y decomisos provenientes de hacer cumplir las reglamentaciones y los derechos de control y fiscalización anuales a ser pagados, entre otras, por las transportadoras, distribuidoras, comercializadoras y almacenadoras de gas. El cargo a pagar por cada una de las empresas es determinado anualmente por el ENARGAS en base al ingreso bruto de la industria regulada y la participación proporcional respectiva de la Compañía.

Las decisiones del ENARGAS conforme a 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 interponiendo recursos administrativos ante la Secretaría de Energía o directamente ante los tribunales federales de Argentina.

El Decreto N° 517/07 del 21 de mayo de 2007 del Poder Ejecutivo dispuso la intervención del ENARGAS por un período de 180 días. La intervención llevó a la designación de un Interventor en reemplazo del directorio del ENARGAS y fue sucesivamente prorrogada a través de los Decretos 1.646/2007, 953/2008 y 2.132/2008, cada uno por un período adicional de 180 días. Esta intervención podrá o no afectar el área de negocios de la Compañía en forma negativa en el futuro inmediato.

Restricciones con respecto a los activos esenciales

Parte sustancial de los activos transferidos por Gas del Estado se encuentra definido 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, subalquilar ni dar en préstamo Activos Esenciales para otros fines que no sean los de la prestación del servicio adjudicado en la Licencia, sin previa autorización del ENARGAS. Toda ampliación o mejora que la Compañía pueda realizar al sistema de distribución podrá ser gravada solamente con el fin de garantizar los créditos con vencimiento a más de un año, tomados para financiar dichas ampliaciones o mejoras.

El Contrato de Transferencia establece que la Compañía debe mantener indemne al Gobierno Nacional por todo reclamo presentado en su contra por daños y perjuicios originados o relacionados con la operación de los Activos Esenciales desde la Fecha de Toma de Posesión, inclusive.

Tarifas

El marco regulatorio establece 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 la Compañía podrá cobrar a los usuarios finales está conformada por los siguientes componentes: (i) el precio del gas adquirido; (ii) la tarifa de transporte para el transporte del gas desde el área de producción hasta el sistema de distribución; y (iii) la tarifa de distribución establecida por el ENARGAS.

Una empresa distribuidora podrá pactar descuentos sobre la tarifa, que reflejen una reducción de su margen de ganancia, siempre que no sean efectuados de una manera discriminatoria y que la tarifa resultante del descuento no sea inferior a los costos de la distribuidora. La inexistencia de ganancias como resultado del descuento no podrá recuperarse de otros clientes. Véase “Infamación sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.

Tarifas actuales

El 1º de enero de 2002, todas las tarifas de servicios públicos, incluidas las de la Compañía, fueron pesificadas y congeladas de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. Es decir, las tarifas ya no están expresadas en dólares estadounidenses. La pesificación de las tarifas se realizó a razón de Ps. 1 por U$S 1. Ya no se realizan ajustes sobre las tarifas para reflejar las variaciones de índices de precios de países extranjeros. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con la Compañía”. La Compañía ha estado y continúa estando sujeta a ajustes de tarifas adversos determinados por el ENARGAS.”

Actualmente la Compañía tiene dos tarifas diferentes, una para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otra para la Provincia de Buenos Aires. Ello se debe a que, desde julio de 1998, las tarifas de gas son establecidas por el ENARGAS, neto del impuesto sobre los ingresos brutos gravado por las provincias. Este impuesto estaba contemplado dentro de las tarifas originales al 1º de enero de 1993 y era pagadero por las distribuidoras de gas. Después del 1° de enero de 1993, algunas jurisdicciones provinciales modificaron la alícuota del impuesto sobre los ingresos brutos y, en algunos casos, la base imponible sobre la que era pagadero. Así, de acuerdo con la Ley del Gas que establece el traslado a los usuarios, de cualquier cambio en los impuestos aplicados a las tarifas, el ENARGAS autorizó a facturar el impuesto sobre los ingresos brutos en forma discriminada dentro de la boleta. La utilidad neta de las distribuidoras de gas no resulta afectada por esta modificación.

Con fecha 3 de diciembre de 2002, a través del Decreto N° 2.437 el Poder Ejecutivo dispuso el aumento en forma transitoria de las tarifas, determinada por el ENARGAS en mayo de 2002 conforme a la Resolución N° 2.611, “hasta la conclusión del proceso de renegociación” para los sectores de electricidad y gas. Asimismo, este esquema introdujo la “tarifa social”, que excluía a los usuarios residenciales de menores recursos del ajuste inicial. Poco tiempo después, se ordenó judicialmente la suspensión de los efectos del Decreto, el fallo se sustentó en las presentaciones hechas por el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otras asociaciones de protección al consumidor.

Asimismo, el Decreto N° 146/03 del Poder Ejecutivo (publicado en el Boletín Oficial el 30 de enero de 2003) dispuso un nuevo aumento transitorio de tarifas para los sectores de electricidad y gas con vigencia a partir del 30 de enero de 2003. Estos aumentos y la “tarifa social”, que se aplica a ciertos sectores, fueron los mismos que establecía el Decreto N° 2.437/02 y no implementaron aumentos adicionales.

Las Resoluciones Nº 2.787 y N° 2.788 del 30 de enero de 2003 del ENARGAS dispusieron la aplicación de nuevas tarifas para los servicios de Distribución y Transporte de acuerdo con el ajuste establecido por los Decretos N° 120/03 y 146/03. Estos esquemas tarifarios eran idénticos a los establecidos en diciembre de 2002 por las Resoluciones N° 2.763 y N° 2.764, en base al Decreto N° 2.437. El 27 de febrero de 2003, en el juicio “Unión de Usuarios y Consumidores y Otros c/Ministerio de Economía e Infraestructura”, el juez dictó una medida precautoria ordenando la suspensión de los efectos y aplicación del Decreto N° 146/03 y las Resoluciones N° 2.787 y N° 2.788.

Con fecha 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 415/04, que establece descuentos o cargos adicionales por excedentes de consumo para usuarios residenciales y comerciales de acuerdo con su consumo de gas natural. En 2004, los usuarios que consumieron menos del 90% del volumen consumido durante el mismo período facturado en 2003 tuvieron un descuento del 10% al 12% sobre el costo de su consumo de gas natural anual, mientras que los clientes que utilizaron más del 95% del volumen consumido en comparación con el mismo período facturado en 2003 pagaron un cargo adicional sobre el volumen consumido por encima del consumo del 95%.

La Resolución N° 3.014/04 del 11 de mayo de 2004 del ENARGAS aprobó, en forma provisoria, el cuadro tarifario expresado en pesos aplicable al período comprendido entre el 1° de mayo de 2004 y el 30 de septiembre de 2004. La Resolución N° 3.092/04 del 28 de octubre de 2004 del ENARGAS aprobó, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios, expresados en pesos, aplicables al período comprendido entre el 1° de octubre de 2004 y el 30 de abril de 2005.

La Resolución Nº 624/05 del 11 de abril de 2005 de la Secretaría de Energía restableció la vigencia de la Resolución N° 415/04. Según la Resolución N° 624/05, los usuarios residenciales, comerciales y pequeñas industrias reciben ciertos descuentos o cargos adicionales de acuerdo con el volumen de gas natural consumido. En 2005, los usuarios con un consumo menor que el 90% o 95%, según la categoría de usuario y volumen consumido durante el mismo período de 2004, ajustado por la temperatura media durante cada período, reciben un descuento equivalente a un metro cúbico por cada metro cúbico de gas natural que cada uno de dichos usuarios hubiera dejado de consumir. Los usuarios cuyo consumo estuvo por encima del 90% o 105% según su categoría, pagan un cargo adicional sobre el gas consumido por encima de estos niveles. El programa tendrá vigencia entre el 15 de abril y 30 de septiembre de cada año, y la Secretaría de Energía podría modificar este período de acuerdo al desarrollo del programa.

El 1° de mayo de 2005, el ENARGAS estableció un nuevo esquema tarifario, que mantenía los mismos precios establecidos para la categoría Residencial, SGP 1 y SGP 2; para SGP 3, Grandes Usuarios y GNC, se estableció un tercer aumento para los precios del gas en boca de pozo. En cuanto al valor de las diferencias diarias, se mantuvo la alta bonificación establecida para la categoría R, P1 y P2; aumentando la ganancia para el resto de los clientes.

El nuevo esquema también incluyó dos tarifas de gas diferentes, distinguiendo entre usuarios residenciales y comerciales. Las facturas iniciales de los productores se efectuaron en base a estimaciones. Después de suministrado el gas, estas facturas se ajustaron según las entregas reales y los precios a pagar. Este esquema de normalización para usuarios residenciales se suspendió para su implementación en el futuro. Aún cuando no hay ningún impacto negativo sobre su situación económica como resultado de las diferencias diarias acumuladas hasta el 31 de diciembre de 2005, se ha generado una diferencia financiera junto con un saldo negativo en la cuenta corriente de compraventa de gas de los clientes residenciales. Esta diferencia surge por la demora en el restablecimiento, dos veces al año, del efecto de traslado ordenado por el ente regulatorio según se establece en la Licencia de distribución y por la situación política. Por lo tanto, no hay garantía de que este efecto continuará en el futuro. La Compañía no puede asegurar que recibirá la aprobación de otro aumento de tarifas en forma provisoria ni que, si lo recibe, ello no resultará en un aumento de sus tarifas. Más aún, si la Compañía obtiene la aprobación para aumentar las tarifas propuestas, no puede asegurar que dicho aumento no generará el incremento de cuentas vencidas de sus clientes.

La Resolución N° 3.462 del 21 de marzo de 2006 del ENARGAS estableció la inclusión en las tarifas de la Compañía del aumento del precio del gas natural en boca de pozo. Este aumento entró en vigencia el 1° de julio de 2005, con el entendimiento de que los valores incrementales que surjan de la aplicación de estos cuadros tarifarios por el período comprendido entre el 1° de julio de 2005 y el 28 de febrero de 2006, deberían facturarse a los usuarios en ocho cuotas mensuales, con dos meses de gracia contados a partir del 1° de marzo de 2006, sin intereses ni recargos adicionales. Este cargo retroactivo fue facturado entre el 1° de mayo y el 31 de diciembre de 2006. Para los consumos posteriores al 1° de marzo de 2006, las nuevas tarifas se aplicaron directamente en la respectiva factura.

La tarifa establecida a través de la Resolución N° 3.462 mantuvo las diferencias diarias aprobadas para el período anterior. Esta situación no había sido actualizada por el ENARGAS al comienzo de cada período estacional, según lo establecido en la Licencia, y generó importantes diferencias en la cuenta corriente de compraventa de gas de la Compañía, a ser facturadas a los usuarios R, P1 y P2, y devueltas a los clientes residenciales.

Sin embargo, con fecha 19 de septiembre de 2008, el ENARGAS dictó la Resolución N° 409/08, que establece la segmentación de categorías respecto de clientes residenciales, con vigencia a partir el 1° de setiembre de 2008. Los usuarios residenciales fueron divididos en ocho nuevas subcategorías (R-1, R2-1°, R2-2°, R2-3°, R3-1°, R3-2°, R3-3° y R3-4°) de acuerdo con su consumo anual de gas natural.

La Resolución N° 1.070/2008 del 19 de septiembre de 2008 de la Secretaría de Energía ratificó un acuerdo con productores de gas natural. Uno de los aspectos más relevantes de dicho acuerdo es el aumento del precio del gas natural en boca de pozo.

La Resolución N° 446/08 del 10 de octubre de 2008 del ENARGAS aprobó nuevos cuadros tarifarios, a través de los que se incorporó el aumento del precio del gas natural en boca de pozo aprobado por la Resolución N° 1.070/08 de la Secretaría de Energía en las tarifas para cada una de las diferentes categorías de usuarios establecida por Resolución N° 409/08 del ENARGAS. La Resolución N° 446/08 del ENARGAS también suprimió las diferencias diarias aprobadas anteriormente. Sin embargo, después de varias presentaciones de asociaciones de consumidores, el 20 de octubre de 2008, el ENARGAS dictó la Resolución N° 466/08 que restableció las diferencias diarias para las subcategorías R1, R2-1° y R2-2° de usuarios residenciales (menos de 800 m3/por año) y subdistribuidoras.

La Resolución N° 566/08 del 23 de diciembre de 2008 del ENARGAS, aprobó un nuevo cuadro tarifario, incorporando un aumento adicional del precio del gas natural en boca de pozo a las tarifas de las siguientes categorías de usuarios: R3-1°, R3-2°, R3-3° y R3-4°.

El 26 de abril de 2006, el Poder Ejecutivo Nacional sancionó la Ley N° 26.095, publicada en el Boletín Oficial el 15 de mayo de 2006, que crea un cargo específico destinado a pagar las obras de ampliación de la Capacidad de Transporte de Gas Natural 2006-2008. El Decreto N° 1.216/06 que reglamenta dicha ley fue publicado en el Boletín Oficial el 18 de septiembre de 2006. La Resolución N° 2.008/06 del 28 de diciembre de 2006 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios aprobó las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía y el ENARGAS en relación con el cargo específico creado por Ley N° 26.095.

Durante 2005, el Gobierno Nacional implementó un fondo fiduciario para obras de ampliación de la capacidad de transporte a 4,7 MMm3. En enero de 2007, a través de la Resolución N° 3.689/07, el ENARGAS estableció que la Compañía es responsable de la facturación, recaudación y compensación de otro fondo fiduciario, el fondo fiduciario 2006-2008, y deberá facturar y recibir dicho cargo específico de la categoría Servicio General “SGP3” y Gran Usuario FD / FT a partir del 1° de enero de 2007. Las categorías Residencial, GNC, SGP1 y SGP2 están exceptuadas del cargo para el fondo fiduciario. Este segundo fondo será destinado a ampliar la capacidad de transporte en aproximadamente 22,5 MMm3 respecto de la capacidad establecida por el primer fondo. Ambos fondos fiduciarios implican un incremento del costo de transporte del 411% para la categoría SGP3 y del 462% para Grandes Usuarios FD / FT con respecto a las tarifas de transporte 2001.

El Decreto N° 2.067/08 del 27 de noviembre de 2008 del Poder Ejecutivo Nacional (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008) creó el Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas, un fondo fiduciario creado con el objeto de importar gas natural. El propósito de este fondo es complementar el programa de gas nacional demandando la reducción de los “días de corte” y garantizando el suministro de gas natural en el mercado local.

El fondo fiduciario está integrado por los siguientes recursos:

cargos tarifarios actualmente aplicados a usuarios del servicio de transporte y distribución de gas dentro de todas las categorías.
programas de financiación especiales a ser celebrados con entidades nacionales e internacionales.
aportes especiales a ser asignados a participantes del sector del gas.

El siguiente cuadro muestra la tarifa máxima vigente a la fecha de este Prospecto:

Tarifas Máximas


		Tarifas Máximas
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
		(en Pesos)
Residencial (a) R1:
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
Residencial(a) R2 1°:
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
Residencial(a) R2 2°:
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
Residencial(a) R2 3°:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,156451	0,160251
Cargo mínimo	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 1°:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,197401	0,201201
Cargo mínimo	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 2°:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,197401	0,201201
Cargo mínimo	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 3°:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,247389	0,251189
Cargo mínimo	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial R3 4°:
Cargo de cliente(b)	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c)	$/m3	0,247389	0,251189
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	0,145355	0,148524
1.001-9.000 m3(c)	$/m3	0,136388	0,139511
>9.000 m3(c)	$/m3	0,127422	0,130499
Cargo Mínimo	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General P3:
Cargo de cliente(b)	$/factura	10.958166	11.014.653
0-1.000(c)	$/m3	0,217950	0,2221120
1.001 – 9.000(c)	$/m3	0,208983	0,212107
> 9.000(c)	$/m3	0,200017	0,203095
Cargo mínimo	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General P3 (5):
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000(c)	$/m3	0,039414	0,042583
1.001 – 9.000(c)	$/m3	0,030447	0,033570
> 9.000(c)	$/m3	0,021481	0,024558
Cargo mínimo	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General G:
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	0,015288	0,016868
>5.000 m3(c)	$/m3	0,009462	0,011012
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	0,011105	0,012665
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	0,003978	0,005501
Grandes Clientes Interrumpible:
Distribución:
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos(c)	$/m3	0,033023	0,035181
Transporte:
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos	$/m3	0,025895	0,028017
Subdistribuidoras
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,679295	10,734343
Todos los consumos (c)	$/m3	0,088700	0,091154
CNG Firme
Cargo de cliente(b)	$/factura	11.012049	11.068813
Todos los consumos (c)	$/m3 por día	0,621027	0,621027
Cargo por demanda (d)	$/m3	0,004049	0,006363
CNG Interrumpible
Cargo de cliente (b)	$/factura	11.012049	11.068813
Todos los consumos	$/m3	0,022271	0,024585

______

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, en el marco de la Ley de Emergencia Pública, los valores originales en dólares de las tarifas que la Compañía cobra a sus clientes fueron pesificados a una relación de Ps. 1 a U$S 1. Asimismo, las tarifas fueron congeladas ya que la Ley de Emergencia Pública no permite ningún tipo de indexación. La ley también dispone que el Gobierno Nacional debería renegociar los contratos de empresas de servicios públicos alcanzados por la pesificación. La pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía violan disposiciones expresas de la Licencia.

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

el efecto que las nuevas tarifas podrán tener sobre la economía, especialmente con respecto a la competitividad y distribución de ingresos,
la calidad del servicio,
las inversiones que las licenciatarias han estado autorizadas a llevar a cabo y han llevado a cabo,
protección de los usuarios y la accesibilidad de los servicios,
la seguridad de los sistemas comprendidos, y
la rentabilidad de la Compañía.

La Ley de Emergencia Pública, que originalmente expiraba en diciembre de 2003, fue prorrogada en varias ocasiones hasta el 31 de diciembre de 2011. Por lo tanto, los términos de renegociación para las licencias y concesiones de servicios públicos también fueron prorrogados.

La Compañía no puede asegurar cuál será el resultado de la renegociación con el Gobierno Nacional. La Compañía tiene ciertas reservas acerca de si se otorgarán aumentos reales que sean suficientes para poder cubrir sus costos operativos, cumplir con sus obligaciones financieras y proveer un retorno sobre el capital razonable, y acerca del plazo incierto del cierre de las renegociaciones.

El Decreto de Emergencia Nº 120/03 dictado el 24 de enero de 2003, estableció que el Estado Nacional podía disponer aumentos o ajustes de tarifas en forma provisoria hasta que se completara 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 2.787 del ENARGAS dispusieron un aumento de tarifas provisorio de aproximadamente el 10% para los sectores de la electricidad y gas. El 30 de enero de 2003, la Compañía comenzó a facturar los aumentos aprobados en las boletas de sus clientes. Sin embargo, el Defensor del Pueblo de la Nación, el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y ciertas asociaciones de defensa del consumidor impugnaron ante la justicia el aumento en las tarifas de gas y, en consecuencia, se dictó una orden judicial que prohibió el aumento de estas tarifas. De acuerdo con esta prohibición judicial, el 27 de febrero de 2003, la Compañía dejó de facturar a sus clientes el aumento tarifario y retomó el anterior cuadro tarifario con valores más bajos de febrero de 2003.

Mediante el Decreto Nº 311/03, de fecha 3 de julio de 2003, el Gobierno Nacional formó la UNIREN con el propósito de brindar asesoramiento sobre el proceso de renegociación de 64 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 con el proceso de renegociación de contratos iniciado por la Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos anterior, asumiendo responsabilidad por todas las cuestiones en curso.

Durante 2002 y 2003, a pesar de que (i) la Compañía cumplió acabadamente con la entrega de toda la información requerida, (ii) los propios informes emanados de la CRC y la UNIREN destacaron que el sector del gas no presentaba dificultades en cuanto a la ejecución de los contratos de licencia y al cumplimiento de las condiciones y obligaciones comprometidas, y (iii) la gestión de las licenciatarias, entre ellas la Compañía, reunió las condiciones necesarias para avanzar en el proceso de renegociación, no fue posible avanzar más allá de la Fase II (presentación de información) de dicho proceso de renegociación.

A pesar del intercambio de propuestas entre las licenciatarias de servicios públicos y el Gobierno Nacional, el proceso continúa demorado sin resolución probable en el futuro cercano.

El 7 de junio de 2007, la UNIREN envió una nueva propuesta que, junto con las enviadas en ocasiones anteriores, no incluyó el aumento de tarifas para usuarios residenciales, sino por el contrario, permitió la reestructuración del citado aumento entre las otras clases de clientes para posibilitar a las licenciatarias recuperar el margen de distribución correspondiente a clientes residenciales.

El 17 de agosto de 2007, el Gobierno Nacional remitió una nueva propuesta, que la Compañía respondió el 27 de agosto de 2007 tras varias reuniones entre la UNIREN y sus representantes técnicos. Finalmente, la UNIREN envió una propuesta adicional el 31 de agosto de 2007, en la que aceptó prácticamente cada aspecto de las propuestas de la Compañía salvo el aumento respecto de la categoría residencial y las cláusulas de reclamo legal, que fueron dejadas de lado para ser analizadas con los asesores legales de los accionistas.

El 15 de mayo de 2008, la Compañía recibió una nueva propuesta de la UNIREN, que incluía algunos cambios en relación con la última propuesta enviada por la Compañía el 27 de agosto de 2007 pero mantenía las cláusulas de reclamo legal mencionadas precedentemente. La Compañía respondió a esta propuesta en julio de 2008. El 11 de agosto de 2008, la UNIREN respondió la propuesta de julio de 2008 enviada por la Compañía.

