Metrogas S.A. - Capital/Financing Update 2013

Prospecto Resumido

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

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 Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias y complementarias (la “Ley de Obligaciones Negociables”), 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 de 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 el prospecto completo de fecha 15 de julio de 2013 (el “Prospecto completo”), en este Prospecto Resumido 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". Este Prospecto Resumido contiene información actualizada considerando los últimos estados contables elaborados por la Sociedad y todo hecho significativo ocurrido recientemente.

Las Obligaciones Negociables serán colocadas a través de oferta pública en la República Argentina de acuerdo a la Ley Nº 26.831 (con sus modificatorias y reglamentarias, la “Ley de Mercado de Capitales”) y las normas de la CNV según texto ordenado por la Resolución General N° 368/2001 y sus modificatorias y complementarias (las “Normas de la CNV”) que sigan vigentes hasta tanto la Ley de Mercado de Capitales sea reglamentada por la CNV –en virtud de lo dispuesto en el artículo 155 de dicha ley y la Resolución General 615/13 de la CNV- y en particular, conforme la Resolución 597/11 (la “Resolución 597/2011”) de la CNV y sus modificatorias y complementarias y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable.

El Programa ha sido calificado raB- por la Calificadora de Riesgo Standard and Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina y Caa3.ar 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”), o de conformidad con una exención del requisito de registro de 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 de Títulos Valores de los Estados Unidos de América. 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.

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 Resumido. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información, suministrada en el Prospecto Resumido 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 Resumido 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. La actualización del presente Prospecto fue autorizada por resolución del directorio de la Sociedad de fecha 26 de marzo de 2013 y, tras cuarto intermedio, 4 de abril de 2013.

Las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas conjuntamente por los colocadores que oportunamente se designen, como se especifica en el presente Prospecto Resumido 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 Resumido y del Prospecto completo 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.

El presente Prospecto Resumido es una versión resumida del Prospecto completo y debe ser leído conjuntamente con dicho prospecto y con los documentos incorporados a él por referencia.Todos los términos iniciados con mayúscula y no definidos en el presente Prospecto Resumido tendrán el significado a ellos atribuido en el Prospecto.

La fecha del presente Prospecto Resumido es 15 de julio de 2013.

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 119 de la Ley de Mercado de Capitales, 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. De acuerdo al Artículo 120 de la Ley de Mercado de Capitales, 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.

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. Perez Alati Abogados, 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 Contrato de Fideicomiso (según este término es definido más adelante) 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 Resumido, 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 "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 (tengase en cuenta, sin embargo, que al día de la fecha solamente nueve directores suplentes han sido designados). 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 “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”.

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


Nombre	Cargo	Año de designación	Última designación (1)	Fecha de vencimiento del mandato
David Tezanos Gonzalez (a)	Presidente	2013	2013	2014
Marcelo Nuñez (a)	Vicepresidente	2013	2013	2014
Pablo Manuel Vera Pinto (a)	Director Titular	2012	2013	2014
Valeria Soifer (a)	Director Titular	2012	2013	2014
Daniel Alfonso Suarez (a)	Director Titular	2013	2013	2014
Nicolás Arceo (a)	Director Titular	2013	2013	2014
Juan Carlos Fronza (b)	Director Titular	2013	2013	2014
Héctor Caram (b)	Director Titular	2010	2013	2014
María Eugenia Gozzi Valdez (b)	Director Titular	2013	2013	2014
Cristian Alexis Girard (b)	Director Titular	2012	2013	2014
Jorge Alberto Depino (c)	Director Titular	2004	2013	2014
Fernando Nardini (a)	Director Suplente	2013	2013	2014
Fernando Gomez Zanou (a)	Director Suplente	2013	2013	2014
Rodrigo Cuesta (a)	Director Suplente	2013	2013	2014
Patricio Da Re (a)	Director Suplente	2013	2013	2014
Anabel Perrone (a)	Director Suplente	2013	2013	2014
Gustavo Ernesto Di Luzio (a)	Director Suplente	2012	2013	2014
Raúl Podetti (b)	Director Suplente	2008	2013	2014
David Jacoby* (b)	Director Suplente	2013	2013	2014
Luis Alberto Chaparro (c)	Director Suplente	2004	2013	2014

___________

Notas:

(1) Los directores designados por la asamblea de fecha 30 de abril de 2013, pasada a cuarto intermedio hasta el 3 de mayo de 2013, aún no han sido inscriptos ante el Registro Público de Comercio.