La Compañía contestó la propuesta de agosto de 2008 de la UNIREN. Sin embargo, el Gobierno Nacional decidió modificar su estrategia y envió una nueva propuesta, con el propósito de celebrar un Acuerdo Transitorio, como condición precedente para la firma de un Acuerdo Definitivo. Finalmente, la Compañía recibió una nueva propuesta el 2 de septiembre de 2008 estableciendo un Acuerdo Transitorio con vigencia a partir del 1° de septiembre de 2008. Esta propuesta incluía una adecuación de las tarifas relativas a los servicios de distribución y transporte del gas.

Es importante destacar que, dado que la Compañía aún no ha firmado el Acuerdo Definitivo con la UNIREN, el aumento no se ha aplicado, y todos los montos que la Compañía reciba de los clientes como resultado del aumento de las tarifas establecido en virtud del Acuerdo Transitorio deben ser depositados en un fondo fiduciario, y deberán ser destinados por la Compañía para futuras inversiones en obras de infraestructura de gas, con la previa aprobación del ENARGAS.

El Acuerdo Transitorio con la UNIREN fue aprobado por el Directorio de la Compañía el 19 de setiembre de 2008 y firmado por ambas partes el 22 de septiembre de 2008. Los Accionistas de la Compañía aprobaron el Acuerdo Transitorio el 14 de octubre de 2008, que luego fue remitido a la UNIREN para ser ratificado por el Poder Ejecutivo. El 26 de marzo de 2009, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 234/09 que ratifica el Acuerdo Transitorio y permite al ENARGAS emitir los nuevos cuadros tarifarios (que deben incluir los aumentos de las tarifas de distribución y transporte).

Dicho Acuerdo Transitorio establece un Régimen Tarifario de Transición a partir del 1° de septiembre de 2008, con una readecuación de precios y tarifas que incluye variaciones en el precio del gas, transporte y distribución. El incremento resultante de la readecuación de la tarifa de distribución deberá ser depositado por la Sociedad en un fondo específico (fideicomiso) destinado a la realización de obras de infraestructura dentro del área de Licencia.

El Acuerdo Transitorio celebrado fija pautas generales sobre los incrementos finales en las facturas promedio de los clientes, incluyendo los correspondientes ajustes del precio del gas en boca de pozo, los ajustes en los servicios de transporte y distribución, y se complementa con la Resolución I N° 409 del ENARGAS que efectúa una segmentación de los clientes residenciales en función de su consumo anual, y la Resolución N° 1.070/08 de la SE, que contiene el Acuerdo Complementario con los productores de gas natural, por el cual se establecen los precios del gas en boca de pozo desde septiembre de 2008 hasta diciembre de 2009, para cada tipo de cliente en función de su consumo anual.

Por dicho Acuerdo, se establece que no tendrán ningún incremento en sus tarifas los clientes residenciales con consumos hasta 800 m3/ año (62% de los clientes y 25% del volumen que consumen los clientes residenciales de MetroGAS). Todos los incrementos que se determinen serán sobre los cargos por volumen y por reserva de capacidad, es decir, que no se ajustan cargos fijos ni las facturas mínimas. El incremento será mayor a mayor nivel de consumo y se eliminan las diferencias diarias acumuladas por las compras de gas de períodos anteriores. Asimismo, se ajustan las tasas y cargos que la Sociedad tiene autorizado a cobrar, en un 25%.

Recién en septiembre de 2009 el ENARGAS remitió al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (“MPFIPyS”) los antecedentes y cuadros tarifarios de MetroGAS que surgirían del Acuerdo Transitorio firmado. El 17 de febrero de 2010 MetroGAS presentó en la Justicia en lo Contencioso Administrativo Federal un amparo por mora solicitando el libramiento de una orden de pronto despacho contra la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión a fin de lograr que el Subsecretario despache el expediente en el cual tramita la aprobación del cuadro tarifario que debe autorizar el ENARGAS. Sin embargo, a la fecha de emisión de estos estados contables, el ENARGAS aún no ha procedido a emitir los cuadros tarifarios que surgen de aplicar las pautas contenidas en el acuerdo, por consiguiente, la Sociedad no ha facturado ni registrado contablemente los efectos del mencionado Acuerdo Transitorio al 31 de diciembre de 2009.

Ajustes semestrales de tarifas contemplados por la Licencia

Salvo respecto de los aumentos tarifarios estacionales que reflejan los costos de compra de gas de la Compañía, 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 serán ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo de compra y 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 no más ni menos que su costo real de compra y transporte de gas y que compense los aumentos asumidos en otros costos operativos. Los mecanismos de estos ajustes periódicos están especificados en la Licencia.

Las tarifas deben ser ajustadas dos veces al año 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 de gas. La Ley del Gas y la Licencia autorizan a la Compañía a trasladar a los usuarios el costo de las compras de gas ajustando el precio a los usuarios finales 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 dicho costo en tanto determine que superó los costos pactados por otras distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 1.411/94 que faculta al ENARGAS a limitar el traslado de aumentos a precios que no resulten más elevados que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado en condiciones equivalentes de la misma cuenca, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo. La Compañía debe justificar cualquier diferencia entre el costo proyectado y el costo real incurrido en forma prudente, junto con cualquier diferencia que haya tenido lugar durante ese período, más intereses, que sea recargada o reflejada en las boletas de los usuarios, 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 las variaciones 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 (pero solamente si el ENARGAS no se opone a dicho ajuste), para reflejar los cambios en las tarifas de las transportadoras conforme a las licencias de transporte y al Factor de Inversión K. La reducción de las tarifas de transporte resultaría en la reducción correlativa de las tarifas de la Compañía. La Compañía puede solicitar un ajuste de 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 ésta 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 la interpretación y aplicación de dicho marco 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 con el 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 compra de gas. No obstante ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo de compra de gas contratado con los productores, impidiendo de este modo que la Compañía recupere aproximadamente Ps. 30 millones correspondientes a sus compras de gas desde 1995 hasta febrero de 2005. La Compañía ha presentado los recursos correspondientes con respecto a estas cuestiones. Mientras que algunos de los recursos han sido rechazados, las acciones relativas a Ps. 18,3 millones de los costos de compra de gas continúan en trámite.

La promulgación de la Ley de Emergencia Pública y el Decreto N° 214/02 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. Sin embargo, la Ley de Emergencia Pública y el mencionado Decreto no afectan los precios de compra de la Compañía en el mercado spot, que ésta prevé serán sustancialmente más elevados que los precios que paga por el gas conforme a los Contratos de Compra de Gas. No puede preverse el nivel de 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 devengados por la Compañía para compra de gas en el mercado spot dentro de los términos del Decreto N° 1.020/95.

Las futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por parte del ENARGAS, incluyendo las futuras limitaciones sobre el traslado de importantes costos de gas pueden 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 dictó la Resolución Nº 1.477, que estableció el ajuste de las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2000, y no incluyó el ajuste por aumento del IPP de los Estados Unidos según lo contemplado en la Licencia antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste habría representado un aumento del 3,78% sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas a partir de esa fecha. Esto se debió a que, en negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno Nacional, las empresas de 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 de ese ejercicio. El ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar durante el período de 10 meses a partir del 1° de julio de 2000, los montos no recaudados devengados por aplicación del IPP de los Estados Unidos correspondientes al primer semestre de 2000.

Con fecha 17 de julio de 2000, las prestatarias de servicios de transporte y distribución, el ENARGAS y el Gobierno Nacional acordaron aumentar las tarifas con vigencia 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 había sido incluido en las tarifas del 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 incluido en 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 relacionados con 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. El Fondo de Estabilización del IPP entró en vigencia el 1º de julio de 2000 y se integró con los montos resultantes de la diferencia entre las tarifas efectivamente cobradas y las que deberían haberse cobrado hasta el 30 de junio de 2002, si dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos se hubiera incluido en las tarifas, según lo contemplado por el marco regulatorio. El Gobierno Nacional ratificó esto mediante el Decreto Nº 669/00 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° 669/00, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, el Ministerio de Economía y las licenciatarias de gas (entre ellas la Compañía) presentaron un recurso contra dicha medida cautelar y una oposición a la competencia del Defensor del Pueblo de la Nación que fueron rechazadas. Posteriormente, el ENARGAS comunicó a MetroGAS que debería retrotraer las tarifas a la situación previa a la promulgación del Decreto N° 669/00, 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 abandonó el recurso interpuesto contra dicha resolución ante la Cámara Nacional de Apelaciones. No obstante, seguirá oponiéndose a la decisión que dispone que el ajuste por el IPP de los Estados Unidos es ilícito y tratará de recuperar los beneficios de dicho ajuste 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 acumulado durante 2000 y 2001 atribuible a 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 ajustes por el IPP de los Estados Unidos de esas tarifas que habrían sido pagados a TGS y TGN. La retrotracción no debería interpretarse como una renuncia de derechos emergente del Marco Regulatorio que rige las actividades de la Compañía ni como un abandono de cualquiera de las acciones presentadas por la Compañía a la fecha.

El 1° de febrero de 2002, el ENARGAS, en el marco de la Ley de Emergencia Pública, aprobó cuadros tarifarios sin incluir el ajuste por el IPP de los Estados Unidos. En consecuencia, la Compañía interpuso una acción administrativa, que a la fecha se encuentra pendiente de resolución.

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. Esta 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 de obtener ingresos suficientes para recuperar todos los costos operativos que resulten razonablemente aplicables al servicio, impuestos y depreciación y (2) una tasa de retorno razonable, determinada en relación a la tasa de retorno de negocios con riesgos, eficiencia y calidad de servicios comparables.

La metodología de fijación de tarifas contemplada por la Ley del Gas y la Licencia 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 IPP 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 distribuidoras 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 el 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 inversión obligatoria 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 sea por vía administrativa como por vía judicial.

Revisión quinquenal de tarifas y controversias relacionadas

Durante el período comprendido entre enero de 1998 y diciembre de 1999, las tarifas facturadas por la Compañía a sus clientes fueron ajustadas a través de resoluciones del ENARGAS, de acuerdo con la Licencia de la Compañía. Véase ”Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - Tarifas", que establece que las tarifas deben ser ajustadas en enero y julio para reflejar las variaciones del IPP de Estados Unidos sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas y el Factor de Inversión K resultante de las inversiones.

Por la Resolución Nº 1.477/00 del 10 de enero de 2000, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2000, aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones aprobadas, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución: Residenciales 0,51%, SGP 0,37% y GNC 0,44%. Adicionalmente, el ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar los ingresos devengados correspondientes a la aplicación del IPP de los Estados Unidos durante el primer semestre de 2000.

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 de la Compañía para el segundo semestre de 2000 con el objeto de reflejar los cambios del 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 resultante de las inversiones, dando como resultado los siguientes aumentos en los márgenes de distribución: Residenciales 0,48%, SGP 0,35% y GNC 0,41%. El ENARGAS aplicó 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 dicha Acta Acuerdo y el mecanismo de financiación a través del Decreto Nº 669/00. No obstante, el 29 de agosto de 2000, se notificó a la Compañía que se había ordenado una medida cautelar que suspendía los efectos del Decreto Nº 669/00, en consecuencia el ENARGAS informó a la Compañía que las tarifas debían reducirse 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 período correspondiente al 1° de octubre de 2000 hasta el 1° de enero de 2001 reemplazando el precio de invierno del gas por el precio de verano.

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 resultante de las inversiones, dando como resultado 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 resultante de las inversiones, dando como resultado 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 interpuso un recurso de 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 2.611/02 de fecha 31 de mayo de 2002, aprobó en forma provisoria 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 N° 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 este tema en particular, la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (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:

(i) 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.

(ii) Reformas a la estructura regulatoria para optimizar la operación y ampliación del sistema.

(iii) 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.

(iv) Individualización contable de las actividades de las licenciatarias de distribución en comercialización (suministro y transporte de gas) y actividades de distribución, a partir de enero de 2003.

(v) 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 detallada sobre demanda, ventas y gastos durante el año 2000. No obstante, el ENARGAS estableció tarifas que no satisficieron sus expectativas y la Compañía presentó un recurso en relación con la tarifa fijada y la metodología utilizada.

En 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 implementó las inversiones dependiendo de la posibilidad de obtener fondos en el mercado de capitales a tasas razonables compatibles dadas las circunstancias.

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, el ENARGAS por una nota de fecha 8 de febrero de 2002 declaró la suspensión de los plazos fijados para el proceso de la RQT II hasta que se completara 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 786/02 establecieron 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 establece para financiar un subsidio especial destinado a reducir las tarifas de los usuarios del servicio residencial en ciertas regiones de 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 susclientes. 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.

Cambios en las reglamentaciones

Como resultado de la volatilidad económica experimentada en Argentina desde 2001, el Gobierno Nacional implementó varias medidas regulatorias tendientes a mitigar los efectos adversos sobre el sector de la energía que tuvieron lugar.

El Decreto N° 180/04 de febrero de 2004 del Poder Ejecutivo (i) estableció la creación de un fondo fiduciario especial para nuevas obras de infraestructura de transporte y distribución, (ii) dispuso la creación del MEG para coordinar y centralizar en un mismo ámbito las operaciones relacionadas con los mercados spot de compra de gas y mercados secundarios de distribución y transporte, (iii) reemplazó, modificó e introdujo términos y condiciones de ciertas categorías de distribución, (iv) permitió la reventa de servicios de distribución por usuarios de distribución en determinadas condiciones y (v) autorizó a las distribuidoras de gas natural a tener una participación controlante en empresas dedicadas a la comercialización de gas. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios”.

El Decreto N° 181/04, también de febrero de 2004 del Poder Ejecutivo facultó a la Secretaría de Energía a suscribir un acuerdo con los productores de gas natural para normalizar el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte pagadero por las empresas distribuidoras de gas natural. El acuerdo establecido en este Decreto fue promulgado por Resolución N° 208/04.

La Secretaría de Energía y el ENARGAS en el marco de los Decretos N° 180/04 y N° 181/04 dictaron varias normas regulatorias que establecieron, por ejemplo, la suspensión de las exportaciones de gas natural, la fijación de descuentos o recargos a ciertos usuarios, la creación de un régimen de cortes para los servicios de transporte y gas natural dirigido a garantizar el suministro de gas natural a usuarios con servicio no interrumpible. Posteriormente, se dictaron una serie de resoluciones y disposiciones para regular los decretos precedentes. Las principales disposiciones se refieren a: (i) la suspensión de las exportaciones de excedentes de gas natural útiles para el abastecimiento interno, (ii) la elaboración de un Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de la Capacidad de Transporte; (iii) la homologación del Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, por el cual la Compañía reestructuró sus contratos de compra de gas natural, (iv) bonificaciones para ahorro de energía por debajo de los umbrales definidos y aplicación de cargos adicionales a ciertos usuarios que exceden dichos umbrales, establecidos por el Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica (PURE), suspendidos desde septiembre a abril de cada año, (v) creación y constitución de un Sistema Fiduciario a través de un Fondo Fiduciario, (vi) aprobación de un mecanismo de corte útil para asegurar el suministro a usuarios del servicio no interrumpible y (vii) homologación del Acuerdo de Implementación del MEG suscripto entre la Asociación Civil Bolsa de Comercio de Buenos aires y la Secretaría de Energía por el que el MEG comenzó a funcionar.

La Resolución N° 752/05 de mayo de 2005 de la Secretaría de Energía implementó el esquema conocido como “separación de servicios anteriormente provistos de forma conjunta” disponiendo que, al 1° de agosto de 2005 (después prorrogado al 1° de septiembre de 2005 por Resolución N° 930/05), las prestatarias del servicio de distribución de gas natural no estarían autorizadas a abastecer gas natural a Grandes Usuarios Firmes e Interrumpibles, usuarios del Servicio General “G” y usuarios del Servicio General “P” cuyo consumo promedio mensual del último año de consumos registrados fuera superior a los 150.000 m3 . La Resolución N° 752/05 también estableció que, al 1° de enero de 2006, las prestatarias del servicio de distribución de gas natural no podrían vender gas natural a los usuarios del Servicio General “P” cuyo consumo promedio mensual en 2005 fue superior a los 9.000 m3 ni expendedores de GNC (el vencimiento del 1° de enero de 2006 para usuarios de estas dos categorías fue posteriormente modificado por Resolución N° 2.020/05 según se analiza más adelante).

La Resolución N° 2.020/05 de diciembre de 2005 de la Secretaría de Energía reglamenta la Resolución N° 752/05 y modificó las fechas de entrada en vigencia de la “separación de servicios anteriormente provistos de forma conjunta” establecida por la resolución anterior según lo siguiente: (i) para los usuarios del Servicio General “P” con un consumo entre 30.000 m3/mes y 150.000 m3/mes durante el período abril 2003-marzo 2004, el 1° de enero de 2006, (ii) para los usuarios del Servicio General “P” con un consumo entre 15.000 m3/mes y 30.000 m3/mes durante el período abril 2003-marzo 2004, el 1° de marzo de 2006, (iii) para los usuarios del Servicio General “P” con un consumo entre 9.000 m3/mes y 15.000 m3/mes durante el período abril 2003-marzo 2004, no hay fecha especificada hasta ahora, y (iv) para las estaciones de GNC, el 1° de marzo de 2006 (fecha que fue posteriormente prorrogada al 1° de abril de 2006 por Resolución N° 275/06).

La Resolución N° 2.020/05 también (i) excluye de este régimen a las asociaciones civiles sin fines de lucro y las asociaciones sindicales, gremiales o mutuales y, entidades dedicadas a las prestaciones de salud y educación sean públicas o privadas, (ii) establece ciertas restricciones sobre la compra de gas para impedir prácticas monopólicas y (iii) crea el “Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC”, por el cual se asigna gas natural a las estaciones de GNC después de las ofertas de venta y demandas de compra presentadas por los productores de gas natural y expendedores de GNC ante el MEG.

La Resolución N° 275/06 de la Secretaría de Energía de febrero de 2006 dispuso que las licenciatarias de servicios de distribución de gas natural deben actuar como representantes de las estaciones de servicio que venden GNC en la primera oportunidad de aplicación del “Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC” y en nombre propio para (i) realizar las asignaciones y despachos de gas natural hasta el 30 de setiembre de 2006 sin contraprestación, (ii) presentar ofertas irrevocables ante el MEG y (iii) suscribir los contratos de compra de gas natural correspondientes. A la fecha del presente, dos presentaciones del citado Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC fueron realizadas ante el MEG.

La Resolución N° 1.329/06 del 22 de septiembre de 2006 de la Secretaría de Energía abarca los siguientes aspectos de la industria del gas: (i) define los volúmenes de gas natural que los productores deben inyectar al sistema de transporte, (ii) establece un régimen de prioridades respecto de asignaciones y confirmación de asignaciones de gas natural que debe ser cumplido con los productores y empresas transportadoras, contemplando un sistema de penalidades por incumplimiento de sus obligaciones, (iii) categoriza como no interrumpible a los volúmenes de “reserva mínima inicial” de las estaciones de GNC que operen en febrero de 2004, (iv) incorpora un mecanismo a través del cual las prestatarias de distribución de gas natural tendrán que registrar las diferencias resultantes del consumo de las estaciones de GNC que sean menores a las asignaciones de las empresas distribuidoras; estas diferencias podrán luego ser facturadas por los productores correspondientes a las prestatarias de distribución al precio del GNC, o de otra forma compensadas, en circunstancias a acordar por las partes en virtud de contratos de compraventa que pudieran estar vigentes y (v) permite a las prestatarias de distribución utilizar volúmenes de gas natural específicos incluidos en acuerdos de compraventa que los usuarios celebren directamente con los productores, en determinadas circunstancias.

El 21 de mayo de 2007, a través del Decreto N° 571/07, el Gobierno Nacional determinó la intervención del ENARGAS por un período de 180 días, que fue luego prorrogado por otros períodos de 180 días por los Decretos N° 1.646/07, N° 953/08 y N° 2.138/08. La Compañía no puede asegurar que esta intervención no afectará en forma negativa su área de negocios en el futuro inmediato. Tampoco puede asegurar que la interpretación y aplicación de las citadas reglamentaciones, junto con cualquier futura modificación al ENARGAS y al marco regulatorio no la afectarían en forma sustancial y adversa.

La Resolución N° 599/2007 de la Secretaría de Energía publicada el 14 de junio de 2007 en el Boletín Oficial, homologando la propuesta del “Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011”, ratificada por los productores de gas natural y vigente a partir del 1° de agosto de 2007. Este Acuerdo rige y reglamenta el suministro de gas natural por parte de los productores a las prestatarias de servicios de distribución (para el suministro de usuarios residenciales y pequeños consumos del Servicio General “P”, gas natural comprimido (GNC), industriales y centrales eléctricas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2009 y 2011, según el tipo de consumo, con indicación de los volúmenes, cuencas y punto de ingreso al sistema de transporte que debe observar cada productor. Debido a diferentes factores no atribuibles a la Compañía (por ejemplo, incumplimiento de ciertos productores, falta de capacidad de transporte, aumento de la demanda de gas natural), los volúmenes disponibles para la Compañía en virtud del Acuerdo no cubrieron su demanda de transporte de gas natural para sus clientes residenciales.

Si bien el Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011 prevé la celebración de acuerdos de suministro de gas (en adelante designados en el presente como, los “Acuerdos de Suministro de Gas” entre las distribuidoras de gas y los productores de gas, la Compañía no celebró ningún Acuerdo de Suministro dado que los términos y condiciones ofrecidos por los productores no eran aceptables para la Compañía. La Compañía consideró las ofertas realizadas como un incumplimiento de las obligaciones establecidas en el marco del Acuerdo. Ninguna de las otras ocho empresas distribuidoras suscribió ningún Acuerdo de Suministro de Gas. En consecuencia, a la fecha de este Prospecto, el suministro de gas natural para la Compañía lo realizan los productores en virtud de los términos y condiciones del citado Acuerdo y las resoluciones de suministro complementarias dictadas por las autoridades con el objeto de garantizar la demanda no interrumpible.

Estructura y Organización de la Emisora y su grupo controlante

Principales Accionistas

Las acciones de la Compañía se dividen en tres clases de acciones ordinarias, escriturales, 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	221.977
Clase C	56.917

569.171

El siguiente cuadro muestra los accionistas de la Compañía y sus respectivas tenencias accionarias al 31 de diciembre de 2009.


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%
ANSeS	B	43.011.913	19,4%	7,6%
British Gas International B.V.	B	38.941.720	17,5%	6,8%
Inversores Privados	B	31.880.609	14,4%	5,6%
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. Véase “Información sobre la Emisora - Antecedentes y evolución - Privatización de Gas del Estado y creación de MetroGAS”.

En noviembre de 1994, la Compañía completó una oferta internacional de 93.500.000 Acciones Clase B (la “Oferta Combinada”), conformada por 5.610.000 American Depositary Shares –acciones de depósito en custodia, 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, cuyo objeto, de acuerdo con sus estatutos sociales, es ser una sociedad de inversión (sociedad holding) en relación con su participación en MetroGAS, es titular del 70% de las acciones de la Compañía, incluyendo 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 MetroGAS 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 MetroGAS entre sus accionistas. Dicha aprobación podrá otorgarse en caso de que el ENARGAS determine que las condiciones del mercado de capitales son apropiadas para hacerlo y si dicha operación no fuera a afectar adversamente el interés público.

El 7 de diciembre de 2005, Gas Argentino celebró un acuerdo con los tenedores de su deuda financiera, esto es, con Ashmore Investment Management Limited (los “Fondos Ashmore”), y Marathon Asset Management para cancelar todas sus obligaciones financieras relacionadas con dicha deuda financiera en canje de (i) la emisión por parte de Gas Argentino y/o la transferencia de sus accionistas a ese momento a favor de los Fondos Ashmore de las acciones ordinarias de Gas Argentino que totalizaban a ese momento el 30% de las acciones ordinarias con posterioridad a la emisión, y (ii) la transferencia a los Fondos Ashmore y Marathon Asset Management de aproximadamente el 19,2% y 80,8% respectivamente de sus Acciones Clase B de titularidad de Gas Argentino (lo que representa aproximadamente el 3,65% y 15,35%, respectivamente del capital social de la Compañía). Asimismo, Gas Argentino ha informado que dicha reestructuración se encuentra sujeta a, entre otras cuestiones, la aprobación por parte del ENARGAS y la Secretaría de Comercio Interior con el acuerdo previo de la CNDC. Mientras que se obtuvo la aprobación del ENARGAS, la aprobación de la CNDC y la autorización de la Secretaría de Comercio Interior se encontraban aún pendientes. El 15 de mayo de 2008, Marathon Master Fund Ltd. y Marathon Special Opportunity Master Fund Ltd. (los “Fondos Marathon”), dos tenedores de la deuda financiera de Gas Argentino, le notificaron que estaban rescindiendo el acuerdo con lo cual, la deuda, incluido capital e intereses, continuó pendiente teniendo Gas Argentino que comenzar un nuevo proceso de reestructuración con sus acreedores.

Con fecha 15 de mayo de 2008, Gas Argentino recibió una comunicación de Fondos Marathon por la cual manifiestan su decisión de terminar el acuerdo de reestructuración de fecha 7 de diciembre de 2005, ejerciendo la opción contemplada en dicho acuerdo, que establecía que cualquier acreedor estaba facultado a terminarlo si no se obtenían las aprobaciones correspondientes. Al 31 de diciembre de 2008, Gas Argentino contaba con aproximadamente U$S 100,1 millones, que incluye intereses devengados, de deuda financiera. Con fecha 11 de mayo de 2009, Gas Argentino recibió la notificación del pedido de quiebra iniciado por uno de sus acreedores financieros. Consecuentemente, 19 de mayo de 2009, por decisión del Directorio, Gas Argentino solicitó la formación de su concurso preventivo. Con fecha 8 de junio de 2009 el juzgado resolvió la apertura del concurso preventivo, ordenando la suspensión de los juicios de contenido patrimonial contra Gas Argentino.

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 Inversora Energética S.A.

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.

MetroEnergía S.A.

Composición del Capital Social


Clases de acciones	Suscripto, inscripto e integrado
	Miles de $
En circulación:
Ordinarias escriturales de valor nominal $ 1 y de 1 voto cada una:	230
Capital Social al 31 de diciembre de 2009	230

MetroGAS, como propietario del 95% del capital accionario de la Sociedad, es el accionista controlante de MetroENERGÍA. Los restantes accionistas de la Sociedad son BG Argentina S.A. e YPF Inversora Energética S.A. quienes poseen el 2,73% y 2,27% del capital accionario de la Sociedad respectivamente.

En julio de 2005, el ENARGAS otorgó la aprobación para operar MetroENERGÍA como empresa comercializadora del servicio de transporte de gas natural.

Activo Fijo

Los principales bienes de la Compañía están conformados por las cañerías 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. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios - Centrales eléctricas”.

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

A continuación se resume el análisis de la dirección de la información contable y datos operativos relevantes, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, que deberán ser leídos junto con los Estados Contables Auditados de la Compañía y las Notas a dichos estados contables incluidos como otra parte del presente Prospecto.

El siguiente análisis contiene declaraciones sobre hechos futuros que comprenden riesgos, incertidumbres y presupuestos. 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. Para analizar factores significativos, incluida la pesificación de sus tarifas, y otros factores que podrían hacer que los resultados actuales difieran sustancialmente de aquéllos a los que se hace referencia en las declaraciones sobre hechos futuros. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo”.

La Compañía mantiene libros y registros contables, publica sus estados contables consolidados en pesos al 28 de febrero de 2003 y confecciona estos estados contables consolidados de acuerdo con los PCGA Argentinos.

Durante 2009, la inflación argentina mantuvo su tendencia descendente, el IPC aumentó solamente un 7,7% en comparación con el aumento del 7,2% registrado en 2008 y el índice de precios mayoristas aumentó un 10,3% en comparación con el aumento del 8,9% registrado en 2008. Sin embargo, la desaceleración de la economía global llevó a la contracción del PBI porque durante 2009, el PBI fue del 0,4% anual en comparación al 4,4% del 2008.

La economía argentina sufrió una severa recesión que comenzó en el segundo semestre de 1998 y perduró hasta fines de 2002. Asimismo, el peso se devaluó respecto del dólar estadounidense en un 237% desde fines de 2001 hasta el 31 de diciembre de 2002. El peso se valorizó frente al dólar estadounidense un 13% en 2003 en comparación con 2002, y se devaluó entre el 1% y 3% desde 2003 hasta 2008 y se apreció un 1% en 2009 en comparación con 2008.

Producto Interno Bruto Argentino


	31 de diciembre de
	2009	2008	2007	2006	2005
Producto interno bruto (variación % anual)	(0,4)	4,4	9,1	8,6	9,0

_________

Fuente: INDEC, Banco de la Nación.

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

Índices de Precios Argentinos


		31 de diciembre de
	2009	2008	2007	2006	2005
Índice de precios mayoristas (variación % anual)	10,3	8,9	14,4	7,2	10,6
Índice de precios al consumidor (variación % anual)	7,7	7,2	8,5	9,8	12,3

_____________

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 de la Compañía:

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 pesificó los valores en dólares de todas las tarifas de servicios públicos (incluyendo las tarifas de la Compañía) a un tipo de cambio de uno a uno. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con Argentina”. La devaluación del peso, la pesificación y el congelamiento de las tarifas de la Compañía y las condiciones macroeconómicas prevalecientes en la actualidad en Argentina han tenido y podrán continuar teniendo un efecto sustancial adverso en los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía. Las circunstancias mencionadas afectan la situación financiera de la Compañía generando incertidumbre respecto de su capacidad de pago para hacer frente en el corto plazo a los compromisos que mantiene con sus acreedores financieros.

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, que aún está vigente.

En septiembre de 2008, la UNIREN remitió a la Compañía una propuesta para la suscripción de un Acuerdo Transitorio, que establece un régimen tarifario de transición, con vigencia al 1° de septiembre de 2008. Este Acuerdo Transitorio fue ratificado por Decreto N° 234/09 e incluye una adecuación de las tarifas relativas a los servicios de distribución y transporte de gas. Sin embargo, es importante destacar que, dado que la Compañía aún no ha firmado el Acuerdo Definitivo con la UNIREN, todos los montos que recibiría de clientes como resultado de las adecuaciones de las tarifas establecidas en el marco del Acuerdo Transitorio deberán depositarse en un fondo fiduciario, cuyos fondos deberán destinarse a futuras inversiones en obras de infraestructura de gas, con la previa aprobación del ENARGAS.

Devaluación

La Ley de Emergencia Pública derogó la paridad entre el peso y el dólar estadounidense en marzo de 2003. Luego de promulgar la Ley de Emergencia Pública, el Gobierno Nacional permitió la libre flotación del peso, lo que arrojó como resultado la disminución del valor del peso frente al dólar estadounidense. Básicamente todo el endeudamiento de MetroGas está denominado en dólares estadounidenses o euros y una parte importante de los bienes de capital que adquiere MetroGas son importados y pagados en dólares estadounidenses. Por lo tanto, el monto de su deuda e inversiones en bienes de capital ha aumentado significativamente en términos de pesos. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con Argentina”.

Eliminación del acceso al financiamiento

Otro factor que afectó adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía fue imposibilidad de acceder a fuentes de financiamiento. La Compañía pudo reestructurar parte significativa de su deuda en 2006, pero su acceso a fuentes de financiamiento nacional e internacional es aún limitado. La Compañía continúa sin tener certeza respecto de su capacidad de prorrogar o refinanciar su deuda al vencimiento. Véase “Liquidez y recursos de capital” en el presente.

Luego de la crisis de principios de 2002, la Compañía concentró nuevamente su estrategia en los riesgos y desafíos que enfrenta en el corto plazo. Desde entonces, su estrategia de corto plazo ha estado dirigida a trabajar junto con el Gobierno Nacional para acelerar la toma de decisiones y obtener los aumentos de tarifas que aseguren la continuidad de sus operaciones, el mantenimiento de normas de seguridad y estándares de calidad y la cobertura para el repago de la deuda. Véase “Información sobre la Emisora- Marco regulatorio –ENARGAS -Tarifas - Renegociación de las tarifas”.

La Dirección de la Compañía también ha tomado y continúa tomando una serie de medidas para mitigar el impacto de la pesificación tarifaria sobre la Compañía, entre las cuales se destacan las siguientes:

estricta administración del flujo de efectivo para ajustar los egresos financieros a los fondos disponibles;
reducción de las inversiones en bienes de capital y programas de mantenimiento preventivo, sin afectar la capacidad de la Compañía, a corto plazo, para atender a los clientes con seguridad u operar su red de conformidad con las normas de calidad y medio ambiente;
estricto control de todos los pedidos de ajuste de precios de proveedores y solicitudes de prórroga de los plazos de pago;
listado detallado de las obligaciones contractuales a cobrar y a pagar de la Compañía, con el objeto de determinar su nivel de exposición legal, económica y financiera y establecer un plan de acción para renegociar y ajustar los contratos en función de las perspectivas de la Compañía; y
garantizar asesoramiento impositivo necesario respecto de la aplicación óptima del traslado de quebrantos impositivos pasados y futuros.

Aún cuando la Compañía adoptó las medidas precedentes para mitigar los efectos de la pesificación mencionada sobre sus negocios, su futuro sigue siendo altamente incierto.

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

La situación económica en Argentina sigue siendo altamente fluctuante. A pesar de las mejoras macroeconómicas en Argentina desde 2004 hasta 2009, incluida una ligera inflación del índice de precios mayoristas y un aumento del valor del peso respecto del dólar estadounidense, la Compañía sigue operando en un entorno económico y social difícil y fluctuante. En particular, se prevé que las siguientes circunstancias podrán tener un efecto sustancial sobre los resultados de las operaciones y la liquidez de la Compañía en períodos futuros:

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

En particular, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía pueden sufrir cambios en el tipo de cambio del peso respecto del dólar debido a que sus principales activos e ingresos están denominados en pesos, mientras que casi la totalidad de sus deudas financieras están denominadas en dólares estadounidenses o euros.

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

Efectos del Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011

Con fecha 14 de junio de 2007, la Secretaría de Energía homologó la propuesta del Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011, ratificada el 1° de agosto de 2007 por los productores de gas natural. El Acuerdo establece las normas que rigen el suministro de gas natural por parte de productores a distribuidoras, mayoristas de GNC y usuarios industriales, en base al tipo de consumo, volúmenes y punto de ingreso al sistema de transporte por cada productor. La Secretaría de Energía se proponía que las empresas transportadoras y proveedores de gas celebraran acuerdos de suministro en el marco del Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011. La Compañía no suscribió acuerdos de suministro de gas con ningún productor ya que las condiciones que ofrecían no resultaron satisfactorias para la Compañía.

En la actualidad, la Compañía se abastece de gas natural en virtud del Acuerdo con Productores de Gas 2007-2011 y resoluciones dictadas por las autoridades pertinentes responsables de garantizar el suministro de gas natural a clientes residenciales e industriales. Los volúmenes de gas natural asignados a la Compañía conforme al Acuerdo no son suficientes para satisfacer sus obligaciones de suministro. Los resultados de las operaciones y situación financiera de la Compañía están afectados directamente por los volúmenes de gas natural que transporta y entrega a sus clientes residenciales e industriales.

Intervención por parte de la Secretaría de Comercio Interior

Con fecha 6 de julio de 2007, la Secretaría de Comercio Interior inició un procedimiento administrativo tendiente a disponer una intervención temporaria de las actividades de MetroGAS invocando la violación de la Ley N° 20.680 de Abastecimiento y Represión del Agio, al haber interrumpido la distribución de gas natural a ciertos usuarios industriales. Finalmente, la Secretaría de Comercio Interior no dispuso la intervención temporaria de MetroGAS.

Desde el período invernal 2007, tanto la Secretaría de Comercio Interior como la Secretaría de Energía aumentaron los procedimientos de intervención de las operaciones de la Compañía. En aras de garantizar el abastecimiento de gas natural a usuarios no interrumpibles, las intervenciones se centraron sobre restricciones de suministro de gas natural a ciertos usuarios industriales y centrales eléctricas. La Secretaría de Energía por nota de fecha 12 de mayo de 2008 dirigida a CAMMESA, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista de Argentina, autorizó a CAMMESA a redireccionar los volúmenes de gas natural a una central eléctrica diferente de la que contractualmente tiene derecho a dichos volúmenes con el propósito de asignar los volúmenes de gas natural disponibles en forma eficiente. Actualmente la Compañía analiza el impacto de esta nota sobre sus contratos con centrales eléctricas.

La intervención de la Secretaría de Comercio Interior y/o la Secretaría de Energía podría afectar el abastecimiento a usuarios residenciales, industriales y centrales eléctricas, alterando la confianza en el sistema de distribución y resultando en la caída de sus ventas lo cual podría tener un efecto sustancial adverso sobre el flujo de efectivo y los resultados de las operaciones de la Compañía.

Políticas Contables Críticas y Estimaciones

En relación con la preparación de sus Estados Contables Auditados, la Compañía se ha basado en las estimaciones y presupuestos provenientes de la experiencia histórica y varios otros factores que son razonables y pertinentes. Si bien la Compañía revisa estas estimaciones y presupuestos en el curso habitual de sus negocios, la presentación de su situación financiera y los resultados de sus operaciones 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 cálculos, supuestos, o condiciones.

A continuación se consignan los presupuestos más expuestos para formulación de juicio respecto del flujo de efectivo previsto de la Compañía:

Aumentos de tarifas: las proyecciones de la Compañía suponen aumentos graduales en las tarifas entre 2010 y 2023 que alcanzarán niveles de aproximadamente un 300% más altas que las actuales tarifas en pesos.
Índice de inflación: se han tomado niveles estables compatibles con aquéllos vigentes a la fecha del presente Prospecto.
Tipo de cambio: se ha tomado una depreciación del 15% del peso respecto del dólar durante 2010 y del 10% anual para los años subsiguientes.

A fin de facilitar la comprensión sobre la forma en que la dirección forma su juicio sobre hechos futuros, incluyendo las variables y presupuestos en que se fundan las estimaciones, y la sensibilidad de dichos juicios respecto de las diferentes variables y condiciones, la Compañía ha incluido comentarios relacionados con cada política contable crítica descripta en el presente.Véase la Nota 2 a los Estados Contables Auditados:

reconocimiento de ingresos y créditos por ventas;
deterioro de activos de larga duración;
previsión para reservas y contingencias;
otros créditos no corrientes;
impuesto a las ganancias diferido; e
impuesto a la ganancia mínima presunta.

Reconocimiento de ingresos y créditos por cobrar

Los ingresos se reconocen sobre la base de lo devengado contra entrega a los clientes, que incluye los montos estimados de gas entregados y no facturados aún al cierre de cada ejercicio. Los montos efectivamente entregados han sido estimados en base a los volúmenes comprados y otra información histórica. Los ingresos no facturados al 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 ascendieron a Ps. 16,6 millones, Ps. 31,1 millones, Ps. 15,7 millones, Ps. 10,1 millones y Ps. 26,8 millones, respectivamente.

La Compañía está expuesta a pérdidas por créditos incobrables. La previsión para deudores incobrables se realiza en base a las estimaciones de las recaudaciones de la Compañía. Si bien la dirección utiliza la información disponible para realizar las estimaciones, es posible que en el futuro deba realizar ajustes a las previsiones en caso de que las futuras condiciones económicas difieran sustancialmente de los presupuestos utilizados al realizar las estimaciones. El cargo correspondiente se incluye en gastos de comercialización; no se realizan ajustes sobre los ingresos por ventas. Para establecer la previsión para deudores incobrables, la dirección de la Compañía evalúa constantemente el monto y características de los créditos por ventas, incluyendo edad y situación financiera de sus usuarios. La previsión para deudores incobrables al 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 ascendió a Ps. 17,4 millones, Ps. 13,9 millones, Ps. 20,4 millones, Ps. 24,5 millones y Ps. 32,7 millones, respectivamente.

Deterioro de activos de larga duración

Como parte de su política contable, la Compañía evalúa el valor contable de sus activos de larga duración en diciembre de cada ejercicio. Asimismo, la Compañía periódicamente evalúa el valor contable de sus activos de larga duración en función de su valor de recupero cuando los hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor contable de un activo no es recuperable.

Con vigencia al 1° de enero de 2006, debido a las nuevas normas contables adoptadas por la CNV, según los PCGA Argentinos, el valor contable de un activo de larga duración es considerado por la Compañía en función de su valor de recupero cuando el flujo de efectivo previsto de dicho activo es identificable en forma separada y es menor que su valor contable. El flujo de efectivo previsto se determina principalmente utilizando los flujos de efectivo esperados descontados a una tasa medida según el riesgo comprendido. La adopción de esta norma contable no ha tenido impacto alguno sobre los resultados de las operaciones o la situación financiera de la Compañía.

En base a la forma en que opera su negocio, la manera en la que utiliza sus activos y en la que sus activos generan flujo de efectivo, la Compañía consideró que tiene solamente un flujo de efectivo identificable independiente generado por un grupo de activos, y por lo tanto, evaluó el grupo de activos en función del recupero de su valor en conjunto.

Según los PCGA Argentinos, una pérdida reconocida previamente debería solamente revertirse cuando haya un cambio posterior en las estimaciones utilizadas para calcular el valor de mercado del activo. En ese caso, el nuevo valor contable del activo debería ser menor que su valor de mercado o el valor contable neto que el activo habría tenido si el valor de recupero no hubiera sido reconocido. El cargo y la reversión por recupero del valor de activos de larga duración se reconocen en ganancias.

La Compañía entiende que la política contable relacionada con el deterioro de activos de larga duración es una “política contable crítica” por los siguientes motivos:

(1) es altamente susceptible a cambios de período a período ya que requiere que la dirección, al determinar su valor de mercado, realice ciertas estimaciones y presupuestos (tales como futuros ingresos y costo de ingresos); y

(2) es sustancial el impacto que tiene el reconocimiento o reversión de un deterioro o valor de recupero sobre los activos informados en el balance general consolidado de la Compañía, así como sobre el resultado de sus operaciones. Las estimaciones sobre futuros ingresos requieren la formulación de juicios esenciales ya que los ingresos reales han variado en el pasado y se prevé que continúen fluctuando, especialmente debido al proceso de renegociación de tarifas pendiente.

Para proyectar el flujo de efectivo futuro, la Compañía ha realizado ciertas estimaciones en relación con los ajustes de tarifas que prevé tendrá en el futuro. Sin embargo, debido a las incertidumbres en torno al proceso de renegociación, estas estimaciones son muy inciertas y existe un riesgo sustancial de que podrían ser sustancialmente diferentes. Si no tuviera lugar el aumento de tarifas, la Compañía puede estar sujeta a pérdidas por deterioro de activos de larga duración. Asimismo, la selección de una tasa de descuento adecuada resulta un proceso de gran subjetividad debido a la volatilidad de la economía argentina.

Al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, la Compañía no reconoció pérdidas por deterioro de activos de larga duración, ya que el flujo de efectivo no descontado, así como descontado, era mayor que el valor contable de los activos fijos.