(a) Nombrado por los accionistas Clase A.

(b) Nombrado por los accionistas Clase B.

*Únicamente en remplazo del señor Cristian Alexis Girard.

Funcionarios

A continuación se incluye un listado de los gerentes de primera línea del Directorio de MetroGAS en los términos del artículo 270 de la Ley N° 19.550 (la “Ley de Sociedades Comerciales”). La totalidad de los funcionarios ejecutivos residen en Argentina.


Nombre	Cargo	Año de designación
Marcelo Nuñez	Director General	2013
Patricia Carcagno	Directora Técnica	2013
Enrique Barruti	Director de Recursos Humanos	1997
Magdalena González Garaño	Directora de Asuntos Legales y Regulatorios	2004
Juan Pablo Mirazón	Director de Auditoría Interna	1999
Fernando Nardini	Director de Administración y Finanzas	2013
Jorge Doumanian	Director de Operaciones	2013
María Carmen Tettamanti	Directora Comercial	2013

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


Nombre	Cargo	Desde	Profesión	Fecha de designación	Fecha de vencimiento del mandato
Gabriela Boquin	Titular	2013	Abogada	2013	2014
Raúl Manuel Lima	Titular	2013	Abogado	2013	2014
Cristian Javier Fernandez	Titular	2003	Contador Público	2013	2014
Fabián Martínez	Suplente	2013	Abogado	2013	2014
Lorena Koller	Suplente	2013	Abogada	2013	2014
Eduardo Echaide	Suplente	2013	Contador Público	2013	2014

Comité de Auditoría

De conformidad con el derogado 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, María Eugenia Gozzi Valdez y Hector Caram, cada de uno de ellos designado en la asamblea de accionistas de fecha 3 de mayo de 2013 y cuyos mandatos finalizan el 31 de diciembre de 2013. Adicionalmente, Raúl Rafael Podetti ha sido designado como miembro suplente. 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 Resumido:


Nombre	Profesión	Empresa	Cargo
David Tezanos Gonzalez	Director Gas&Energía	Pluspetrol Energía	Director

Marcelo Nuñez	Economista	--	--

Pablo Manuel Vera Pinto	Lic. en Economía	--	--

Valeria Soifer	Lic. En Administración de Empresas	YPF Inversora Energetica S.A. Terminales Maritimas Patagonicas S.A. Pluspetrol Energy S.A. Oleoducto Trasandino Argentina S.A. Oleoducto Trasandino Chile S.A. Oleoductos del Valle S.A Oiltanking Ebytem S.A. MetroGAS S.A. Compañía Mega S.A.	Directora Titular Directora Titular Directora Titular Directora Titular Directora Titular Directora Titular Directora Suplente Directora Suplente Directora Suplente

Daniel Alfonso Suarez	Abogado	YPF Gas S.A.	Director Titular

Nicolás Arceo	Lic. en Economía	Profertil S.A. Cía. Mega S.A. YPF S.A.	Director Suplente Director Titular Director Titular

Juan Carlos Fronza	Ingeniero Mecánico	--	--

Héctor Caram	Contador Público	--	--

María Eugenia Gozzi Valdez	Economista	--	--

Cristian Alexis Girard	Lic. en Economía	YPF Distribuidora de Gas Cuyana Gas Natural BAN	Director Director Director

Jorge Alberto Depino	Técnico Mecánico	--	--

Fernando Nardini	Contador Público	--	--

Fernando Gomez Zanou	Abogado	--	--

Rodrigo Cuesta	Abogado	YPF S.A.	Director Titular

Patricio Da Re	Contador Público	Cía. Mega S.A.	Director Suplente

Anabel Perrone	Contador Público	--	--

Gustavo Ernesto Di Luzio	Lic. Administración	--	--

Raúl Podetti	Ingeniero Naval	--	--

David Jacoby*	Economista	--	--

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 2012, la remuneración total pagada a directores tiulares fue de aproximadamente Ps. 1,3 millones, y la remuneración pagada a los funcionarios de primera línea en dicho ejercicio fue de Ps. 12,3 millones. Ciertos directores renunciaron voluntariamente a percibir su remuneración. La Comisión Fiscalizadora renunció al cobro de honorarios en forma voluntaria.

Carácter de "independencia" o "no independencia"

De conformidad con las Normas de la CNV, se informa que los señores Nicolas Arceo, Daniel Alfonso Suarez, Valeria Soifer, David José Tezanos, Marcelo Adrián Nuñez, Pablo Manuel Vera Pinto, Fernando Nardini, Fernando Gomez Zanou, Rodrigo Cuesta, Patricio Da Re, Anabel Perrone y Gustavo Ernesto Di Luzio han declarado que no son independientes.

Juan Carlos Fronza, Héctor Caram, Raul Rafael Podetti, María Eugenia Gozzi Valdez, Cristian Alexis Girard y David René Jacoby, Jorge Alberto Delpino y Luis Alberto Chaparro han declarado que son independientes.

Participación Accionaria

A la fecha de este Prospecto Resumido, 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 tiene acciones de la Compañía a la fecha de este Prospecto Resumido.

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

Al 31 de marzo de 2013, MetroGAS tiene 1.125 empleados con jornada completa y 1 empleado con media jornada. El siguiente cuadro muestra el número de empleados por departamento al 31 de marzo de 2013 y al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010:


	Cantidad de Empleados
Departamento	Al 31 de marzo de 2013	al 31 de dic. de 2012	al 31 de dic. de 2011	al 31 de dic. de 2010
Dirección General	51	51	52	55
Operaciones	488	490	455	449
Recursos Humanos	58	59	66	53
Comercial	419	435	383	382
Asuntos Societarios	13	14	14	16
Administración y Finanzas	97	99	89	84
Total	1.126	1.148	1.059	1.039

Al 31 de diciembre de 2012, aproximadamente el 36,23% 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

Cleary Gottlieb Steen & Hamilton LLP, 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, Perez Alati Abogados, abogados argentinos de la Sociedad, con domicilio en Suipacha 1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Auditores Independientes

Los estados contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, 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, han sido auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L.

Los estados financieros consolidados condensados intermedios al 31 de marzo de 2013 y 2012 (“Los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios”), correspondientes al periodo de tres meses finalizados en dichas fechas, confeccionados de conformidad con las normas internacionales de información finnaciera (“NIIF”) que se adjuntan al presente Prospecto Resumido, han sido sujetos de una revisión limitada por Price Waterhouse & Co. S.R.L.

Price Waterhouse & Co. S.R.L., es una firma integrada por contadores públicos independientes, con domicilio en Bouchard 557, piso 8°, 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 Price Waterhouse & Co. S.R.L., certificante de los estados contables al 31 de diciembre de 2012 de la Sociedad es el contador Carlos Martín Barbafina quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 175, Folio 65 y quien fuera designado auditor titular por Asamblea de Accionistas por el ejercicio 2012. El auditor suplente designado oportunamente fue Marcelo de Nicola quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 250, Folio 176. En la Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de abril de 2013 se resolvió designar a Carlos Martín Barbafina y a Marcelo de Nicola para certificar los estados contables relativos al primer trimestre del año 2013.

A partir del segundo trimestre del año 2013 (y para certificar los estados contables anuales al 31 de diciembre de 2013), la asamblea antes mencionada ha designado, indistintamente, a los señores Fernando Gabriel del Pozo y Guillermo Daniel Cohen como contadores certificantes por Deloitee & Co S.A. Guillermo Daniel Cohen se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 233, Folio 73 y Fernando Gabriel del Pozo se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 254, Folio 138.

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 Prospecto correspondiente, incluyendo descripción detallada de la misma, conforme a lo dispuesto por las Normas de la CNV. El Programa ha sido calificado raB- 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.ar 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 la calificación B se utiliza cuando se es más vulnerable a adversas condiciones del negocio, financieras y económicas pero actualmente se tiene la capacidad de cumplir con sus compromisos financieros. La calificación con el signo de menos (-) se utiliza para mostrar la posición relativa dentro de las principales categorías de calificación. Para la calificadora Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A. “los emisores o las emisiones calificadas como “Caa.ar” son de tipo especulativo y muestran una capacidad de pago muy débil con relación a otros emisores locales. El modificador 3 indica una clasificación en el rango más bajo de esa 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 la Ley de Mercado de Capitales 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

Esta síntesis está totalmente condicionada y sujeta a los Estados Contables y sus respectivas Notas, que se adjuntan al Prospecto completo del Programa, debiendo ser leída conjuntamente con el capítulo “Reseña y perspectiva operativa y financiera” del mismo.