Previsiones para reservas y contingencias

La Compañía tiene ciertos pasivos contingentes con respecto a reclamos, juicios y otros procedimientos, reales o potenciales. La Compañía devenga pasivos cuando resulta probable que incurrirá en futuros costos y dichos costos podrán ser estimados en forma razonable. Dichos devengamientos se basan en acontecimientos a la fecha, estimaciones de la Compañía de los resultados de estas cuestiones y la experiencia de los abogados para contestar, accionar y conciliar otras cuestiones similares. En la medida en que se defina mejor el alcance de las deudas, podrá haber cambios en las estimaciones de los futuros costos, lo que podría tener un efecto sustancial sobre los futuros resultados de las operaciones y la situación financiera o liquidez de la Compañía. La previsión para “contingencias: juicios ejecutivos” al 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, ascendió a Ps. 14,3 millones, Ps. 9,9 millones y Ps. 8,0 millones, Ps. 8,3 millones y Ps. 3,3 millones, respectivamente. La previsión para “contingencias: ingresos brutos Provincia de Buenos Aires” ascendió a Ps. 7,0 millones y Ps. 5,7 millones al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente. La previsión para “contingencias: tasas y cargo” al 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, fue de Ps. 21,3 millones, Ps. 20,2 millones y Ps. 19,1 millones, Ps. 18,1 millones y Ps. 17,5 millones, respectivamente. La previsión para “contingencias: multas GCABA” al 31 de diciembre de 2009, ascendió a Ps. 0,8 millones. La previsión para “contingencias: diferencias interpretativas con el Regulador” al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, ascendió a Ps. 22,7 millones, Ps. 16,6 millones y Ps. 13,8 millones, respectivamente. La previsión para “contingencias: otros” al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, ascendió a Ps. 4,7 millones, Ps. 9,9 millones y Ps. 9,5 millones, respectivamente. La previsión para “enajenación de bienes de uso” ascendió a Ps. 7,5 millones, Ps. 8,9 millones y Ps. 9,7 millones en diciembre de 2009, 2008 y 2007.

Otros créditos no corrientes

La Compañía ha registrado un activo de Ps. 113,1 millones, Ps. 99,1 millones y Ps. 81,3 millones, bajo el rubro otros créditos no corrientes al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente, para el valor de los créditos descontados respecto de la Tasa de Inspección y Ocupación de Espacios Públicos, indicada en Información contable—Cuestiones legales, ya que la Compañía considera que tiene derecho a trasladar (en las tarifas que factura a sus clientes) los montos pagados al respecto en base: (a) lo establecido por el marco regulatorio de la industria del gas, Ley N° 24.076 (artículo 41) y Decreto N° 2.255/92 (artículo 9.6.2), que establece que las variaciones de costos originados en los cambios de normas fiscales serán reflejados en las tarifas y (b) en mayo de 2005, en respuesta a una comunicación presentada por la Compañía, el Departamento de Asuntos Legales del Ministerio de Economía comentó favorablemente el traslado de estos costos a clientes a través de tarifas y presentó su comentario ante el ENARGAS para su consideración antes de dictar un fallo definitivo.

Ante la falta de aprobación del pase a tarifas de la Tasa por Estudio, Revisión e Inspección de Obras en Espacios Públicos del Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires (“GCBA”) y de las Tasas de Ocupación de Espacios Público tanto en jurisdicción del GCBA como de los Municipios de la Provincia de Buenos Aires mencionados, MetroGAS ha presentado dos amparos por mora contra al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión quien debe expedirse en los términos de la Resolución MPFIPyS N° 2000/05 respecto de la Tasa por Estudio, Revisión e Inspección de obras en Espacios Públicos y de la Tasa de Ocupación de Espacios Público correspondientes al GCBA y cinco amparos por mora contra el ENARGAS quien aún no ha dado la intervención correspondiente a dicho Subsecretario con relación a las Tasas de Ocupación de Espacios Públicos de los Municipios de la Provincia de Buenos Aires.

Con fecha 7 de diciembre de 2009 MetroGAS fue formalmente notificada de la sentencia dictada en el expediente formado por el amparo por mora respecto de la solicitud de pass-through en el caso de Ezeiza, otorgando al ENARGAS un plazo de 30 días hábiles para resolver el fondo de la cuestión. El ENARGAS apeló la sentencia, sin perjuicio de lo cual elevó el expediente a la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión de conformidad con lo dispuesto por la Resolución N° 2.000/05.

Impuesto a las ganancias diferido

La Compañía registró pérdidas sustanciales en 2002, el año en que comenzó la crisis económica de Argentina, y dichas pérdidas resultaron en el traslado de las pérdidas a ejercicio futuros a efectos fiscales para su compensación. La realización final del traslado de las pérdidas a ejercicios futuros para su compensación depende de la generación de futuras ganancias imponibles durante los períodos en que el traslado del quebranto a ejercicios futuros resulta recuperable. La Compañía debe evaluar periódicamente la posibilidad de recuperar el traslado del quebranto a ejercicios futuros. Esta evaluación se realiza en base a proyecciones internas, que son habitualmente actualizadas para reflejar tendencias más recientes en los resultados de sus operaciones. Al 31 de diciembre de 2009, no se registró ninguna previsión por desvalorización para el quebranto impositivo. Al 31 de diciembre de 2008, 2007, 2006 y 2005, basada en la información financiera, la Compañía no tenía certeza sobre si recuperaría totalmente su quebranto impositivo a través de futuras ganancias imponibles, por lo tanto, registró una previsión por desvalorización de Ps. 23,3 millones, Ps. 29,9 millones, Ps. 151,0 millones y Ps. 169,8 millones, respectivamente. La disminución entre 2009 y 2008 se debió en parte al vencimiento del traslado del quebranto impositivo de Ps. 23,1 millones en 2009 y la disminución entre 2008 y 2007 se debió principalmente al recupero de esta previsión por desvalorización.

Impuesto a la ganancia mínima presunta

La Compañía también registró un activo neto de la previsión por desvalorización del impuesto a la ganancia mínima presunta de Ps. 66,3 millones, Ps. 75,6 millones, Ps. 65,1 millones, Ps. 54,5 millones y Ps. 45,9 millones, al 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, respectivamente, por el valor de su crédito fiscal respecto del impuesto a la ganancia mínima presunta. Este impuesto es complementario de la obligación por impuesto a las ganancias. El impuesto se calcula aplicando la alícuota efectiva del 1% sobre la base fiscal de ciertos activos. La obligación fiscal final será el mayor entre el impuesto a las ganancias o el impuesto a la ganancia mínima presunta. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta fuera mayor que el impuesto a las ganancias durante cualquier ejercicio económico, dicho excedente puede ser computado como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pueda originarse en los diez ejercicios económicos siguientes.

Según criterio de la Compañía existe una gran probabilidad que ésta pueda utilizar estos créditos fiscales contra cargos por impuesto a las ganancias futuros en base a sus proyecciones fiscales y la disponibilidad de los diez años del crédito reconocido por ley, y por lo tanto, se reconoció una previsión por desvalorización de Ps. 21,1 millones al 31 de diciembre de 2009.

Efectos de Nuevos Pronunciamientos

No existen nuevos pronunciamientos que hayan afectado la preparación de los Estados Contables Auditados para ninguno de los ejercicios presentados.

El 20 de marzo de 2009, la FACPCE dictó la Resolución N° 26 “Adopción de Normas Internacionales de Información Financiera” (las “IFRS”) tal como fueron dictadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (el “IASB”)” (esa Resolución N°26, la “RT 26”) que requiere que las empresas, bajo la supervisión de la CNV preparen sus estados contables de acuerdo con las IFRS tal como fueron publicadas por el IASB para los ejercicios que comienzan en o después del 1° de enero de 2011, incluida la información comparativa para cada uno de los ejercicios anteriores. Hay Consejos Profesionales o formuladores de normas en cada jurisdicción provincial de Argentina que tienen la facultad de aprobar, rechazar o modificar una resolución dictada por la FACPCE. En este sentido, con fecha 15 de abril de 2009 el CPCECABA adoptó mediante la C.D. N°25/09 la RT N°26.

Asimismo, la CNV ha establecido la aplicación de la RT 26 de la FACPCE que adopta, para las entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley N° 17.811, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen, las normas internacionales de información financiera emitidas por el IASB (Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad). La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicia el 1° de enero de 2012. A la fecha de emisión de este Prospecto, el Directorio está analizando el plan de implementación específico.

Resultados Operativos

El siguiente análisis de los resultados de las operaciones y situación financiera debe leerse junto con los Estados Contables Auditados de la Compañía y la información contable consolidada seleccionada incluída en “Información clave”. Los Estados Contables Auditados de la Compañía han sido preparados de conformidad con los PCGA Argentinos.

Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008

Ventas

El total de ventas consolidadas aumentó un 19,2% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, totalizando Ps. 1.074,2 millones respecto de Ps. 901,6 millones en el ejercicio anterior.

El incremento de las ventas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 se origina principalmente en mayores ventas a clientes residenciales de MetroGAS y en mayores ventas por cuenta propia de MetroENERGÍA.

Si bien los volúmenes entregados a clientes residenciales aumentaron sólo un 2,2%, las ventas a esta categoría de clientes aumentaron 25,8%, de Ps. 415,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 522,5 millones en el presente ejercicio, debido principalmente al incremento del costo del gas contenido en la tarifa y al aumento en la cantidad de clientes.

Las ventas con gas de MetroGAS a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron 11,4%, de Ps. 92,0 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a miles de Ps. 81,4 millones durante el ejercicio 2009, con una disminución del 16,0% en los volúmenes entregados.

Las ventas del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas aumentaron 1,9% de Ps. 79,3 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 80,8 millones en el ejercicio 2009, con un incremento del 0,8% en los volúmenes entregados.

Por otra parte, las ventas del servicio de transporte y distribución a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron 12,7% de Ps. 67,8 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 59,2 millones durante el ejercicio 2009, debido principalmente a la disminución del 10,3% en los volúmenes entregados.

Las ventas del servicio de transporte y distribución a clientes GNC disminuyeron 5,9% de Ps. 40,1 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 37,8 millones durante el ejercicio 2009, debido principalmente a la disminución del 4,2% en los volumenes entregados y la reducción de los cargos por reserva de capacidad.

Las ventas de subproductos aumentaron 32,2% de Ps. 36,9 millones registrados durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 48,8 millones registrados en el ejercicio 2009 debido fundamentalmente a un aumento del 30,1% en los volúmenes entregados y al incremento en el precio promedio.

Las ventas de gas y transporte por cuenta propia de MetroENERGÍA aumentaron 59,4% de Ps. 115,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 184,4 millones en el ejercicio 2009, principalmente como consecuencia del incremento en los precios promedio y de un incremento del 27,1% en los volúmenes entregados.

Las comisiones por operaciones por cuenta y orden de terceros realizadas por MetroENERGÍA aumentaron de Ps. 7,7 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 15,9 millones en el ejercicio 2009 principalmente como consecuencia del incremento en el precio promedio.

El siguiente cuadro muestra las ventas consolidadas de la Compañía por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008, expresadas en miles de pesos:


	Ventas
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009	% de Ventas	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008	% de Ventas
	(en miles de Pesos, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	522.532	48,6	415.522	46,1
Industriales, comerciales y entidades públicas	81.436	7,6	91.961	10,2
Subtotal	603.968	56,2	507.483	56,3
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	80.799	7,5	79.283	8,8
Industriales, comerciales y entidades públicas	59.169	5,5	67.763	7,5
Gas Natural Comprimido	37.772	3,6	40.130	4,5
Subtotal	177.740	16,6	187.176	20,8
Procesamiento de gas natural	48.801	4,5	36.910	4,1
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución	43.475	4,0	46.655	5,2
MetroENERGÍA
Ventas de gas y transporte por cuenta propia	184.354	17,2	115.634	12,8
Comisiones por operaciones por cuenta y orden de terceros	15.889	1,5	7.706	0,8
Total ventas	1.074.227	100,0	901.561	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 2009 y 2008, expresados en millones de metros cúbicos:


	Volumen de Ventas
	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009	% de Ventas	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008	% de Ventas
	(en millones de m3, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	1.917,9	23,3	1.877,1	22,5
Industriales, comerciales y entidades públicas	456,8	5,5	544,0	6,5
Subtotal	2.374,7	28,8	2.421,1	29,0
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	3.678,5	44,6	3.651,1	43,7
Industriales, comerciales y entidades públicas	876,0	10,6	976,1	11,7
Gas Natural Comprimido	559,6	6,8	584,4	7,0
Subtotal	5.114,1	62,0	5.211,6	62,4
Procesamiento de gas natural	138,3	1,7	106,3	1,3
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución	618,5	7,5	615,7	7,3
MetroGAS	8.245,6	100,0	8.354,7	100,0

Total volumen entregado de gas y transporte por MetroENERGIA por cuenta propia	600,1	100,0	472,2	100,0

Costos de operación

Los costos de operación totalizaron Ps. 769,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, originando un aumento del 25,6%, respecto de Ps. 613,0 millones registrados en el ejercicio anterior. Esta variación se debió fundamentalmente al aumento en los costos de compra de gas, en los sueldos y cargas sociales, a la reversión de la provisión para penalidades de centrales eléctricas registrada durante el primer trimestre del ejercicio 2008 correspondientes al período invernal 2007 y al incremento en los servicios y suministros de terceros, parcialmente compensada con la disminución de honorarios del operador técnico.

Los costos de compra de gas natural aumentaron 50,7% de Ps. 257,2 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 387,7 millones durante el presente ejercicio debido fundamentalmente al aumento del precio del gas en boca de pozo. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 MetroGAS adquirió 2.948,4 MMm3 y MetroENERGÍA 492,5 MMm3, los que en su conjunto representan un incremento del 0,5% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio anterior.

Los costos de transporte de gas aumentaron 2,3% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 respecto del ejercicio anterior debido al incremento de los costos de transporte interrumpible.

La Sociedad activó en bienes de uso durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 Ps. 5,0 millones y Ps. 3,4 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 2009 y 2008, expresados en miles de pesos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009		Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008
	(en miles de Pesos)	% de Costos de Operación	(en miles de Pesos)	% de Costos de Operación
Compra de gas natural y subproductos	387.712	50,4	257.228	42.0
Transporte de gas	213.924	27,8	209.173	34.1
Depreciación de Bienes de Uso	67.386	8,7	65.435	10.7
Sueldos y Cargas Sociales	50.839	6,6	42.974	7.0
Mantenimiento y Reparación	22.266	2,9	19.522	3.2
Honorarios del Operador Técnico	--	--	9.029	1.5
Materiales Diversos	4.480	0,6	3.820	0.6
Servicios y Suministros de Terceros	15.355	2,0	10.033	1.6
Otros Gastos Operativos	12.605	1,6	(862)	(0.1)
Capitalización de costos en Bienes de Uso	(4.983)	(0,6)	(3.399)	(0.6)
Total	769.584	100,0	612.953	100,0

Gastos de administración

Los gastos de administración se incrementaron 17,6%, de Ps. 83,0 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 97,7 millones en el presente ejercicio. Este incremento se debió principalmente al incremento de sueldos y cargas sociales, de los gastos de mantenimiento de sistemas informáticos, de impuestos, tasas y contribuciones, y de honorarios por servicios profesionales, parcialmente compensado por la disminución del cargo por servicios y suministros de terceros y de la previsión para contingencias.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:


	Gastos de Administración
	(en miles de pesos, salvo porcentajes)
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009	% del Total de Gastos Administrativos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008	% del Total de Gastos Administrativos
Remuneraciones y cargas sociales	44.456	45,5	38.439	46,3
Impuestos, tasas y contribuciones	10.780	11,0	7.075	8,5
Honorarios por servicios profesionales	6.243	6,4	3.718	4,5
Mantenimiento y reparación de bienes de uso	10.360	10,6	6.649	8,0
Primas de Seguros	2.949	3,0	2.282	2,7
Depreciación de bienes de uso	3.945	4,0	3.733	4,5
Previsión para contingencias	10.445	10,7	12.702	15,3
Otros gastos de administración	8.481	8,8	8.439	10,2
Total	97.659	100,0	83.037	100,0

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización aumentaron 27,8% de Ps. 88,3 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 a Ps. 112,9 millones en el presente ejercicio, debido principalmente al aumento del cargo de la previsión de deudores incobrables y al incremento de sueldos y cargas sociales, de impuestos, tasas y contribuciones, de gastos de correo y telecomunicaciones y de servicios y suministros de terceros.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008 y el porcentaje de gastos de comercialización de la Compañía representado por cada tipo de gasto de comercialización:


	Gastos de Comercialización
	(en miles de pesos, salvo porcentajes)
	Ejrecicio finalizado el 31 de diciembre de 2009	% del Total de Gastos de Comercialización	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008	% del Total de Gastos de Comercialización
Remuneraciones y Cargas sociales	40.713	36,1	34.651	39,2
Impuestos, tasas y contribuciones	34.678	30,7	29.768	33,7
Servicios y suministros de terceros	10.991	9,7	9.377	10,6
Gastos y comisiones bancarias	6.219	5,5	5.405	6,1
Deudores Incobrables	8.174	7,2	1.259	1,4
Publicidad y propaganda	1.967	1,7	1.020	1,2
Honorarios por servicios profesionales	236	0,2	245	0,3
Otros gastos de comercialización	9.920	8,9	6.611	7,5
Total	112.898	100,0	88.336	100,0

Resultados financieros y por tenencia

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 los resultados financieros y por tenencia generaron una pérdida de Ps. 170,8 millones, respecto de una pérdida de Ps. 130,1 millones generada en el ejercicio anterior. La variación en los resultados financieros y por tenencia está originada principalmente por la pérdida por intereses y diferencia de cambio registrada durante el ejercicio 2009, como consecuencia del aumento del tipo de cambio aplicable a la deuda financiera.

Otros ingresos (egresos) netos

Los otros ingresos netos registraron una ganancia de Ps. 8,0 millones durante el ejercicio finalizado 31 de diciembre de 2009, respecto de una ganancia de Ps. 1,4 millones registrada en el ejercicio anterior, debido principalmente al recupero de provisiones durante el presente ejercicio.

Impuesto a las ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, la Sociedad devengó una pérdida de Ps. 9,4 millones, respecto de una pérdida de Ps. 1,8 millones registrada en el ejercicio anterior. Dicha variación se debe principalmente a la constitución de la previsión por desvalorización del crédito por Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta en MetroGAS y al incremento del cargo por impuesto generado por MetroENERGÍA durante el presente ejercicio.

Flujos de efectivo netos originados en actividades operativas

Los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas fueron de Ps. 251,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, mientras que en el ejercicio anterior fueron Ps. 172,4 millones. La variación se debe básicamente a la disminución de los fondos requeridos por el capital de trabajo durante el presente ejercicio.

Flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión

Los flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 105,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, por aumentos de bienes de uso, comparados con Ps. 84,2 millones aplicados en el ejercicio anterior.

Flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiación

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 se aplicaron Ps. 70,5 millones a actividades de financiación, mientras que se aplicaron Ps. 64,1 millones en el ejercicio anterior. El aumento de los fondos aplicados a actividades de financiación corresponde principalmente a mayores intereses pagados al 31 de diciembre de 2009 respecto a los abonados en el ejercicio anterior.

Liquidez y Recursos de Capital

Deuda

Al 31 de diciembre de 2009, la capitalización total era de Ps. 1.818,2 millones, conformada por Ps. 920,6 millones de deuda financiera y Ps. 897,6 millones de patrimonio neto. La deuda financiera de la Compañía como porcentaje de la capitalización total ascendía, al 31 de diciembre de 2009, al 50,6%.

Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007

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 2008:


	Período de Tres Meses
	31 de marzo de 2008	30 de junio de 2008	30 de septiembre de 2008	31 de diciembre de 2008		Total
	(en millones de pesos)
Ventas netas	187,5	247,1	278,3	188,8	901,6
Ganancia bruta	68,3	83,6	94,8	42,0	288,6
Ingresos (Pérdidas) operativos	27,7	41,0	52,5	(3,9)	117,2
Ganancia (Pérdida) antes de impuestos	1,1	58,9	22,1	(93,9)	(11,7)
Ganancia (pérdida)	2,3	59,1	14,4	(89,5)	(13,5)

El total de ventas consolidadas disminuyó un 5,7% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, totalizando Ps. 901,6 millones, respecto de Ps 955,9 millones en el ejercicio anterior. La disminución de las ventas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 se origina principalmente por menores ventas totales de MetroENERGÍA de Ps. 46,1 millones y por menores ventas a clientes residenciales de MetroGAS de Ps. 7,1 millones.

Debe señalarse que las operaciones de MetroENERGÍA fueron realizadas en un 51,2% mediante la comercialización de gas por cuenta propia y en un 48,8% mediante la comercialización de gas por cuenta y orden de terceros, percibiendo por ello una comisión que se incluye en la línea de Ventas del estado de resultados.

Las ventas a clientes residenciales disminuyeron un 1,7%, por lo que se pasó de Ps. 422,6 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 415,5 millones en el ejercicio 2008, con una disminución del 7,9% del volumen entregado, parcialmente compensada por un aumento en la cantidad de clientes y por los incrementos del componente gas en la tarifa durante el último trimestre de 2008.

Las ventas del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas disminuyeron un 5,4%, pasando de Ps. 83,8 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 79,3 millones en el ejercicio 2008, debido principalmente a la disminución del 3,2% en los volúmenes entregados y a la disminución del precio promedio.

Las ventas con gas de MetroGAS a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron un 2,9%, pasando de Ps. 94,7 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 92,0 millones durante el ejercicio 2008, con una disminución del 4,3% en los volúmenes entregados, parcialmente compensada por los incrementos del componente del costo de gas en la tarifa durante el último trimestre de 2008.

Por otra parte, las ventas del servicio de transporte y distribución a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentaron un 11,1%, pasando de Ps. 61,0 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 67,8 millones durante el ejercicio 2008, debido al aumento del precio promedio y, en menor medida, al incremento del 2,7% en los volúmenes entregados.

Las ventas del servicio de transporte y distribución a clientes GNC disminuyeron un 2,6%, pasando de Ps. 41,2 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 40,1 millones durante el ejercicio 2008, debido principalmente a la disminución del 4,8% en los volúmenes entregados.

Las ventas de subproductos aumentaron un 23,5%, pasando de Ps. 29,9 millones registrados durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 37,0 millones registrados en el ejercicio 2008, debido fundamentalmente al aumento del precio promedio.

Las ventas de gas por cuenta propia de MetroENERGÍA disminuyeron un 28,6%, pasando de Ps. 161,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 115,6 millones en el ejercicio 2008, principalmente como consecuencia de la disminución del 43,5% en los volúmenes entregados, parcialmente compensado con el incremento en los precios promedio.

Los volúmenes entregados por MetroENERGÍA por cuenta propia descendieron a 472,2 millones de metros cúbicos durante el ejercicio 2008 comparado con 836,1 millones de metros cúbicos durante 2007.

Las comisiones por operaciones por cuenta y orden de terceros realizadas por MetroENERGÍA aumentaron levemente de Ps. 7,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 7,7 millones en el ejercicio 2008.

El siguiente cuadro muestra las ventas de la Sociedad por categoría de clientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, expresadas en miles de pesos:


	Ventas
	Período finalizado el 31 de diciembre de 2008	% de Ventas	Período finalizado el 31 de diciembre de 2007	% de Ventas
	(en miles de Pesos, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	415.522	46,1	422.632	44,2
Industriales, comerciales y entidades públicas	91.961	10,2	94.675	9,9
Subtotal	507.483	56,3	517.307	54,1
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	79.283	8,8	83.778	8,8
Industriales, comerciales y entidades públicas	67.763	7,5	60.975	6,4
Gas Natural Comprimido	40.130	4,5	41.200	4,3
Subtotal	187.176	20,8	185.953	19,5
Procesamiento de gas natural	36.910	4,1	29.881	3,1
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución	46.655	5,2	53.398	5,6
MetroENERGÍA
Ventas por cuenta propia	115.634	12,8	161.843	16,9
Comisiones por operaciones por cuenta y orden de terceros	7.706	0,8	7.471	0,8
Total ventas	901.564	100,0	955.853	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 2008 y 2007, expresados en millones de metros cúbicos:


	Volumen de Ventas
	Período finalizado el 31 de diciembre de 2008	% de Ventas	Período finalizado el 31 de diciembre de 2007	% de Ventas
	(en millones de metros cúbicos, excepto porcentajes)
Ventas de Gas
Residencial	1.877,1	22,5	2.037,0	23,5
Industriales, comerciales y entidades públicas	544,0	6,5	568,5	6,6
Subtotal	2.421,1	29,0	2.605,5	30,1
Transporte y distribución
Centrales Eléctricas	3.651,1	43,7	3.771,2	43,5
Industriales, comerciales y entidades públicas	976,1	11,7	950,7	11,0
Gas Natural Comprimido	584,4	7,0	613,8	7,1
Subtotal	5.211,6	62,4	5.335,7	61,6
Procesamiento de gas natural	106,3	1,3	150,1	1,7
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución	615,7	7,3	577,5	6,6
MetroGAS	8.354,7	100,0	8.668,8	100,0

Total volumen entregado por MetroENERGIA por cuenta propia	472,2	100,0	836,1	100,0

Costos de operación

Los costos de operación totalizaron Ps. 613,0 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, originando una disminución del 8,8%, respecto de Ps. 671,8 millones registrados en el ejercicio anterior. Esta variación se debió fundamentalmente a la disminución en los costos de compra de gas y la reversión de la provisión para penalidades de centrales eléctricas del período invernal 2007, parcialmente compensada con el incremento de sueldos y cargas sociales, servicios y suministros de terceros y mantenimiento y reparaciones de bienes de uso.

Los costos de compra de gas natural disminuyeron en 16,5% de Ps. 308,2 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a miles de Ps. 257,2 millones durante el ejercicio 2008 debido fundamentalmente a la disminución en los volúmenes de gas comprados y a la disminución del precio promedio. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 MetroGAS adquirió 2.975,4 millones de metros cúbicos y MetroENERGÍA 472,2 millones de metros cúbicos, los que en su conjunto representan una disminución del 15,3% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio anterior. Esta variación se debe principalmente a la disminución en los volúmenes de gas natural entregados a clientes de MetroENERGÍA y a los clientes residenciales de MetroGAS.

Los costos de transporte de gas se mantuvieron, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, en niveles similares al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007.

La Sociedad activó en bienes de uso durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007 Ps. 3,4 millones y Ps. 2,3 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 2008 y 2007, expresados en miles de pesos:


	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008		Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007
	(en miles de Pesos)	% de Costos de Operación	(en miles de Pesos)	% de Costos de Operación
Compra de gas natural y subproductos	257.228	42,0	308.179	45,9
Transporte de gas	209.173	34,1	206.888	30,8
Depreciación de Bienes de Uso	65.435	10,7	64.566	9,6
Sueldos y Cargas Sociales	42.974	7,0	33.614	5,0
Mantenimiento y Reparación	19.522	3,2	14.402	2,1
Honorario del Operador Técnico	9.029	1,5	10.201	1,5
Materiales Diversos	3.820	0,6	3.600	0,5
Servicios y Suministros de Terceros	10.033	1,6	6.446	1,0
Otros Gastos Operativos	(862)	(0,1)	26.162	3,9
Capitalización de costos operativos en Bienes de Uso	(3.399)	(0,6)	(2.276)	(0,3)
Total	612.953	100,0	671.782	100,0

Gastos de administración

Los gastos de administración aumentaron un 1,4%, pasando de Ps. 81,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 83,0 millones en 2008. Este aumento se debió principalmente al incremento de sueldos y cargas sociales y servicios y suministros de terceros, parcialmente compensado por la disminución de depreciaciones de bienes de uso y honorarios por servicios profesionales.

El siguiente cuadro muestra los gastos administrativos de la Compañía por tipo de gasto para 2008 y 2007 y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto:


	Gastos de Administración
	(en miles de pesos, salvo porcentajes)
	Período finalizado el 31 de diciembre de 2008	% del Total de Gastos Administrativos	Período finalizado el 31 de diciembre de 2007	% del Total de Gastos Administrativos
Remuneraciones y otros beneficios al personal	31.620	38,1	25.455	31,1
Cargas sociales	6.819	8,2	5.334	6,5
Impuestos, tasas y contribuciones	7.075	8,5	7.080	8,6
Honorarios por servicios profesionales	3.718	4,5	8.327	10,2
Mantenimiento y reparación de bienes de uso................................................................	6.649	8,0	7.027	8,6
Primas de Seguros	2.282	2,7	2.241	2,7
Depreciación de bienes de uso	3.733	4,5	7.234	8,8
Previsión para contingencias	12.702	15,3	12.935	15,8
Otros gastos de administración	8.439	10,2	6.285	7,7
Total	83.037	100,0	81.918	100,0

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización aumentaron un 11,2%, pasando de Ps. 79,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 a Ps. 88,3 millones en el ejercicio 2008, debido principalmente al aumento de sueldos y cargas sociales y servicios y suministros de terceros.

El siguiente cuadro muestra los gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para 2008 y 2007 y el porcentaje de gastos de comercialización de la Compañía representado por cada tipo de gasto:


	Gastos de Comercialización
	(en miles de pesos, salvo porcentajes)
	Período finalizado el 31 de diciembre de 2008	% del Total de Gastos de Comercialización	Período finalizado el 31 de diciembre de 2007	% del Total de Gastos de Comercialización
Remuneraciones y Cargas sociales	34.651	39,3	27.151	34,2
Impuestos, tasas y contribuciones	29.768	33,7	31.157	39,3
Servicios y suministros de terceros	9.377	10,6	6.260	7,9
Gastos y comisiones bancarias	5.405	6,1	5.564	7,1
Deudores Incobrables	1.259	1,4	2.285	2,9
Publicidad y propaganda	1.020	1,1	1.422	1,8
Otros gastos de comercialización	6.856	7,8	5.590	6,8
Total	88.336	100,0	79.429	100,0

Resultados financieros y por tenencia

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 los resultados financieros y por tenencia generaron una pérdida de Ps. 130,1 millones, respecto de una pérdida de Ps. 114,3 millones generadas en el ejercicio anterior. La variación en los resultados financieros y por tenencia está originada principalmente por la pérdida por diferencia de cambio registrada durante el ejercicio 2008, como consecuencia del aumento del tipo de cambio aplicable a la deuda financiera, parcialmente compensada por la ganancia registrada como consecuencia de la reversión del descuento de créditos a largo plazo.

Otros ingresos (egresos) netos

Los otros ingresos netos registraron una ganancia de Ps. 1,4 millones durante el ejercicio finalizado 31 de diciembre de 2008, respecto de Ps. 3,2 millones registrados en el ejercicio anterior, debido principalmente al recupero de provisiones durante el ejercicio 2007.

Impuesto a las ganancias

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, la Sociedad devengó una pérdida de Ps. 1,8 millones, respecto de una ganancia de Ps. 4,6 millones registrada en el ejercicio anterior. Dicha variación se debe principalmente al recupero de la previsión por desvalorización sobre el activo por impuesto diferido, parcialmente compensado por el vencimiento de quebrantos producidos durante el ejercicio anterior y la disminución en el impuesto de MetroGAS durante el presente ejercicio.

Flujos de efectivo netos originados en actividades operativas

Los flujos de efectivo netos originados en actividades operativas fueron Ps. 172,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, mientras que en el ejercicio anterior fueron Ps. 118,3 millones. La variación se debe básicamente a la disminución de los fondos requeridos por el capital de trabajo durante 2008.

Flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión

Los flujos de efectivo netos aplicados en actividades de inversión ascendieron a Ps. 84,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, por aumentos de bienes de uso, comparados con Ps. 62,9 millones aplicados en el ejercicio anterior.

Liquidez y Recursos de Capital

Deuda

Con fecha 25 de marzo de 2002, MetroGAS anunció la suspensión de los pagos de capital e intereses sobre la deuda financiera dado que la Ley de Emergencia, conjuntamente con las reglamentaciones correspondientes, alteró los parámetros fundamentales de la Licencia de la Sociedad, incluyendo la suspensión de la aplicación de la fórmula de ajuste de las tarifas y la conversión de las tarifas a pesos, así como también la devaluación del peso.

El 9 de noviembre de 2005, la Sociedad efectúo el lanzamiento de una solicitud de consentimiento para reestructurar su deuda financiera quirografaria en los términos de un APE de acuerdo con la Ley Argentina.

Con fecha 12 de mayo de 2006 se produjo la finalización del proceso de reestructuración de deuda financiera realizándose el canje efectivo de los títulos. Para ello se emitieron Obligaciones Negociables Serie 1 por un monto total de U$S 236.285.638 de valor nominal, Serie 2 Clase A por un monto total de U$S 6.254.764 de valor nominal y Serie 2 Clase B por un monto total de Euros 26.070.450 de valor nominal. Adicionalmente se efectuaron pagos por un total de U$S 105.608.445 por las opciones recibidas de compra en efectivo y U$S 19.090.494 y Euros 469.268 correspondientes a intereses devengados por las obligaciones negociables Series 1 y Series 2 hasta el 30 de diciembre 2005.

Se ha dado total cumplimiento al Plan de Afectación de Fondos de la emisión de las Series 1 y 2 de Obligaciones Negociables, destinándose los fondos obtenidos a la refinanciación de pasivos de corto plazo.

MetroGAS, y sus subsidiarias, deberán cumplir con una serie de restricciones debido a obligaciones relacionadas con la nueva deuda, que entre otras, incluye a las siguientes:

Rescate obligatorio con fondos excedentes: la Sociedad destinará el monto de fondos excedentes (no asignado a pagos restringidos) (i) para rescatar (a prorrata entre los tenedores de las Obligaciones Negociables Serie 1) las Obligaciones Negociables Serie 1 en circulación mediante precancelaciones de Obligaciones Negociables; y (ii) después de que todas las Obligaciones Negociables Serie 1 en circulación hayan sido canceladas íntegramente, para rescatar (a prorrata entre los tenedores de las Obligaciones Negociables Serie 2) las Obligaciones Negociables Serie 2 en circulación mediante precancelaciones de Obligaciones negociables, en cada caso, en tanto la Sociedad no haya destinado dicho monto de fondos excedentes disponibles netos para realizar operaciones de compra en el mercado;
Limitaciones sobre endeudamiento: la Sociedad no podrá incurrir en nuevos endeudamientos por un monto mayor que U$S 20 millones;
Limitaciones sobre inversiones: la Sociedad no efectuará inversiones que no sean las inversiones permitidas (según las definiciones contenidas en la Solicitud de Consentimientos de fecha 9 de noviembre de 2005) hasta que la Sociedad hubiera rescatado, amortizado o comprado un monto de capital de por lo menos U$S 75 millones de las Obligaciones Negociables Serie 1. Además, las inversiones deducibles, a los efectos del cálculo de fondos excedentes, no podrán exceder U$S 15 millones en cada año de cómputo;
Limitaciones sobre pagos restringidos: hasta que la Sociedad hubiera rescatado, amortizado o comprado un monto de capital de por lo menos U$S 75 millones de las Obligaciones Negociables Serie 1, los pagos restringidos (incluyendo dividendos) estarán sujetos al índice de endeudamiento de la Sociedad;
Limitaciones a la venta de activos: la Sociedad no realizará ninguna venta de activos, salvo que se cumplan las siguientes condiciones: a) la venta de los activos se realice por el valor de mercado, b) por lo menos el 75 % del pago sea en dinero en efectivo o equivalentes de efectivo y c) dicha venta de activos no afecte en forma sustancial y adversa la capacidad de la Sociedad para cumplir con estas obligaciones; y
Limitación sobre transacciones con compañías controladas, controlantes o bajo control común.

De acuerdo a lo establecido en el primer punto mencionado precedentemente, la Sociedad efectuó el cálculo correspondiente para el período iniciado el 1° de octubre de 2008 y finalizado el 31 de marzo de 2009 y para el período iniciado el 1° de abril y finalizado el 30 de septiembre de 2009 de los cuales no surgieron fondos excedentes. Asimismo, la Sociedad ha cumplido las demás restricciones mencionadas en el párrafo anterior y los compromisos de pago asumidos bajo el actual programa global de obligaciones negociables.

Desde la emisión de las nuevas series y hasta el 31 de diciembre de 2009 la Sociedad realizó operaciones de compras en el mercado por un monto acumulado de U$S 25,4 millones de capital de las Obligaciones Negociables Serie 1. La Sociedad no realizó operaciones de compras en el mercado en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009 y 2008.

Asimismo, el Directorio de la Sociedad ha contratado a Barclays Bank Plc. como asesor financiero a fin de trabajar conjuntamente con MetroGAS en la búsqueda de la mejor alternativa para oportunamente refinanciar su deuda financiera.

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


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

Clase A	290.277
Clase B	221.977
Clase C	56.917

569.171

El siguiente cuadro muestra los accionistas de la Compañía y sus respectivas tenencias accionarias al 31 de diciembre de 2009.


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%
ANSeS	B	43.011.913	19,4%	7,6%
British Gas International B.V.	B	38.941.720	17,5%	6,8%
Inversores Privados	B	31.880.609	14,4%	5,6%
PPP(a)	C	56.917.121	100,0%	10,0%
Total		569.171.208	---	100,0%

______

Notas:

Gas Argentino

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

YPF Inversora Energética S.A.

Convenio de Accionistas

Los tenedores de las acciones ordinarias de Gas Argentino han celebrado un Convenio de Accionistas (el "Convenio de Accionistas") que contiene disposiciones acerca de las mayorías y porcentajes de votos necesarios para que Gas Argentino o MetroGAS realicen determinados actos, incluyendo: reformar los estatutos sociales de Gas Argentino o MetroGAS, la Licencia de la Compañía o el Contrato de Asistencia Técnica; decidir nuevos aumentos, aportes o reducciones de capital; aprobar reestructuraciones del capital social; llevar a cabo adquisiciones o joint ventures; iniciar nuevos negocios diferentes de la distribución de gas, y acordar ventas o alquileres de bienes, celebrar 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 la cantidad de acciones de cada clase de la Compañía mantenidas por los accionistas en la Argentina y otros países al 31 de diciembre de 2009:


País	Clase	Cantidad

Argentina	A	290.277.316 (a)
	B	169.200.552 (b)
	C	56.917.121
Otros países	B	52.776.219

______

Notas:

(a) En poder de Gas Argentino.

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

Al 31 de diciembre de 2009, MetroGAS tenía 1.237 tenedores registrales en la Argentina y 11 en otros países.

Operaciones con partes vinculadas

BG Group, a través de BG Inversiones Argentinas S.A., es titular indirectamente del 54,67% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de la Compañía. De conformidad con la Licencia, la Compañía celebró un Contrato de Asistencia Técnica con BG Group como Operador Técnico, comprometiéndose a pagarle un honorario de asistencia técnica anual por los servicios prestados en virtud de dicho contrato. La Compañía devengó honorarios de Ps. 9,0 millones, Ps. 10,2 millones y Ps. 7,7 millones aproximadamente en virtud del Contrato de Asistencia Técnica durantes los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, respectivamente. Cabe aclarar que el Directorio del 6 de marzo de 2009 aprobó la decisión de no renovar el contrato con BG Group y, por lo tanto, ha dejado de ser el Operador Técnico de la Compañía. Debido a la situación financiera, la Compañía no pagó los montos adeudados a BG Group bajo el Contrato de Asistencia Técnica desde el 1º de abril de 2002 hasta el 31 de diciembre de 2002. Se retomaron los pagos conforme a este contrato según su modificación, en abril de 2003. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios - Contratos con BG Group”.

Asimismo, MetroGAS reembolsó a BG Group y sus subsidiarias aproximadamente Ps. 1,9 millones, Ps. 2,1 millones, Ps. 1,7 millones, Ps. 1,6 millones y Ps. 2,4 millones en concepto de sueldos, gastos y otros costos relacionados con la contratación por parte de la Compañía de los gerentes de BG Group durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, respectivamente, conforme a los términos de un Contrato de Suministro de Mano de Obra entre MetroGAS y BG Argentina correspondiente a los ejercicios 2009, 2008 y 2007. Asimismo, al 31 de diciembre de 2009, se pagaron sueldos, gastos y otros costos de aproximadamente Ps. 0,4 millones a YPF S.A..

YPF Inversora es titular indirecta del 45,33% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de la Compañía. La Compañía ha comprado gas a YPF S.A. (una sociedad vinculada de YPF Inversora) en el curso habitual de sus negocios devengando aproximadamente Ps. 102,1 millones, Ps. 82,4 millones y Ps. 64,0 millones, Ps. 51,6 millones y Ps. 98,9 millones de compras de gas a favor de YPF S.A. durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, respectivamente. En forma adicional, MetroENERGÍA cobró comisiones por ventas en nombre de YPF de aproximadamente Ps. 1,6 millones, Ps. 1,4 millones, Ps. 1,4 millones y Ps. 0,9 millones durante 2009, 2008, 2007 y 2006, respectivamente.

En virtud de la Ley del Gas y el Decreto Nº 1.738/92, los particulares o grupos productores de gas que sean accionistas controlantes de Gas Argentino tienen vedado suministrar (sea directa o indirectamente a través de otros productores o revendedores) más del 20% del total de gas comprado por la Compañía en cualquier mes determinado. BG Group no es un productor de gas en Argentina. Por otra parte, la Compañía tiene prohibido otorgar tratamiento preferencial a los accionistas de Gas Argentino. La dirección ha manejado y tiene la intención de continuar manejando las compras de gas y otros aspectos del negocio de un modo que no sea contrario a dichas restricciones.

Asimismo, al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, la Compañía suministró los servicios de transporte y distribución de gas a Astra Evangelista S.A., indirectamente relacionada con YPF S.A., por aproximadamente Ps. 0,03 millones, Ps. 0,05 millones y Ps. 0,05 millones, respectivamente y a YPF S.A. por aproximadamente Ps. 0,02 millones y Ps. 0,02 millones al 31 de diciembre de 2009 y 2008, respectivamente.

La Compañía prestó los servicios de transporte y distribución por aproximadamente Ps. 1,3 millones, Ps. 1,2 millones, Ps. 1,3 millones, Ps. 1,9 millones y Ps. 2,7 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, respectivamente, a Operadora de Estaciones de Servicio S.A., una empresa directamente vinculada con YPF S.A.

También la Compañía prestó los servicios de transporte por aproximadamente Ps. 4,9 millones, Ps. 0,8 millones y Ps. 2,0 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente, a MetroENERGÍA S.A., subsidiaria de la Compañía.

La Compañía cobró honorarios de aproximadamente Ps. 5,5 millones, Ps. 4,2 millones y Ps. 2,4 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, respectivamente, de conformidad con el acuerdo de prestación de servicios profesionales celebrado con MetroENERGÍA para la provisión de servicios administrativos, contables, impositivos, financieros, de asesoramiento legal y otros servicios relacionados con el norma desarrollo de las operaciones de MetroENERGÍA.

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

Para mayor información sobre ciertas operaciones con partes vinculadas, véase la Nota 6 de los Estados Contables Auditados de MetroGAS.

Cuestiones Legales

Impuesto sobre los Ingresos Brutos (Provincia de Buenos Aires) – Incremento de la alícuota y diferencias en la determinación de la base imponible

Durante 1994, la Provincia de Buenos Aires acordó con el Gobierno 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 Compañía 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 Ps. 10,5 millones incluyendo intereses y multas a la fecha del presente), lo que fue oportunamente rechazado por MetroGAS. Con fecha 12 de octubre de 2005, la Dirección General 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, lo que se encuentra pendiente de resolución a la fecha del presente. La Provincia reclama que la Compañía debió haber pagado este aumento (de 3% al 3,75%) lo que nunca se llevó a cabo.