Presentación de la Información Contable

La Compañía lleva sus libros y registros contables en pesos. 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.

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 marzo de 2013 para el tipo de cambio fueron de Ps. 5,082 por U$S 1 y Ps. 6,486 por Euro para la compra y Ps. 5,122 por U$S 1 y Ps. 6,550 por Euro para la venta.

Ciertos montos e índices contenidos en este Prospecto Resumido (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 Resumido.

Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera

La CNV, a través de las Resoluciones Generales Nº 562/09 y 576/10, ha establecido la aplicación de las Resoluciones Técnicas Nº 26 y 29 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas, que adoptan las NIIF (IFRS por sus siglas en inglés), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés), para las entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley de Mercado de Capitales, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen.

El 24 de enero de 2012, con el objetivo de evaluar la aplicabilidad y el impacto de la Interpretación N°12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” (CINIIF 12) para las sociedades registrantes que sean licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, asi como sus empresas controlantes, la CNV emitió la Resolución Nº 600, que postergó la adopción obligatoria de las NIIF para los ejercicios que comienzan el 1 de enero de 2013. Posteriormente, el 20 de diciembre de 2012, la CNV emitió la Resolución Nº 613, que establece las razones y el fundamento por el cual las empresas concesionarias de transporte y distribución de gas natural y sus empresas controlantes están fuera del alcance de la CINIIF 12.

En consecuencia, la aplicación de las NIIF resulta obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio iniciado el 1° de enero de 2013, siendo los estados financieros por el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2013 los primeros presentados bajo estas normas. La fecha de transición a las NIIF para la Sociedad, conforme a lo establecido en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF”, es el 1 de enero de 2012.

Los estados financieros consolidados de la Sociedad eran anteriormente preparados de acuerdo con normas contables profesionales argentinas (PCGA). Los PCGA difieren en algunas áreas con las NIIF. Para la preparación de los estados financieros consolidados condensados intermedios al 31 de marzo de 2013, la Sociedad ha modificado ciertas políticas contables de valuación y exposición previamente aplicadas bajo PCGA para cumplir con NIIF. Los mismos han sido preparados de acuerdo con las políticas contables que la Compañía espera adoptar en sus estados financieros consolidados anuales al 31 de diciembre de 2013. Las políticas contables están basadas en la NIIF emitidas por el IASB y las interpretaciones emitidas por el IFRIC que la Compañía espera que sean aplicables a dicha fecha.

En Nota 3.6 a los estados financieros consolidados condensados intermedios al 31 de marzo de 2013 se presenta una conciliación entre las cifras de patrimonio, correspondientes a los estados financieros consolidados emitidos de acuerdo con PCGA a la fecha de transición (1° de enero de 2012) y a la fecha de adopción (31 de diciembre de 2012) y de los resultados y otros resultados integrales por el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2012 y por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 y las cifras presentadas de acuerdo con NIIF, así como los efectos de los ajustes en el flujo de efectivo. A continuación, se presenta una descripción conceptual de las principales diferencias en los métodos de valuación y exposición según las PCGA y NIIF:

Inventarios

Bajo NIIF, los inventarios se valúan a costo o valor neto realizable, el que sea menor (sin admitir el método de descarga conocido como “Ultimo entrado, primero salido”), mientras que bajo PCGA se valúan a su costo de reposición. Consecuentemente la Sociedad recalculó tanto el valor de los inventarios a su costo histórico aplicando el criterio de descarga de inventarios de “precio promedio ponderado”, como la previsión por obsolescencia.

Otros Créditos

La Sociedad bajo PCGA venía reconociendo como crédito aquellos cargos que dentro del marco regulatorio de su Licencia están admitidos como trasladables a sus clientes y sobre los cuales existen antecedentes de su efectivo reconocimiento. A pesar de que la Sociedad ha cumplido con los requisitos necesarios para su aprobación, existen demoras por parte de los diferentes organismos estatales que intervienen en el tema tarifario, para emitir la resolución que autorice su efectiva facturación. Esta falta de resolución impide, según lo establece la NIC 18, que los pagos efectuados puedan ser considerados por la totalidad de su valor nominal como crédito, hasta tanto contar con la resolución que apruebe e instrumente el traslado correspondiente.

Adicionalmente, la Sociedad, bajo PCGA, viene reconociendo como créditos los saldos de activos por impuesto diferido y créditos por impuesto a las ganancias, o impuesto a la ganancia mínima presunta que considera recuperables en función de las estimaciones de ganancias imponibles futuras. La NIC 12 – Impuesto a las Ganancias, en el caso en que la sociedad haya tenido pérdidas fiscales recurrentes, sólo permite reconocer activos por impuesto diferido y créditos fiscales relacionados con el impuesto a las ganancias en la medida que puedan ser compensados con pasivos por impuesto diferido.

Efecto impositivo de las partidas reconciliatorias a NIIF

Este ajuste representa el efecto en el impuesto a las ganancias diferido a una tasa del 35% sobre las partidas reconciliatorias a NIIF descriptas anteriormente.

La Sociedad ha realizado el diagnóstico de las diferencias más relevantes en materia de valuación en su sociedad controlada, MetroENERGÍA, no habiendo detectado variaciones sustanciales entre las NIIF y las PCGA.

Resumen de información financiera y de otra índole de MetroGAS S.A. de acuerdo a NIIF:

A continuación se exponen los datos que surgen de los Estados Financieros Consolidados Condensados intermedios al 31 de marzo de 2013 y 2012 preparados de acuerdo a NIFF:


		Período de tres meses finalizado el
		31.03.13		*31.03.12 ()**
ESTADO DE RESULTADOS:
Ingresos ordinarios (a)		280.514		256.581
Ganancia bruta (b)		92.734		75.621
Pérdida operativa		(12.152)		(5.752)
Resultados financieros, netos ( c)		(50.645)		(22.240)
Resultado antes del impuesto a las ganancias		694.673		(27.992)
Resultado integral del período		446.600		(30.871)
Cantidad de acciones		569.171		569.171
Resultado neto por acción		0,78		(0,05)
Dividendos por acción		-		-
Resultado neto por ADS		7,85		(0,54)
Dividendos por ADS		-		-

	Período de tres meses finalizado el
	31.03.13		*31.03.12 ()**
INFORMACIÓN CONTABLE ADICIONAL:
Aumentos de propiedades, plantas y equipos	29.442		19.089
Depreciación de propiedades, plantas y equipos y de propiedades de inversión	19.740		18.708
Ingresos financieros	6.358		8.349
Costos financieros	(57.003)		(30.589)
Resultados financieros, netos	(50.645)		(22.240)
EBITDA	7.588		12.956
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas (i)	22.025		39.687

(*) Información extraída de la información comparativa de los Estado de resultados integrales y de los Estados de flujo de efectivo de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de Metrogas al 31 de Marzo de 2013 y 2012.

	31.03.13		31.12.12 ()**
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA:
Propiedades, planta y equipo	1.788.293		1.780.930
Créditos impositivos diferidos	1.000		751
Otras inversiones	709		646
Propiedades de inversión	5.429		5.459
Pagos anticipados	241		335
Total del Activo no corriente	1.795.672		1.788.121
Pagos anticipados	18.638		16.662
Créditos por ventas y otras cuentas por cobrar	318.047		262.511
Efectivo y equivalentes de efectivo	142.237		153.208
Total del Activo corriente	478.922		432.381
Total del Activo	2.274.594		2.220.502

Capital social	569.171		569.171
Ajuste de capital	684.769		684.769
Reserva legal	45.376		45.376
Resultados acumulados (Pérdidas)	(686.767)		(1.133.018)
Participaciones no controlantes	1.338		989
Total del Patrimonio Neto	613.887		167.287

Otras cargas fiscales	8.728		8.996
Pasivo concursal	17.068		1.429.301
Pasivo concursal -otros conceptos-	17.068		147.021
Pasivo concursal -deudas financieras-	-		1.282.280
Deudas financieras	671.622		-
Pasivos por impuestos diferidos	292.635		52.072
Previsiones	103.549		102.025
Total del Pasivo no corriente	1.093.602		1.592.394
Acreedores comerciales y otras cuentas por pagar	443.067		345.466
Remuneraciones y cargas sociales	37.863		49.286
Impuesto a las ganancias e IGMP	13.582		10.271
Otras cargas fiscales	54.461		55.798
Deudas financieras	18.132		-
Total del Pasivo corriente	567.105		460.821
Total del Pasivo	1.660.707		2.053.215
Total Pasivo+ Total Patrimonio Neto	2.274.594		2.220.502