Con fecha 27 de septiembre de 2006, la Comisión Federal de Impuestos, a través del Fallo Plenario N° 112/2006 ratificó el criterio seguido por MetroGAS y rechazó un recurso de revisión interpuesto por la Provincia de Buenos Aires en el marco de un expediente por una situación idéntica a la de MetroGAS. Contra dicho Fallo Plenario la Provincia de Buenos Aires interpuso un recurso extraordinario de revisión para su resolución por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. Tal recurso fue concedido y a la fecha de la presente las actuaciones se encuentran pendientes de resolución definitiva por la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

En marzo de 2008 MetroGAS fue notificada mediante las Resoluciones N° 95/08, 96/08 y 97/08 de tres Determinaciones de Oficio practicadas por la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires correspondientes a los períodos de enero 2004 a octubre 2005. Estos reclamos corresponden al incremento de alícuotas antes mencionado y a diferencias en la determinación de coeficientes de ingresos y gastos (derivados principalmente del negocio de procesamiento de líquidos). El monto reclamado asciende a aproximadamente Ps. 27,0 millones, incluyendo intereses y multas. Dichas resoluciones fueron apeladas, con fecha 27 de marzo de 2008, ante el Tribunal Fiscal de la Provincia de Buenos Aires.

En el supuesto de que finalmente MetroGAS se vea obligada a pagar las diferencias del Impuestos sobre los Ingresos Brutos correspondiente al incremento en la alícuota, se solicitará el traslado de la incidencia a las tarifas abonadas por los clientes conforme con los términos de la Licencia.

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía registró una previsión de Ps. 7,0 millones para cubrir la contingencia relativa a las diferencias en la determinación de coeficientes de ingresos y gastos.

Multas Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires – Obras en vía pública

A través de la Ley N° 2.634, publicada el 25 de enero de 2008, y su Decreto Reglamentario N° 238/2008, publicado el 28 de marzo de 2008, se creó y reguló el nuevo régimen de aperturas y/o roturas en la vía pública en el ámbito de la Ciudad de Buenos Aires, el cual especifica los cargos a pagar por todos los trabajos en la vía pública y determina que los cierres de los trabajos serán realizados por el GCBA, previo pago de los mismos por parte de las empresas autorizadas a realizar las aperturas. Posteriormente y con vigencia a partir del 1° de noviembre de 2009, el GCABA modificó nuevamente el procedimiento de reparación de veredas estableciendo que las empresas que hayan generado la rotura deben encargarse de la reparación y cierre definitivo.

La Agencia de Control de Faltas Especiales del GCBA ha sancionado a MetroGAS en diversas causas. Al 31 de diciembre de 2009, la Sociedad se encuentra realizando los descargos en sede administrativa de las infracciones notificadas, y solicitando el pase a la justicia contravencional para realizar en dicha instancia las defensas correspondientes, con el objeto de lograr se declare la inconstitucionalidad de la ley, la irrazonabilidad de las multas aplicadas y consecuentemente se rechace la sanción impuesta. Al 31 de diciembre de 2009 la Sociedad registró una previsión de Ps. 0,8 millones.

Tasas y cargos

A través de la Resolución Nº 2.778/03, el ENARGAS determinó que MetroGAS había cobrado tasas y cargos en exceso a sus clientes por Ps. 3,8 millones y estableció una multa por Ps. 0,5 millones. La Compañía presentó oportunamente un recurso de reconsideración con alzada en subsidio contra la mencionada Resolución y contra la tasa de interés aplicada sobre la multa. El monto total reclamado por el ENARGAS ascendió a Ps. 21,3 millones, incluyendo intereses y multas, que fue registrado como una previsión correspondiente al 31 de diciembre de 2009.

Diferencias interpretativas con el Regulador

La Compañía mantiene diferencias interpretativas con las autoridades regulatorias referidas a diversos temas. Al 31 de diciembre de 2009 registró por dichos conceptos una previsión de Ps. 22,7 millones.

Juicios ejecutivos

A la fecha del presente, no hay juicios ejecutivos en trámite iniciados por los tenedores de Obligaciones Negociables.

Política de dividendos

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

Podrá decidirse en forma lícita el pago y pagarse dividendos solamente de los resultados no asignados reflejados en sus estados contables anuales y que fueran aprobados por una asamblea de accionistas según se describe en el presente. El Directorio puede declarar un dividendo provisorio, en cuyo caso, cada miembro del Directorio es mancomunada y solidariamente responsable por el pago del dividendo si los resultados no distribuidos al cierre del ejercicio económico en que se pagó el dividendo no habrían sido suficientes para permitir el pago del dividendo.

Dado que Gas Argentino es titular del 70% del capital social de MetroGAS, tiene y seguirá teniendo la potestad de determinar el monto y pago de futuros dividendos. El pago de dividendos futuros también va a depender de las ganancias, la situación financiera y otros factores, incluyendo los requisitos de las leyes argentinas. La totalidad de las acciones del capital social están en igualdad de condiciones respecto del pago de dividendos. BG Argentina e YPF, como accionistas minoritarios de MetroENERGÍA, han renunciado a percibir dividendos mientras la Compañía reestructura y paga su deuda financiera.

MetroGAS no ha pagado dividendos en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2003 hasta el 31 de diciembre de 2009.

El Directorio de MetroGAS presenta los estados contables para el ejercicio económico anterior, junto con los respectivos informes de la Comisión Fiscalizadora, a la asamblea anual ordinaria de accionistas para su aprobación. Con anterioridad al 30 de abril de cada ejercicio económico, se debe convocar una asamblea ordinaria de accionistas para aprobar los estados contables y determinar la asignación de la utilidad neta de la Compañía para el ejercicio económico anterior. De conformidad con las leyes argentinas, los accionistas deben asignar no menos del 5% de la utilidad neta anual a reserva legal, hasta que el monto de la reserva iguale el 20% del capital social suscripto más los ajustes de capital social. Si la reserva legal es reducida posteriormente, no se pueden pagar dividendos hasta que la reserva legal haya recuperado su nivel anterior. La reserva legal no puede destinarse a distribución.

Al 31 de diciembre de 2009, la reserva legal de la Compañía representaba el 3,6% del capital social suscripto, con sus ajustes. De conformidad con los Estatutos Sociales, una vez efectuada una asignación a la reserva legal, los montos se destinarán de la siguiente manera:

(i) al pago de los honorarios de los miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora;

(ii) si hay acciones preferidas en circulación (actualmente la Compañía no tiene acciones preferidas en circulación), al pago de dividendos sobre las acciones preferidas;

(iii) al pago de un bono de participación en las ganancias a todos los empleados;

(iv) a reserva voluntaria o para contingencias que determinen los accionistas; y

(v) el remanente de los resultados no distribuidos del ejercicio se puede distribuir como dividendos sobre el capital social.

El 6 de noviembre de 2002, el Directorio de MetroGAS aprobó una reserva legal de hasta Ps. 3,0 millones (ajustado por inflación al 28 de febrero de 2003), que representa el 5% de su utilidad neta en 2001 de Ps. 60,3 millones (ajustado por inflación al 28 de febrero de 2003). Dado que los resultados no asignados no pudieron absorber la reserva legal, y, según lo descripto precedentemente, dado el hecho que el dividendo provisorio distribuido constituye un dividendo pagado a cuenta del beneficio neto del ejercicio 2001, el Directorio aprobó la transferencia del saldo no absorbido por resultados no asignados como un crédito a favor de la Compañía a cuenta de futuras utilidades. La asamblea ordinaria y extraordinaria de accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 ratificó esta decisión.

La capacidad de la Compañía de pagar dividendos a sus accionistas está restringida por el acuerdo alcanzado con la reestructuración de su deuda: no puede distribuir dividendos hasta el 31 de diciembre de 2012, y, después de esa fecha, solamente si hubiera cancelado U$S 75 millones de su deuda pendiente de pago.

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, el Instrumento de Renuncia, Designación y Aceptación de fecha 30 de octubre de 2003 y el instrumento de ratificación de fecha 23 de febrero de 2010, (en adelante el "Contrato de Fideicomiso"), en virtud de los cuales The Bank of New York Mellon 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 de los Estatutos Sociales 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 transferencias 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 las transferencias 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 de 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 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 Euros, 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 de su Capitalización Total, según lo demuestren sus estados contables anuales consolidados y auditados más recientes, 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 los Estatutos Sociales 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.

"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 Ley de Mercado de 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 Foreign Sovereign Immunities Act of 1976, o Ley de Inmunidad de Estados Soberanos Extranjeros, de los Estados Unidos de América.

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 en el apartado “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.

INFORMACIÓN ADICIONAL

Capital social

A la fecha del presente, el capital social de la Compañía ascendía a Ps. 569.171.208; el cual se encuentra totalmente suscripto, registrado e integrado.

Las acciones de la Compañía se dividen en tres clases de acciones ordinarias, de valor nominal Ps. 1 cada una: (1) acciones Clase A representativas del 51% de su capital social, (2) acciones Clase B representativas del 39% de su capital social y (3) acciones Clase C representativas del 10% de su capital social.

Composición del capital social


Clases de acciones	Suscriptas, registradas e integradas en miles de pesos

Acciones ordinarias caratulares, de valor nominal Ps. 1 y 1 voto cada una
Clase A	290.277
Clase B	221.977
Clase C	56.917
Capital social al 31 de diciembre de 2009	569.171

En agosto y noviembre de 2008, tres entidades diferentes que invocaban ser tenedores de títulos de Gas Argentino iniciaron acciones judiciales contra dicha empresa y solicitaron, entre otras medidas judiciales, medidas cautelares, embargos de acciones de la Compañía mantenidas por Gas Argentino. Gas Argentino impugnó estas acciones y la causa aún está pendiente de resolución ante los tribunales de Argentina.

Acta Constitutiva y Estatutos Sociales

Inscripción

Los Estatutos Sociales fueron inscriptos en la Inspección General de Justicia el 1° de diciembre de 1992, con el número 11.670, libro 112, tomo A de Sociedades Anónimas. La última reforma de los Estatutos Sociales fue aprobada el 29 de julio de 2005, y fue inscripta en la Inspección General de Justicia con el número 11.027, libro 29 de Sociedades Anónimas.

Objeto social

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

Disposiciones de los Estatutos Sociales y leyes argentinas relativas a los directores

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

El artículo 30 de los Estatutos Sociales dispone que la asamblea de accionistas debe fijar la remuneración de los miembros del Directorio.

El artículo 6 de los Estatutos Sociales dispone que cualquier emisión de acciones ordinarias para los futuros aumentos de acciones deberá realizarse en la proporción del 51% de Acciones Clase A y 49% de acciones Clase B más acciones Clase C, manteniendo estas dos clases la misma proporcionalidad que había en la fecha de su emisión.

El artículo 11 de los Estatutos Sociales dispone que las acciones ordinarias Clase A solamente se transferirán con la autorización previa del ENARGAS.

Gobierno corporativo

La Compañía se rige por tres órganos separados: su asamblea de accionistas, su Comisión Fiscalizadora y su Directorio. Asimismo, a los fines de cumplir con el Decreto 677/2001 y las resoluciones de la CNV aplicables, el Directorio aprobó el Reglamento del Comité de Auditoría. Podrá accederse a las prácticas de gobierno corporativo ingresando a la página de internet www.metrogas.com.ar . Los accionistas, a su solicitud, podrán obtener copia de dichas prácticas y normas de gobierno societario. El 7 de mayo de 2004, el Directorio estableció un Comité de Auditoría conformado por tres directores. Las funciones de estos órganos están definidas por las leyes argentinas y por sus Estatutos Sociales y, en general, se pueden describir como sigue:

Asamblea de accionistas y derechos de voto

La ley argentina establece que las asambleas de accionistas se convocan de la manera prevista por las leyes de aplicación, con independencia de las disposiciones que rigen para asambleas unánimes. Las asambleas ordinarias y las asambleas especiales de cada clase pueden convocarse simultáneamente en primera y segunda convocatoria.

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

Las asambleas de accionistas pueden ser ordinarias o extraordinarias. Corresponde a la asamblea ordinaria de accionistas considerar y resolver los siguientes asuntos:

(1) aprobación de registros contables y toda otra medida relativa a la gestión del negocio de la Compañía que le compete resolver de conformidad con la ley o los Estatutos Sociales, o que someta a su decisión el Directorio o la Comisión Fiscalizadora;

(2) elección o remoción de directores o miembros de la Comisión Fiscalizadora y fijación de su remuneración;

(3) determinación de las responsabilidades de los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora;

(4) aumentos del capital social hasta el quíntuplo del capital corriente; y

Las asambleas extraordinarias de accionistas podrán ser convocadas en cualquier oportunidad para tratar asuntos que no sean de competencia de la asamblea ordinaria, como son:

(5) aumento del capital social que supere el quíntuplo del capital corriente de cualquier compañía que no cotiza en la bolsa;

(6) reducción y reintegro del capital;

(7) rescate, reembolso y amortización de acciones;

(8) fusión, transformación y disolución; nombramiento, remoción y retribución de los liquidadores; escisiones; y consideración de sus cuentas y otras cuestiones relacionadas con la gestión de éstos en la liquidación social que deban ser objeto de resolución aprobatoria de carácter definitorio;

(9) limitación o suspensión del derecho de preferencia en la suscripción de nuevas acciones;

(10) emisión de títulos representativos de deuda y su conversión en acciones;

(11) emisión de obligaciones negociables; y

(12) reforma de los Estatutos Sociales.

El presidente del directorio o su reemplazante, o una persona nombrada en la asamblea preside las asambleas de accionistas. Las asambleas de accionistas pueden ser convocadas por el Directorio, por la Comisión Fiscalizadora en ciertas circunstancias establecidas por ley o por accionistas que representen por lo menos el 5% del capital social

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

Los directores, síndicos (según se define en el presente) y gerentes generales están obligados y tienen derecho a asistir y ser escuchados en todas las asambleas de accionistas. Si además revisten el carácter de accionistas no pueden votar sobre decisiones relacionadas con sus tareas, responsabilidad o remoción.

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

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

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

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

Las decisiones de accionistas pueden ser anuladas por resolución judicial cuando las asambleas de accionistas hayan sido celebradas en circunstancias contrarias a la ley, los Estatutos Sociales o reglamentos internos.

Las prácticas de gobierno corporativo de la Compañía se rigen por la ley argentina aplicable (en particular, la Ley de Sociedades Comerciales N° 19.550, y modificatoria), el Decreto N° 677/2001,las normas y reglamentaciones de la CNV y los Estatutos Sociales. La Compañía tiene títulos valores registrados en la SEC y que cotizan en la Bolsa de Valores de Nueva York (la “NYSE”) y, por lo tanto, está sujeta a las normas y reglamentaciones de la NYSE.

Comisión fiscalizadora

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

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

1) fiscalizar la administración de la Compañía, mediante un examen de los libros y otra documentación siempre que lo juzgue conveniente y por lo menos una vez cada tres meses;

2) verificar en igual forma y con la misma periodicidad las disponibilidades y títulos valores, así como las obligaciones y su cumplimiento;

3) recibir la convocatoria y asistir a reuniones de Directorio, del Comité Ejecutivo y asambleas de accionistas. La Comisión Fiscalizadora puede expresar su opinión en tales reuniones y asambleas pero no está autorizada a votar;

4) asegurar que los directores depositen y mantengan las cauciones requeridas en garantía del desempeño de sus funciones;

5) presentar a la asamblea anual de accionistas un informe escrito sobre la situación económica y financiera de la Compañía;

6) suministrar información dentro del ámbito de su responsabilidad a solicitud de tenedores de acciones que representen no menos del 2% del capital de la Compañía;

7) convocar a los accionistas a una asamblea extraordinaria cuando lo juzgue necesario, y a asamblea anual ordinaria o especial de la clase si el directorio omitiera hacerlo cuando lo fuera requerido;

8) vigilar que la gestión del negocio de la Compañía cumpla con la ley, los Estatutos Sociales o reglamentos internos, y cualquier decisión adoptada por los accionistas;

9) incluir asuntos en el orden del día de las asambleas de accionistas;

10) supervisar la liquidación de la Compañía; e

11) investigar reclamos formales de los accionistas.

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

Los miembros de la Comisión Fiscalizadora son solidariamente responsables por el cumplimiento de sus deberes y obligaciones que les imponen la ley, los Estatutos Sociales o los reglamentos internos. También son solidariamente responsables con los directores por cualquier perjuicio ocurrido que habría podido evitarse si hubieran actuado en cumplimiento de la ley, los Estatutos Sociales, los reglamentos internos de la Compañía o las resoluciones adoptadas por los accionistas. Los Estatutos Sociales disponen que la supervisión de la Compañía corresponde a una Comisión Fiscalizadora conformada por tres síndicos titulares y tres síndicos suplentes elegidos por los accionistas para desempeñarse por el término de un año y que pueden ser reelegidos. Los cargos vacantes en la Comisión Fiscalizadora serán ocupados por los miembros suplentes en el orden de su designación. Cualquiera de sus miembros puede actuar en representación de la Comisión Fiscalizadora en las reuniones de Directorio o asambleas de accionistas.

Directorio

El Directorio actual está conformado por once directores titulares y ocho directores suplentes. Los miembros del Directorio son designados por la asamblea anual ordinaria de accionistas y son elegidos por un período de uno a tres ejercicios económicos, al finalizar el mandato pueden ser reelegidos o reemplazados.

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

Ciertas facultades del Directorio

Los Estatutos Sociales disponen que el Directorio tendrá plenas facultades para administrar y disponer de sus bienes, incluidas aquellas facultades que prevé el artículo 1881 del Código Civil de la Nación y el Artículo 9 del Decreto N° 5.965/1963 que deben ser conferidas bajo un poder especial. El Directorio podrá, en nombre y representación de la Compañía, realizar cualquier acto en favor del objeto social, incluidas transacciones bancarias con Banco de la Nación, Banco de la Provincia de Buenos Aires y otras entidades bancarias públicas o privadas.

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

Derechos de suscripción preferente

De conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, en caso de un aumento de capital, los tenedores de acciones ordinarias de cualquier clase tienen derechos de preferencia, en proporción al número de acciones en poder de cada tenedor, para suscribir acciones del capital social de la misma clase que las acciones en poder del tenedor. Las acciones preferidas tienen derecho de suscripción preferente solamente respecto de emisiones de acciones preferidas. Los derechos de suscripción preferente también se aplican a emisiones de acciones preferidas y títulos valores convertibles, pero no se aplica en caso de conversión de dichos títulos valores. Si bien se ofrecerán derechos de suscripción preferente al Depositario como el titular registral de Acciones Clase B en representación de todos los tenedores de las ADSs, puede que los tenedores estadounidenses de ADSs no puedan ejercer su derecho de suscripción preferente a menos que haya una solicitud de autorización de oferta pública aprobada de conformidad con la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América en relación con dicho derecho o que se disponga de una exención del requisito de registro.

La emisión de acciones ordinarias para futuros aumentos de capital debe efectuarse en la proporción del 51% de Acciones Clase A y del 49% de Acciones Clase B y Clase C, manteniendo la proporcionalidad entre las Acciones Clase B y Clase C existente en el momento en que se apruebe la emisión. De conformidad con el Pliego, si el accionista Clase A no ejerce su derecho de suscripción preferente respecto de las nuevas Acciones Clase A a ser emitidas en caso de un aumento de capital, se requerirá la aprobación del ENARGAS para realizar dicho aumento de capital. Esa aprobación será otorgada si en relación con dicho aumento de capital (i) todas las Acciones Clase A de la Compañía (incluidas aquéllas ofrecidas como parte del aumento de capital) son transferidas en un único bloque o de una manera que tal que el nuevo titular tenga la totalidad de las Acciones Clase A de la Compañía en circulación, (ii) la transferencia de las Acciones Clase A no afecta la calidad de los servicios de distribución de gas que presta la Compañía y (iii) el operador técnico, o quien lo reemplaza que sea aceptable para el ENARGAS, tenga por lo menos el 10% de participación en las acciones ordinarias en circulación del nuevo titular y haya celebrado un contrato de asistencia técnica con la Compañía.

El Artículo 194 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina establece que los accionistas que hubieran ejercido los derechos de suscripción preferente e indicado su intención de ejercer el derecho de acrecer tendrán derecho a asumir proporcionalmente los derechos preferentes a la suscripción de los accionistas que no ejerzan su derecho, en proporción a las acciones compradas por dichos accionistas al ejercer su derecho de suscripción preferente. Los derechos de suscripción preferente se deben ejercer dentro de los 30 días de la publicación del aviso a los accionistas para ejercer su derecho, durante tres días en el Boletín Oficial de la Argentina y en un diario de circulación general en Argentina. Según la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, las sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública de sus acciones pueden, mediante resolución de una asamblea extraordinaria de accionistas, reducir a diez días el período en el que debe ejercerse el derecho de suscripción preferente o derecho de acrecer. Las acciones no suscriptas por los accionistas en virtud del ejercicio de su derecho de suscripción preferente o derecho de acrecer podrán ser ofrecidas a terceros.

En el pasado, los derechos de preferencia respecto de acciones podían restringirse solamente en ciertos casos excepcionales por resolución de una asamblea extraordinaria de accionistas. Pero, en virtud del Decreto N° 2.284/1991, ratificado por Ley N° 24.037 del 30 de diciembre de 1993, cualquier sociedad (incluida la Compañía) autorizada por la CNV a hacer oferta pública de sus acciones puede adicionalmente limitar o suspender los derechos de suscripción preferente respecto de dichas acciones de conformidad con las normas de la CNV.