Capital de trabajo	(88.183)		(28.440)
Total capitalización (e)	1.303.641		1.596.588
(**) Información extraída de la información comparativa de los Estado de situación financiera de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de Metrogas al 31 de Marzo de 2013 y 2012.


		31.03.13	31.12.12 ()*
	INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
	Índice de liquidez (activo corriente / pasivo corriente)	84,5%	93,8%
	Índice de solvencia (patrimonio neto / total pasivo)	37,0%	8,1%
	Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo)	78,9%	80,5%
	Rentabilidad (Resultado del ejercicio / patrimonio neto promedio) (****)	96,1%	(69,7%)
	Total deuda financiera / total capitalización (e)	52,9%	80,3%

(*) Información extraída de la información comparativa de los Estado de situación financiera de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de Metrogas al 31 de Marzo de 2013 y 2012. (**) Al 31 de marzo de 2013, el patrimonio neto promedio es calculado como el promedio entre los patrimonio neto al 31 de marzo de 2013 y 2012, conforme NIIF (Ver cuadro siguiente “Estructura patrimonial consolidada comparativa”. Al 31 de diciembre de 2012, el patrimonio neto promedio es calculado como el promedio entre los patrimonio neto al 31 de diciembre y al 1° de enero de 2012, conforme NIIF, extraídos de la información comparativa de los Estado de situación financiera de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de Metrogas al 31 de Marzo de 2013 y 2012. El resultado del ejercicio al 31 de diciembre de 2012 conforme NIIF, fue extraído de la Nota 3.6, Conciliaciones requeridas NIIF, de los Estados Financieros mencionados.
		31.03.13	*31.03.12 ()**
	INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
	Margen del resultado neto (Resultado integral del período/ingresos ordinarios)	159,2%	(12,0%)

	*Índice de:*
	EBITDA(h) / ingresos financieros	1,2x	1,6x
	EBITDA(h) / resultados financieros netos (g)	(0,1x)	(0,6x)
	Flujo de caja operativo (i) / gresos financieros	3,5x	4,8x
	Deuda financiera de corto plazo / flujo de caja operativo (i)	0,8x	--

	*Información Operativa Seleccionada:*
	Cantidad total de clientes	2.284.362	2.253.801
	Residenciales	2.202.207	2.171.780
	Otros	82.155	82.021
	Kilómetros de gasoductos	16.667	16.562
	Cantidad total de empleados	1.126	1.056



(en miles de pesos)	31.03.13	*31.03.12()**
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas	22.025	39.687
Resultados financieros netos que generan movimiento de fondos	14.308	(1.463)
Valor residual de bajas de otros activos	(2.368)	(254)
Cargo por previsiones	(1.524)	1.547
Diferencia de cambio efectivo y equivalentes de efectivo	(1.688)	198
Variaciones en activos y pasivos	(23.165)	(26.759)
EBITDA	7.588	12.956

(*) Información extraída de la información comparativa de los Estado de resultados integrales y de los Estados de flujo de efectivo de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de Metrogas al 31 de Marzo de 2013 y 2012.

Estructura patrimonial consolidada comparativa(1)

A continuación se exponen los Estados de Situación Financiera Consolidados Intermedios al 31 de marzo de 2013 y 2012:


	31.03.13	31.03.12
	Miles de $
Activo no corriente	1.795.672	1.759.090
Activo corriente	478.922	457.513
Total Activo	2.274.594	2.216.603

Pasivo no corriente	1.093.602	1.552.800
Pasivo corriente	567.105	348.557
Total Pasivo	1.660.707	1.901.357
Participación no controlante	1.338	1.652
Patrimonio Neto atribuible a los propietarios de la controlante	612.549	313.594
Total del Pasivo y Patrimonio Neto	2.274.594	2.216.603