Cambios en los derechos de los accionistas

Los derechos de los accionistas sólo se pueden modificar mediante reforma de sus Estatutos Sociales o por resolución de una asamblea extraordinaria de accionistas, ratificada por una asamblea especial de la clase de acciones pertinente de acuerdo con el Artículo 15 de los Estatutos Sociales. Para aprobar una resolución en una asamblea extraordinaria de accionistas se requiere la mayoría absoluta de las acciones con derecho a voto, que, si es en primera convocatoria, requeriría el 61% de las acciones en circulación, y en segunda convocatoria requeriría el número de acciones con derecho a voto presente en la reunión. Las asambleas extraordinarias de accionistas tienen facultades exclusivas en cuestiones relativas a reducción del capital, fusión u otras formas de reestructuración societaria, disolución y liquidación, emisión de títulos representativos de deuda, aumentos de capital superiores al quíntuplo del capital existente y cualquier otra cuestión no sujeta a resolución por asamblea ordinaria según la ley.

Limitaciones sobre inversión extranjera en Argentina

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

Cambio de control

En virtud del Artículo 18 de los Estatutos Sociales, toda reforma de los artículos 2, 3, 4, 5, 6, 7, 11, 13, 18 o 32 debe ser aprobada por el ENARGAS. Véase “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas - Principales Accionistas - Gas Argentino”.

Oferta Pública de Adquisición Obligatoria

El Decreto Nº 677/01 regula los procedimientos de oferta pública de adquisición obligatoria, que se resumen en los párrafos siguientes.

Toda persona física o jurídica que tenga intención de adquirir, durante un plazo de 90 días, el control de una compañía, ya sea directa o indirectamente, a través de una o varias operaciones consecutivas, acciones con derecho de voto, derechos de suscripción, opciones sobre acciones, títulos de deuda convertibles o títulos similares que directa o indirectamente pudieran dar derecho al comprador a suscribir, adquirir o convertir en acciones con derecho de voto que representen una “participación significativa” en el capital social y votos de una compañía, debe, con anterioridad a dicha adquisición, dentro de los 10 días de haberse tomado en firme la decisión de realizar la oferta, efectuar una oferta pública u oferta de canje de acuerdo con los procedimientos y requisitos establecidos por la CNV. “Participación significativa” significa como mínimo el 35% y el 51% del capital social y de los votos, respectivamente, de la compañía a adquirir.

Si el oferente deseara adquirir una participación igual o superior al 35% del capital social con derecho a voto y/o votos de la Sociedad, debe lanzar una oferta pública para adquirir una cantidad de títulos que permita a dicho oferente obtener como mínimo el 50% del capital social y votos de la compañía a adquirir. Si el oferente tiene una participación en el capital social o votos de la compañía a adquirir de por lo menos 35% pero de menos del 51% del capital social y votos, y su propósito fuera el de aumentar su participación en al menos el 6% del capital social y votos de la compañía a adquirir dentro de los siguientes 12 (doce) meses, el oferente debe lanzar la oferta para adquirir un monto de acciones que permitiría a dicho oferente obtener como mínimo un 10% adicional del capital social y votos de la compañía a adquirir. Si el oferente deseara adquirir una participación en la compañía deseada igual o superior al 51% del capital social o votos, debe lanzar una oferta para adquirir un monto de títulos que permitiría a dicho oferente obtener el 100% del capital social y votos de la compañía deseada.

La oferta pública de adquisición obligatoria no es necesaria cuando la adquisición de una “participación significativa” no implica adquirir el control de una compañía, que se traduce en la adquisición de más del 50% de los títulos con derecho de voto o control de hecho, o cuando ocurre un cambio de control como resultado de una fusión o escisión.

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

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

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

La oferta pública de adquisición debe ser dirigida a todos los tenedores de acciones con derecho de voto (incluso a los tenedores de acciones sin derecho de voto que en el momento en que se procura la autorización de la oferta pública de adquisición estén autorizados a votar), títulos convertibles, derechos de suscripción u opciones sobre acciones.

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

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

La Compañía optó por quedar excluida de dicho régimen de oferta pública obligatoria.

Últimas reformas de los Estatutos Sociales de la Compañía

En una Asamblea de Accionistas celebrada el 29 de abril de 2003 se aprobó una reforma de los Estatutos Sociales de la Compañía. La modificación agregó dos nuevas cláusulas, (i) el artículo 6 bis, que establece que la Compañía es una sociedad no sujeta al régimen de oferta pública obligatoria y (ii) el artículo 26, que permite que las reuniones de Directorio y las asambleas de accionistas se celebren sin la presencia en persona en dichas reuniones de los miembros del Directorio o los accionistas, según fuera el caso, si se establecen medios de comunicación por los cuales los miembros del Directorio y los Accionistas pueden participar externamente, y que aumentó la cantidad de miembros del Directorio de 7 a 9, modificando el artículo 20 para reflejar este cambio.

En la Asamblea de Accionistas celebrada el 10 de diciembre de 2003 se aprobó una nueva modificación del artículo 20 de los Estatutos Sociales que aumentó la cantidad de los socios del Directorio de 9 a 11 y permite a los accionistas elegir a estos directores por períodos renovables de uno a tres años.

La última reforma de los Estatutos Sociales fue aprobada el 29 de julio de 2005 y está inscripta en el Registro Público de Comercio bajo el número 11.027, libro 29, de Sociedades Anónimas. La modificación aumentó la cantidad de miembros del Directorio de 9 a 11, modificando el artículo 20 para reflejar el cambio. También establece que tres de los miembros del Directorio deberían ser elegidos por una asamblea de Accionistas Clase B y deben ser independientes según la Ley argentina y la Norma 10 A promulgada de acuerdo con la Ley de Mercado de Valores de los Estados Unidos de América.

Contratos Sustanciales

No corresponde.

Normativa Cambiaria

A partir de diciembre de 2001, las autoridades argentinas implementaron una serie de medidas monetarias y de controles cambiarios que incluyeron limitaciones sobre el retiro de fondos depositados en bancos y la imposición de restricciones o prohibiciones para realizar ciertas transferencias al exterior. Aun cuando se ha eliminado o se ha atenuado la mayoría de las restricciones iniciales relacionadas con los pagos a acreedores extranjeros, no se 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 actualmente en materia de restricciones cambiarias, financiación internacional y restricciones sobre transferencias de divisas al exterior en relación con las Obligaciones Negociables.

Existen dos grupos generales separados de regulaciones aplicables a las financiaciones otorgadas por acreedores del exterior. Un grupo se aplica a obligaciones financieras en general, incluyendo las emisiones de títulos de deuda. Otro grupo se aplica a préstamos destinados a financiar la producción y venta de mercaderías a compradores extranjeros que en general se describen como financiaciones de comercio exterior y anticipos de ventas de las exportaciones. Estando éstas últimas sujetas a un conjunto de condiciones en particular y, en la medida que dichos préstamos califiquen como financiaciones a la exportación, se benefician de ciertas exenciones a las restricciones generales tales como vencimientos más cortos permitidos y la posibilidad de destinar los fondos provenientes de las exportaciones obtenidos en el exterior a su pago directo. Este capítulo describe en particular el régimen aplicable a préstamos financieros.

Repatriación de fondos. De conformidad con lo dispuesto por las Comunicaciones “A” 3712, 3820 y 4643 del Banco Central los fondos desembolsados en moneda extranjera bajo endeudamientos financieros con acreedores extranjeros, incluyendo los fondos provenientes de la emisión de títulos de deuda, deben ser ingresados al país y liquidados en el Mercado Único y Libre de Cambios (“MULC”) dentro de los 365 días desde la fecha del desembolso.

Vencimientos mínimos para el pago de capital. Los endeudamientos financieros con acreedores del exterior de residentes en el país del sector privado deben pactarse y mantenerse por un período mínimo de 365 días corridos (contados desde la fecha de ingreso y liquidación de los fondos), no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese período, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si dicho pago se efectúa o no a través del acceso al MULC. Las renovaciones de deudas financieras pactadas después del 10 de junio de 2005 también se encuentran sujetas a este requisito. Se encuentran exceptuadas de este requisito las financiaciones de comercio exterior y las ofertas primarias de títulos de deuda autorizados para su oferta pública en Argentina por la CNV y con cotización en bolsas de valores o mercados autorregulados. Asimismo, el requisito de vencimiento mínimo no se aplica a renovaciones de deuda financiera contraída en el contexto de un acuerdo general de refinanciación o reestructuración de deuda externa, en la medida que la propuesta de refinanciación general se haya puesto a consideración de los respectivos acreedores externos al menos 365 días antes de la fecha de acceso al MULC y siempre que dicha refinanciación sea respecto de obligaciones de capital con vencimiento anterior a la fecha de presentación de la propuesta a los acreedores.

Requisitos generales aplicables al pago de deudas financieras. Con anterioridad a dar curso a las transferencias de fondos respecto de pagos de servicios de capital o intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades financieras a través de las que se realizan las transferencias deben comprobar que el deudor haya cumplido con las regulaciones de presentación de información establecidas en la Comunicación “A” 3602 y los demás requisitos establecidos en el punto 4 de la Comunicación “A” 4177 del Banco Central. Las normas cambiarias obligan a las entidades financieras locales, a través de las cuales se cursen los pagos, a controlar la autenticidad 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.

Control de inversiones extranjeras de corto plazo – depósito obligatorio. El 9 de junio de 2005, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 616/05 estableciendo que en general todo ingreso de divisas extranjeras al mercado local que no califique como financiaciones de comercio exterior, inversiones extranjeras directas u ofertas primarias de títulos de deuda autorizados para su oferta pública por la CNV en Argentina y que coticen en una bolsa de valores o mercado autorregulado se encuentran sujetos a un depósito obligatorio no remunerativo de 365 días efectuado en una entidad financiera local. Dicho depósito debe efectuarse en dólares estadounidenses por el 30% de los montos ingresados y no puede transferirse a terceros ni ser utilizado como garantía para cualquier otra operación. Posteriormente, las comunicaciones del Banco Central regularon este requisito y también dispusieron ciertas excepciones, incluyendo préstamos aplicados a refinanciar préstamos con acreedores extranjeros o financiar inversiones de largo plazo por parte de residentes argentinos en el exterior y préstamos financieros con una vida promedio mínima de dos años utilizados para la compra de activos no financieros incluyendo inversiones en bienes de uso o bienes de cambio efectuadas por el deudor.

El Articulo 6 del Decreto N° 616/05 dispone que el Banco Central queda facultado para reglamentar y fiscalizar el cumplimiento del régimen aquí descripto, así como para establecer y aplicar las sanciones que correspondan.

Pago de servicios prestados por no residentes. De acuerdo a lo establecido por la Comunicación “A” 3826 del Banco Central, 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. Los residentes del país pueden acceder al MULC para realizar compras de cambio por determinados conceptos, sin necesidad de contar con la autorización previa del Banco Central, sujeto a un monto máximo mensual total de US$ 2.000.000 por persona. 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 del Banco Central, 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 por servicios de capital e intereses de deudas de todo tipo a la fecha de acceso al MULC.

Asimismo, el Banco Central ha emitido ciertas regulaciones autorizando el acceso al MULC para comprar moneda extranjera que supere los límites referidos siempre que los fondos sean destinados a ciertos fines en particular y se cumplan condiciones específicas (por ejemplo, la Comunicación “A” 4764 del Banco Central).

Ciertas restricciones cambiarias aplicables a las Obligaciones Negociables

Fondos provenientes de Obligaciones Negociables denominadas en moneda extranjera. Las obligaciones negociables denominadas en moneda extranjera deben suscribirse en moneda extranjera y los fondos provenientes de su colocación deben ser ingresados al país y liquidados en el MULC dentro de los 365 días. En tanto las obligaciones negociables estén autorizadas para su oferta pública en Argentina y coticen en una bolsa de valores o mercado autorregulado, dicha repatriación no estará sujeta al depósito obligatorio no remunerativo establecido por el Decreto N° 616/2005 y normas complementarias y el repago de los servicios de capital no se encuentra sujeto al plazo mínimo de repago de 365 días establecido por las normas aplicables.

Pago de servicios de intereses. Se autoriza el acceso al MULC para el pago al exterior de servicios de interés. La Compañía puede acceder al MULC a tal fin dentro de los 15 días anteriores a la fecha programada para el pago de intereses. De acuerdo con la Comunicación “A” 4643, el acceso al MULC se encuentra limitado a los intereses devengados desde: (i) la fecha de liquidación en el MULC de los fondos obtenidos por la colocación de las obligaciones negociables o (ii) la fecha de efectivo desembolso, siempre que los fondos hubieran sido depositados, dentro de las 48 horas de su desembolso, en cuentas de corresponsalía del exterior para su repatriación y liquidación.

Pago de servicios de capital. Se autoriza el acceso al MULC para el pago al exterior de servicios de capital a su vencimiento o con una anticipación de hasta 30 días a la fecha programada para el pago de capital.

Precancelaciones. En el caso de precancelaciones de servicios de capital que superen los 30 días de anticipación, se autoriza el acceso al MULC sujeto al cumplimiento de alguna de las siguientes condiciones: (i) el monto en moneda extranjera por el cual se procederá a precancelar la deuda con el exterior no debe superar el valor actual de la porción de la deuda a ser precancelada (calculado conforme la fórmula indicada por el Banco Central); o (ii) si el pago se financia total o parcialmente con nuevo endeudamiento o forma parte de un proceso de reestructuración de la deuda con el exterior, las nuevas condiciones del endeudamiento y el pago al contado a ser realizado, no deben implicar un aumento en el valor actual del endeudamiento (calculado conforme la fórmula indicada por el Banco Central).

Repatriación de inversiones de no residentes. La repatriación al exterior de los fondos percibidos en el país en razón del repago de las obligaciones negociables (tanto en concepto de capital como de intereses) se encuentra sujeta a un límite de US$ 500.000 por mes calendario y a la acreditación de que los fondos requeridos para realizar la inversión en las obligaciones negociables fueron ingresados al MULC con una anterioridad de al menos 365 días corridos al momento de dicha transferencia. Asimismo, en virtud de lo establecido por la Comunicación “A” 4940, en el caso de inversores domiciliados en jurisdicciones de baja o nula tributación, la repatriación de los fondos percibidos en el país en pago de los servicios de interés o capital o por la venta de las obligaciones negociables, se encuentra sujeta a autorización previa del Banco Central.

Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles a ingreso de capitales vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y leer las regulaciones del Banco Central, el Decreto N° 616/05, la Resolución MEP N° 365/05 y la Ley Penal Cambiaria N° 19.359, con sus reglamentaciones, normas complementarias y reglamentarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web de información legislativa del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (http://www.infoleg.gov.ar) o del Banco Central (http://www.bcra.gov.ar).

Carga tributaria

Régimen Impositivo

El siguiente es un resumen al sólo efecto informativo de ciertas cuestiones relativas a la carga tributaria de las Obligaciones Negociables basado en las normas vigentes en la Argentina. Si bien se considera que este resumen constituye una correcta interpretación de las normas vigentes a la fecha de este Programa, no puede asegurarse que las autoridades gubernamentales o tribunales responsables de la aplicación de esas normas vigentes estarán de acuerdo con la interpretación contenida en él o que no habrá cambios en esas normas vigentes, inclusive con efectos retroactivos, o en su interpretación por parte de tales autoridades gubernamentales o tribunales.

Tratamiento impositivo argentino

El siguiente resumen se basa en las leyes impositivas argentinas vigentes en la fecha de este Programa, y está sujeto a cualquier reforma de la ley argentina que entre en vigencia después de dicha fecha. Se recomienda a los potenciales compradores de las Obligaciones Negociables consultar con sus propios asesores impositivos respecto de las consecuencias emanadas de las leyes impositivas del país del cual son residentes, de una inversión en las Obligaciones Negociables, incluyendo, entre otras, el cobro de intereses y la venta, rescate u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

Impuesto a las ganancias

Con excepción de lo que se describe más adelante, los pagos de intereses sobre las Obligaciones Negociables (incluido el descuento de emisión original, en su caso) estarán exentos del impuesto a las ganancias de Argentina, a condición de que las Obligaciones Negociables se emitan de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables, y califiquen para la exención impositiva conforme al Artículo 36 de dicha ley.

Conforme a ese Artículo 36, los intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las siguientes condiciones (las “Condiciones del Artículo 36”):

(a) las Obligaciones Negociables deben colocarse por medio de una oferta pública autorizada por la CNV en cumplimiento de la Resolución Conjunta;

(b) los fondos provenientes de la emisión de dichas Obligaciones Negociables deben destinarse, en virtud de resoluciones societarias que autorizan la oferta, a (i) inversiones en activos tangibles situados en la Argentina, (ii) financiamiento de capital de trabajo a ser utilizado en Argentina, (iii) refinanciación de pasivos, o (iv) financiamiento de aportes de capital a sociedades de propiedad de la emisora de las Obligaciones Negociables o vinculadas con ella, a condición de que dichas sociedades utilicen los fondos de dichos aportes para los fines especificados en los puntos (i), (ii) o (iii) de este párrafo (b); y

(c) la emisora debe presentar pruebas a la CNV, en el tiempo y forma prescriptos por las reglamentaciones de que los fondos obtenidos de la emisión han sido utilizados para los fines descriptos en el punto (b).

Después de la emisión de las Obligaciones Negociables, la emisora respectiva debe presentar ante la CNV los documentos requeridos por la Resolución Conjunta. En oportunidad de la aprobación de esa presentación por la CNV, las Obligaciones Negociables reunirán los requisitos para el tratamiento de exención fiscal establecido en virtud del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, a condición de que se satisfagan las Condiciones del Artículo 36. Sin embargo, de acuerdo con el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables, si posteriormente se determinara que cualquier emisora ha violado las Condiciones del Artículo 36 o no ha cumplido con ellas, la responsabilidad por el pago de dichos impuestos respecto de los que habrían estado exentos los Tenedores de las Obligaciones Negociables recaerá en dicha emisora. En consecuencia, independientemente de cualquier violación o incumplimiento posterior de cualquier emisora de las Condiciones del Artículo 36, los Tenedores de las Obligaciones Negociables tendrán derecho a percibir el monto total adeudado como si no se hubiera requerido ninguna retención.

El Decreto del Poder Ejecutivo N° 1.076, del 2 de julio de 1992, modificado por el Decreto N° 1.157, del 15 de julio de 1992, ambos ratificados por Ley N 24.307, del 30 de diciembre de 1993 (el “Decreto”) eliminó la exención correspondiente al impuesto a las ganancias argentino que se describe precedentemente respecto de los contribuyentes sujetos a las normas impositivas de ajuste por inflación conforme al Título VI de la ley de impuesto a las ganancias de Argentina (en general, sociedades creadas o constituidas conforme a la ley argentina, sucursales locales de sociedades extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que realizan ciertas actividades comerciales en Argentina).

Como consecuencia del Decreto, los intereses pagados a los Tenedores que se encuentran sujetos a las normas impositivas de ajuste por inflación (y de tal modo no pueden acogerse a la exención del Artículo 36) están sujetos al impuesto a las ganancias argentino conforme lo establecen las normas impositivas argentinas. En tal caso, los pagos de intereses estarán sujetos a una retención impositiva del 35%, que se considerará pago a cuenta del impuesto a las ganancias de Argentina a pagar por dicho tenedor.

El artículo 106 de la Ley de Procedimiento Fiscal de la Nación dispuso que ciertas exenciones no se aplican en la medida que pudiera resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros. No obstante, el tratamiento de exención fiscal conforme al artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables será aplicable, independientemente de que este beneficio aumente el monto imponible en otro país.

Impuesto sobre las ganancias de capital

Si se cumplen las Condiciones del Artículo 36, las personas físicas residentes y no residentes y las sociedades extranjeras sin un establecimiento permanente en Argentina no quedan sujetas a impuestos sobre las ganancias de capital derivadas de la venta u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables. Por aplicación del Decreto, los contribuyentes sujetos a las normas impositivas de ajuste por inflación de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina, están sujetos al pago de impuestos sobre las ganancias de capital respecto de la venta u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables, conforme establecen las normas impositivas de Argentina. El tratamiento de exención fiscal según el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables resultará de aplicación, independientemente de que este beneficio aumente el monto imponible en otro país.

Impuesto sobre los Bienes Personales

Las personas físicas y las sucesiones indivisas domiciliadas en el país deben incluir los títulos valores, tales como las Obligaciones Negociables, a fin de determinar su responsabilidad fiscal correspondiente al Impuesto sobre los Bienes Personales. La Ley 26.072 prorrogó la vigencia de este impuesto hasta el 31 de diciembre de 2009.

De acuerdo con las modificaciones introducidas por la Ley Nº 26.317, con vigencia a partir del período fiscal 2007, las personas físicas domiciliadas en el país y las sucesiones indivisas radicadas en Argentina que posean ciertos activos al 31 de diciembre de cada año, valuados en un importe mayor a $ 305.000, deberán tributar el impuesto sobre todos sus bienes, aplicándose las alícuotas que se detallan a continuación:


Valor de los bienes gravados	Alícuota aplicable
más de $ 305.000 hasta $ 750.000	0,50%
más de $ 750.000 hasta $ 2.000.000	0,75%
más de $ 2.000.000 hasta $ 5.000.000	1,00%
más de $ 5.000.000	1,25%

Los fideicomisos no financieros, excepto cuando el fiduciante sea el Estado Nacional, provincial, municipal o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires o aquéllos que se encuentren destinados al desarrollo de obras de infraestructura que constituyan un objetivo prioritario y de interés del Estado Nacional, estarán sujetos al impuesto sobre los bienes personales que será liquidado e ingresado por quienes asuman la calidad de fiduciarios. El impuesto así ingresado tendrá el carácter de pago único y definitivo. En caso que el Estado Nacional, provincial, municipal o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires compartan la calidad de fiduciante con otros sujetos, el gravamen se determinará sobre la participación de estos últimos, excepto en los fideicomisos que desarrollen las obras de infraestructura a que se refiere este párrafo. Se presume sin admitir prueba en contrario, que los bienes que integran el fideicomiso pertenecen de manera directa o indirecta a sujetos pasivos del gravamen.

Respecto de las personas físicas no residentes o las sucesiones indivisas situadas en el extranjero, no existe mecanismo legal de ingreso del Impuesto sobre los Bienes Personales.

El impuesto se aplica por referencia al valor de mercado de las Obligaciones Negociables (o los costos de adquisición, más los intereses y diferencias de cambio devengadas, en el caso de Obligaciones Negociables sin oferta pública) al 31 de diciembre de cada año calendario.

Si bien el Impuesto sobre los Bienes Personales grava solamente los títulos valores que se encuentran en poder de personas físicas o sucesiones indivisas, según lo descripto precedentemente, dicho impuesto establece una presunción legal que no admite prueba en contrario en virtud de la cual los títulos valores emitidos por emisoras privadas argentinas y cuya titularidad directa corresponda a una persona jurídica extranjera que (a) esté domiciliada en una jurisdicción que no requiere la nominatividad de las acciones o títulos privados, y (b) ya sea (i) de conformidad con sus estatutos o el régimen regulatorio aplicable a dicha persona jurídica extranjera, sólo puede realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su constitución, o (ii) no puede realizar ciertas operaciones autorizadas por sus estatutos o el régimen regulatorio aplicable en su jurisdicción de constitución, se consideran pertenecen a personas físicas domiciliadas o sucesiones indivisas situadas en Argentina y, por lo tanto, están sujetos al Impuesto sobre los Bienes Personales. En tal caso, la ley impone la obligación de pagar el Impuesto sobre los Bienes Personales a una alícuota del 2,5% al emisor de los títulos valores correspondientes (el “Obligado Sustituto”). La normativa legal del impuesto autoriza asimismo al Obligado Sustituto a procurar el reintegro del monto pagado de esta manera, sin limitación, mediante retención o ejecución de los activos que dieron origen a dicho pago.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes personas jurídicas extranjeras que sean titulares directas de títulos valores, tales como las Obligaciones Negociables: (a) compañías de seguros; (b) fondos comunes de inversión abiertos; (c) fondos de pensiones y jubilaciones; y (d) bancos o entidades financieras cuya casa central está constituida en un país cuyo Banco Central o autoridad equivalente ha adoptado las normas internacionales de supervisión establecidas por el Comité de Basilea.

Asimismo, el Decreto Nº 812/96, del 24 de julio de 1996, dispone que la presunción legal analizada precedentemente no se aplicará a acciones y títulos privados relacionados con deuda, tales como las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública hubiera sido autorizada por la CNV y que sean negociables en las bolsas de valores situadas en Argentina o en el extranjero. Con el objeto de garantizar que esta presunción legal no se aplicará a las Obligaciones Negociables y que las emisoras no serán responsables como Obligados Sustitutos por el Impuesto sobre los Bienes Personales, de conformidad con la Resolución Nº 2.151 de la Administración Federal de Ingresos Públicos, las emisoras deben conservar en sus registros una copia debidamente certificada de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y constancias que verifiquen que dicho certificado o autorización estaba vigente al 31 de diciembre del año en que tuvo lugar la obligación tributaria.

Impuesto al valor agregado

Los pagos de intereses efectuados respecto de las Obligaciones Negociables estarán exentos del pago del impuesto al valor agregado en la medida en que las Obligaciones Negociables se emitan de conformidad con una oferta pública autorizada por la CNV. Por otra parte, en tanto las Obligaciones Negociables cumplan las Condiciones del Artículo 36, los beneficios relacionados con la oferta, suscripción, colocación, transferencia, amortización o cancelación de las Obligaciones Negociables no estarán gravados por el impuesto al valor agregado en Argentina.

Impuesto a la ganancia mínima presunta

El impuesto a la ganancia mínima presunta (el "IGMP") grava el valor de activos tales como las Obligaciones Negociables en poder de sociedades y otras entidades residentes de Argentina. Las sociedades domiciliadas en Argentina, entre otras, están sujetas al pago del impuesto a una alícuota del 1% (0,20% en el caso de compañías de leasing, compañías de seguro o entidades financieras locales), en tanto el valor total de tales activos supere los $ 200.000. Este impuesto sólo será pagadero por dicho contribuyente en la medida en que excede el impuesto a las ganancias determinado para cualquier ejercicio económico. Cualquier IGMP que se pague se aplicará como un crédito contra el impuesto a las ganancias que deba pagarse en los diez ejercicios económicos siguientes con sujeción a ciertas limitaciones.

El valor imponible de las Obligaciones Negociables se determinará de la siguiente manera: (i) si las Obligaciones Negociables cotizan en una bolsa o mercado de valores, en base a la última cotización en la fecha de cierre del ejercicio económico correspondiente; y (ii) si las Obligaciones Negociables no cotizan en bolsa, en base a su costo, incrementado, de corresponder, por el monto de intereses y diferencias de cambio devengadas en la fecha de cierre del ejercicio económico.

La ley que creó el IGMP entró en vigencia el 31 de diciembre de 1998 y dispuso su aplicación por el término de diez ejercicios anuales. La vigencia de este impuesto fue prorrogada hasta el 30 de diciembre de 2009 por la Ley 26.426.

Impuesto sobre los débitos y créditos en cuentas bancarias

La Ley Nº 25.413 (publicada en el Boletín Oficial el 26 de marzo de 2001), con sus modificaciones, establece, con ciertas excepciones, un impuesto sobre los débitos y créditos en cuentas corrientes mantenidas en entidades financieras situadas en la Argentina y sobre otras operaciones que reemplacen el uso de cuentas corrientes bancarias. La alícuota general es del 0,6% en el caso de débitos y créditos (si bien, en ciertos casos, puede aplicarse una del 1,2% y/o una del 0,075%). El Decreto Nº 534/04 (publicado en el Boletín Oficial el 3 de mayo de 2004) establece que el 34% del impuesto pagado sobre los créditos gravados a una alícuota del 0,6% y 17% del impuesto pagado sobre transacciones gravadas a una alícuota del 1,2% podrá utilizarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias e impuesto a la ganancia mínima presunta.

Impuesto sobre los ingresos brutos

Los inversores que en forma regular participan, o que se presuma participan, en actividades en cualquier jurisdicción en la que perciban ingresos de los intereses derivados de la tenencia de obligaciones negociables, o de su venta o transmisión, podrían estar sujetos al pago del impuesto sobre los ingresos brutos según las alícuotas establecidas por las leyes específicas de cada provincia argentina, a menos que resulte aplicable una exención.

El artículo 139, punto (1) del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que los ingresos derivados de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables (intereses, actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia) están exentos por este impuesto, mientras les sea de aplicación la exención respecto del impuesto a las ganancias.

El artículo 180, punto (c) del Código Fiscal de la Provincia de Buenos Aires establece que los ingresos derivados de cualquier operación de obligaciones negociables emitidas en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables y la Ley Nº 23.962, con sus modificaciones, (intereses, actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia) están exentos del impuesto sobre ingresos brutos en la medida en que se aplique la exención del impuesto a las ganancias.

Impuestos de sellos y a la transferencia

Los Tenedores de las Obligaciones Negociables no deberán pagar ningún impuesto de sellos en relación con resoluciones, contratos y operaciones relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (según el Artículo 35 de la Ley de Obligaciones Negociables). Ningún impuesto a la transferencia grava la venta o transferencia de las Obligaciones Negociables en la Argentina.

Tasa de justicia

En caso de que fuera necesario instituir procedimientos de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables en Argentina, se aplicará una tasa de justicia sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales argentinos con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Exenciones fiscales sobre la oferta pública de títulos valores

Respecto de la emisión de Obligaciones Negociables, la AFIP entendió en su Dictamen (D.A.T.) N° 16, del 25 de enero de 2002, que “el requisito de colocación por oferta pública no se encontrará cumplido con la simple autorización de emisión extendida por la CNV, sino que deben llevarse a cabo los procedimientos que exija a tal fin dicho organismo regulador -los que deberían garantizar, en principio, el acceso del público en general, a las obligaciones ofertadas-, circunstancia fáctica ella que debe ser merituada por el respectivo juez administrativo”.

De conformidad con ello, destacamos que no resulta suficiente la sola autorización de la CNV para gozar del tratamiento impositivo previsto en la ley de obligaciones negociables, sino que debe existir además una efectiva oferta pública.

En este sentido, el colocador ofrecerá públicamente los títulos en los términos del artículo 16 de la Ley de Oferta Pública. No obstante ello, se insta a los inversores a consultar a sus propios asesores al respecto. Luego, el 14 de septiembre de 2004, la Resolución Conjunta fue publicada en el Boletín Oficial. La Resolución Conjunta dispone, en ciertos casos, una interpretación de la “exención fiscal sobre la oferta pública”. A pesar de que la interpretación de la Resolución Conjunta no goza de total certeza, ha regulado muchos factores de la exención fiscal otorgada a la oferta pública de títulos valores. Los principales aspectos de la Resolución Conjunta son los siguientes:

El carácter de “colocación por oferta pública” de títulos valores será interpretado exclusivamente por la ley argentina (artículo 16 de la Ley de Oferta Pública).

Los actos de oferta pública deberán ser llevados a cabo adecuadamente y la documentación de tales actos deberá ser mantenida por la emisora. Las Obligaciones Negociables no serán consideradas exentas del pago de impuestos en virtud de la mera autorización de la CNV de una oferta pública.

Los actos de oferta pública deberán ser realizados en Argentina y según el caso, en el exterior.

Las ofertas podrán ser realizadas al “público en general” o a un “grupo específico de inversores” (tales como compradores institucionales calificados).

La oferta podrá ser colocada mediante un “contrato de colocación”. Las Obligaciones Negociables colocadas según un contrato de colocación serán consideradas una colocación por oferta pública en tanto el colocador efectivamente lleve a cabo actos de oferta pública de acuerdo con la ley argentina.

Fondos originados en países de baja o nula tributación

El N° Decreto 1344/98 y sus modificaciones dispone que los siguiente países, territorios y regiones se consideran “países de baja o nula tributación”: Anguila, Antigua y Barbuda, Antillas holandesas, Aruba, Ascensión, Comunidad de las Bahamas, Barbados, Belice, Bermudas, Brunei Darussalam, Campione D’Italia, Colonia de Gibraltar, Commonwealth de Dominica (Estado Asociado), Emiratos Árabes Unidos (Estado independiente), Estado de Bahrein (Estado independiente), Estado Asociado de Granada (Estado independiente), Estado Libre Asociado de Puerto Rico (Estado asociado a los EEUU), Estado de Kuwait (Estado independiente), Estado de Qatar (Estado independiente), Federación de San Cristóbal (Islas Saint Kitts y Nevis: Independientes), Régimen Aplicable a las Sociedades Holding (Ley del 31 de julio de 1929) del Gran Ducado de Luxemburgo, Groenlandia, Guam (Territorio no autónomo de los EEUU), Honk Kong (Territorio de China), Islas Azores, Islas Del Canal (Guernesey, Jersey, Alderney, Isla de Great Stark, Herm, Little Sark, Brechou, Jethou Lihou), Islas Caimán (Territorio no autónomo del Reino Unido), Isla Christmas, Isla de Cocos O Keeling, Islas de Cook (Territorio autónomo asociado a Nueva Zelanda), Isla de Man (Territorio del Reino Unido), Isla De Norfolk, Islas Turkas e Islas Caicos (Territorio no autónomo del Reino Unido), Islas Pacifico, Islas Salomon, Isla de San Pedro y Miguelon, Isla Qeshm, Islas Vírgenes Británicas (Territorio no autónomo del Reino Unido), Islas Vírgenes de Estados Unidos de América, Kiribati, Labuan, Macao, Madeira (Territorio de Portugal), Montserrat (Territorio no autónomo del Reino Unido), Niue, Patau, Pitcairn, Polinesia Francesa (Territorio de Ultramar de Francia), Principado del Valle de Andorra, Principado de Liechtenstein (Estado independiente), Principado de Mónaco, Régimen aplicable a las Sociedades Anónimas Financieras (regidas por la Ley N° 11.073 del 24 de junio de 1948 de la República Oriental del Uruguay), Reino de Tonga (Estado independiente), Reino Hachemita de Jordania, Reino de Swazilandia (Estado independiente), República de Albania, República de Angola, República de Cabo Verde (Estado Independiente), República de Chipre (Estado independiente), República de Djibuti (Estado independiente), República Cooperativa de Guyana (Estado independiente), República de Panamá (Estado independiente), República de Trinidad y Tobago, República de Liberia (Estado independiente), República De Seychelles (Estado independiente), República de Mauricio, República Tunecina, República de Maldivas (Estado independiente), República de las Islas Marshall (Estado independiente), República ce Nauru (Estado independiente), República Democrática Socialista de Sri Lanka (Estado independiente), República de Vanuatu, República del Yemen, República de Malta (Estado independiente), Santa Elena, Santa Lucia, San Vicente y las Granadinas (Estado independiente), Samoa Americana (Territorio no autónomo de los EEUU), Samoa Occidental, Serenísima República de San Marino (Estado independiente), Sultanato de Omán, Archipiélago de Svbalbard, Tuvalu, Tristán Da Cunha, Trieste (Italia), Tokelau, Zona Libre de Ostrava.

De conformidad con una presunción legal establecida en el artículo 18.1 de la Ley 11.683, toda transferencia de fondos proveniente de un país de baja o nula tributación estará gravada de la siguiente forma:

(a) La Compañía deberá pagar un impuesto a las ganancias equivalente a una alícuota del 35% sobre el 110% del monto de la transferencia;

(b) más impuesto al valor agregado del 21% sobre el 110% del monto de la transferencia.

A pesar de que la cobertura del concepto “transferencia desde el exterior” no resulta clara, podría ser interpretado como cualquier transferencia de fondos:

(a) desde una cuenta en un país de baja o nula tributación o desde una cuenta bancaria abierta fuera de un país de baja o nula tributación pero de titularidad de una entidad ubicada en un país de baja o nula tributación;

(b) a una cuenta bancaria ubicada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de Argentina pero de titularidad de una residente sujeto a impuestos de Argentina.

El residente sujeto al pago de impuestos podrá rebatir esta presunción legal demostrando fehacientemente ante el fisco que los fondos provenientes de actividades efectivamente realizadas por el contribuyente o un tercero en dicha jurisdicción o que tales fondos fueron declarados con anterioridad.

Regulaciones sobre Lavado de Dinero

La Ley Nº 25.246 (modificada por la Ley Nº 26.087 y la Ley 26.119) clasifica el lavado de dinero como un delito bajo el Código Penal de la Nación y crea la Unidad de Información Financiera (“UIF”), una dependencia del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos. El Código Penal de la Nación define el lavado de dinero como el canje, transferencia, administración, venta o cualquier otro uso de dinero u otros activos obtenidos a través de un delito, por una persona que no participó en dicho delito con el posible resultado de que dichos activos originales (o nuevos activos resultantes de dicho activo original) tengan la apariencia de haber sido obtenidos a través fuentes legítimas, siempre que el valor total de los activos supere el monto de Ps. 50.000 resultante de una o más operaciones relacionadas.

La Ley Nº 26.087 dispone que: (a) ni los secretos bancarios, bursátiles o profesionales, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad constituirán dispensa del cumplimiento de la obligación de presentar información a la UIF, en relación con una investigación u operaciones sospechosas; (b) luego de llevar a cabo la investigación de una operación sospechosa, la UIF deberá comunicarlo al Ministerio Público a fines de establecer si corresponde ejercer la acción penal y presentar elementos y pruebas para hacerlo; y (c) los agentes o representantes de ciertos mandantes pueden estar exentos de responsabilidad penal.

El marco legal para el lavado de dinero también asigna funciones de información y control a ciertas entidades del sector privado, tales como bancos, operadores bursátiles, sociedades de bolsa y aseguradoras. De acuerdo con la Guía de Transacciones Inusuales o Sospechosas en la Órbita del Sistema Financiero y Cambiario, aprobada por Resolución Nº 2/02 de la UIF y modificada por la Resolución N° 228/07, dichas entidades tienen la obligación de informar, en relación con inversiones, las siguientes operaciones: (a) inversiones en títulos valores por un valor desproporcionado, considerando la actividad del inversor; (b) depósitos o préstamos en jurisdicciones conocidas como paraísos fiscales; (c) requerimientos de servicios de administración de activos cuando el origen de los fondos sea incierto, no sea claro o no se corresponda con las actividades del inversor; (d) transferencias inusuales de grandes montos de títulos valores o participaciones; (e) uso frecuente e inusual de cuentas de inversión especiales; y (f) compra y venta frecuentes de títulos valores durante el mismo día por el mismo monto y volumen cuando parecen inusuales e inadecuadas considerando las actividades del inversor.

En julio de 2001, el Banco Central publicó una lista de jurisdicciones “no cooperadoras” para que las entidades financieras prestaran especial atención a las transacciones a y desde tales áreas. A su vez, mediante la Comunicación “A” 4940, de mayo de 2009, el Banco Central instó a las entidades financieras a cumplir con lo previsto en la Resolución Nº 554/09 de la CNV, es decir, a no dar curso a operaciones dentro del ámbito de la oferta pública, cuando éstas sean efectuadas u ordenadas por (i) personas o entidades con domicilio, constituidas y/o residentes en los denominados “países de baja o nula tributación”, o (ii) por personas o entidades que, si bien constituidas, domiciliadas y/o residentes en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados no incluidos dentro del listado de “países de baja o nula tributación”, se encuentren bajo control y fiscalización de un organismo que cumpla similares funciones a las de la CNV en dicho país, y tal organismo no hubiera firmado un memorando de entendimiento, cooperación e intercambio de información con la CNV.

Por último, la Resolución Nº 152/08 de la UIF, de mayo de 2008, aprobó la "Directiva sobre Reglamentación del Articulo 21, incisos a) y b) de la Ley Nº 25.246. Operaciones Sospechosas. Modalidades, Oportunidades y Límites del Cumplimiento de la Obligación de Reportarlas —Mercado de Capitales—", introduciendo ciertas aclaraciones y modificaciones a la normativa aplicable, entre otras cuestiones, en lo referente al concepto de “cliente”, a la información a requerir y las medidas de identificación de clientes a ser llevadas a cabo por parte de los sujetos obligados a informar, la conservación de la documentación, recaudos a tomarse al reportar operaciones sospechosas, políticas y procedimientos para prevenir el lavado de activos y la financiación del terrorismo; y la "Guía de Transacciones Inusuales o Sospechosas en la Órbita del Mercado de Capitales (Lavado de Activos y Financiación del Terrorismo)", en la que se describen operaciones o conductas que, si bien no constituyen por sí solas o por su sola efectivización o tentativa, operaciones sospechosas, constituyen una ejemplificación de transacciones que podrían ser utilizadas para el lavado de activos de origen delictivo y la financiación del terrorismo, por lo que, la existencia de uno o más de los factores descriptos en dicha guía deben ser considerados como una pauta para incrementar el análisis de la transacción. Asimismo, la guía ha sido incorporada como Anexo I al Capítulo XXII de las Normas de la CNV mediante la reciente Resolución General 547/09 de la CNV, que remite a las pautas establecidas por la UIF, especialmente en cuanto al conocimiento del cliente, para decidir sobre la apertura o mantenimiento de cuentas por parte de los sujetos intermediarios, entre ellos, personas físicas o jurídicas que intervengan como agentes colocadores de toda emisión primaria de valores negociables. Finalmente, estas pautas de identificación de clientes deberán reforzarse para el caso de personas políticamente expuestas.

Los inversores interesados podrán verse obligados a entregar al Agente Colocador toda la información y documentación que estén obligados a presentar o aquella que pueda ser requerida por el Agente Colocador para dar cumplimiento a las leyes penales y a otras leyes y reglamentaciones relacionadas con el lavado de activos, incluidas las normas del mercado de capitales para la prevención del lavado de activos emitidas por la UIF y normas similares de la CNV y/o el Banco Central. El Agente Colocador y la Compañía se reservan el derecho de rechazar órdenes de cualquier inversor si consideramos que las mencionadas normas no han sido cumplidas enteramente a su satisfacción.

PARA UN ANÁLISIS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE LAVADO DE DINERO VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA AL CAPITULO XIII, TITULO XI, LIBRO SEGUNDO DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO Y LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF, A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EL SITIO WEB DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS WWW.MECON.GOV.AR O WWW.INFOLEG.GOV.AR Y EN EL SITIO WEB DE LA UIF WWW.UIF.GOV.AR.

Dividendos

Véase “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas – Política de dividendos”

Declaración de Asesores Técnicos

No se incluyó en el Prospecto ninguna declaración o informe atribuido a personas ajenas a la Compañía.

Documentos disponibles

Los documentos concernientes a la Compañía que están referidos en el Prospecto pueden ser consultados en el sitio web de la CNV (www.cnv.gov.ar) en el ítem “Información Financiera” y de la Compañía (www.metrogas.com.ar). Asimismo, aquellos inversores que lo deseen podrán solicitar en soporte papel ejemplares de este Prospecto y de los estados contables que lo integran en las oficinas de Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen y Martínez de Hoz (h) y de la Compañía sitas en Suipacha 1111, piso 18, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, teléfono (+54-11) 4114-3026.

ESTADOS CONTABLES DE METROGAS S.A.

Los estados contables que integran el presente Prospecto son los Estados Contables Anuales al 31 de diciembre de 2009, 31 de diciembre de 2008 y 31 de diciembre de 2007 presentados en forma comparativa.

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 Mellon 101 Barclay St. Floor 4 East (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

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