De acuerdo a lo establecido en el artículo 114 del Capítulo XXXI - Disposiciones Transitorias - de las Normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), en su texto modificado por la Resolución N° 592/2011 de dicho organismo, en la Reseña informativa que acompañe a los estados financieros anuales y trimestrales correspondientes al ejercicio que se inicie a partir del 1° de enero de 2013, se presentarán los saldos y resultados del ejercicio/período comparativos con los del ejercicio/período anterior, ambos preparados bajo NIIF, de manera consistente con lo requerido en el párrafo 16 (c) de la Resolución Técnica Nº 26 (modificada por la Resolución Técnica Nº 29), no presentándose cifras comparativas adicionales a las indicadas. Para la determinación del impacto cuantitativo del cambio a NIIF en patrimonio neto y resultados, ver Nota 3.6 a los estados financieros consolidados condensados intermedios al 31 de marzo de 2013 y 2012.

Resumen de información financiera y de otra índole de MetroGAS S.A. de acuerdo a PCGA:

Modificación en la política contable

La CNV, por medio de la Resolución General 592/11 estableció que las emisoras que habían ejercido la opción de informar en nota a los estados contables el pasivo por impuesto diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación, efectuaran el reconocimiento contable de dicho pasivo con vistas a la implementación de las NIIF con contrapartida en resultados no asignados. Este reconocimiento podría efectuarse en cualquier cierre de período intermedio o anual hasta el cierre del ejercicio inmediato anterior al primer período en que se apliquen por primera vez las NIIF, inclusive.

Por este motivo, y a efectos de cumplimentar con lo dispuesto por la CNV, hemos registrado un ajuste para reconocer el pasivo diferido correspondiente. El detalle del ajuste que ha surgido de la aplicación de las normas contables de la CNV se detalla en el siguiente cuadro:


	31 de diciembre de, (en miles de Pesos)
	2011		2010
	Ajustado	Previamente emitido	Ajustado	Previamente emitido
Estado de Situación Patrimonial
Activos no corrientes	1,938,382	2,032,981	1,902,498	1,974,336
Total de Activos	2,409,075	2,503,674	2,439,062	2,510,900

Pasivos no Corrientes	1,462,001	1,319,615	1,397,545	1,220,331
Total Pasivos	1,892,206	1,749,820	1,860,606	1,683,392

Patrimonio Neto	515,798	752,783	576,852	825,904

	31 de diciembre de, (en miles de Pesos)
	2011		2010
	Ajustado	Previamente emitido	Ajustado	Previamente emitido
Estado de resultados
Impuesto a las gaancias	3,316	(8,751)	26,986	12,825
Resultado neto	(61,054)	(73,121)	(57,536)	(71,697)

A continuación se exponen los datos que surgen de los estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010 preparados de acuerdo a PCGA (incluida la modificación en la política contable mencionada anteriormente):



		Dic. 2012			Dic. 2011		Dic. 2010
		(información contable en miles de pesos con la excepción de los índices)

ESTADO DE RESULTADOS:
Ventas (a)		1.209.519		1.161.174				1.123.884(*2)
Utilidad bruta (b)		286.567		302.768				313.140
Resultado (pérdida) operativo		(91.454)		(9.035)				56.472
Resultados financieros y por tenencia (c)		(143.965)		(62.378)				(149.301)
Resultado (pérdida) ganancia antes de impuestos		(229.539)		(64.370)				(84.522)
Resultado neto (pérdida) ganancia (1)		(142.805)		(61.054)				(57.536)
Cantidad promedio ponderado de acciones en circulación		569.171		569.171				569.171
(Pérdida) ganancia por acción (1)		(0.25)		(0,11)				(0,10)
Dividendos por acción		--		--				--
(Pérdida) ganancia por ADS (1)		(2.51)		(1,07)				(1,01)
Dividendos por ADS		--		--				--

BALANCE GENERAL:
Caja y bancos		42.694		54.763				49.559
Inversiones		110.514		152.515				261.789
Créditos por ventas		264.997		238.036				207.305
Otros créditos		15.813		17.730				13.319
Bienes de cambio		6.693		7.649				4.592
Total Activo corriente		440.711		470.693				536.564
Inversiones		646		445				668
Otros créditos (1)		205.860		185.014				178.953
Bienes de uso (neto de depreciación)		1.787.576		1.752.923				1.722.877
Total Activo no corriente (1)		1.994.082		1.938.382				1.902.498
Total activo (1)		2.434.793		2.409.075				2.439.062
Activo corriente neto (d)		(129.686)		40.488				73.503
Cuentas por pagar		342.079		243.322				307.824
Remuneraciones y cargas sociales		49.286		39.425				29.245
Deudas fiscales		66.069		45.499				37.699
Otras deudas		10.938		10.892				9.195
Previsión para contingencias		102.025		91.067				79.098
Total Pasivo corriente		570.397		430.205				463.061
Deudas fiscales (1)		61.113		142.386				177.214
Pasivo Concursal		1.429.301		1.319.615				1.220.331
Total Pasivo no corriente (1)		1.490.414		1.462.001				1.397.545
Total del Pasivo (1)		2.060.811		1.892.206				1.860.606

Participación Minoritaria		989		1.071				1.604

Capital Social		569.171		569.171				569.171
Ajuste de Capital Social		684.769		684.769				684.769
Reserva Legal..................................................................		45.376		45.376				45.376
Resultados no asignados (1).		(926.323)		(783.518)				(722.464)

Total patrimonio neto (1)		372.993		515.798				576.852
Cantidad de acciones		569.171		569.171				569.171
Total capitalización (e)		1.802.294		1.835.413				1.797.183
Total Pasivo+ Participación Minoritaria+ Total Patrimonio Neto......................................		2.434.793		2.409.075				2.439.062

(1) Los saldos comparativos al 31 de diciembre de 2012 difieren de los saldos según los Estados Contables publicados en CNV al 31 de diciembre de 2012 debido a la modificación en la política contable por la cual se ha registrado el pasivo por impuesto diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación. Ver saldos previamente emitidos y saldos ajustados en el título abajo “Modificación en la política contable”. (*2) Al 31 de diciembre de 2010 se han reclasificado miles de $ 1.556, a efectos comparativos con los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, correspondientes a costos por penalidades de MetroENERGÍA, de la línea “Costos de operación” a la línea “Ventas”.

		Dic. 2012		Dic. 2011				Dic. 2010

INFORMACIÓN CONTABLE ADICIONAL:
Compra de bienes de uso (f)		116.678		109.128				119.111
Depreciación y amortización		76.072		71.961				74.421
Intereses brutos nominales generados por pasivos		3.430		3.242				33.632
Ingresos financieros generados por activos		7.632		10.180				5.185
Egresos financieros netos (g)		(4.202)		(6.938)				28.447
EBITDA (h)		(9.502)		69.969				139.200
Flujo de caja operativo (i)		62.608		5.058				302.205
		Dic. 2012		Dic. 2011				Dic. 2010
INDICADORES FINANCIEROS SELECCIONADOS:
Índice de liquidez (activo corriente / pasivo corriente)	77,3%		109,4%			115,9%
Índice de solvencia (patrimonio neto / total pasivo)	18,1%		27,3%			31,0%
Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo)	81,9%		80,5%			78,6%
Rentabilidad (Resultado del ejercicio / patrimonio neto promedio) (***)	(32,1%)		(11,2%)			(9,5%)
Margen del resultado neto (resultado neto/ventas netas)	(11,8%)		(5,3%)			(5,1%)
Total deuda financiera / total capitalización (e)	0,0%		0,0%			0,0%

*Índice de:*
EBITDA(h) / intereses brutos nominales generados por pasivos	(2,8x)		21,6x			4,1x
EBITDA(h) / egresos financieros netos (g)	2,3x		(10,1x)			4,8x
Flujo de caja operativo (i) / intereses brutos nominales generados por pasivos	18,3x		1,6x			9,0x
Deuda financiera de corto plazo / flujo de caja operativo (i)	--		--			--
(***)Se han considerado para dicho cálculo las cifras ajustadas al 31 de diciembre de 2011, 2010, 2009 y 2008 mencionadas en “1) Modificación en la política contable” tanto para el resultado del ejercicio como para el patrimonio neto promedio. Dicho promedio se calcula entre el patrimonio neto del ejercicio correspondiente a la fecha del cálculo y el patrimonio neto del ejercicio anterior a dicha fecha.

*Información Operativa Seleccionada:*
Cantidad total de clientes	2.280.557		2.249.513			2.209.959
Residenciales	2.198.367		2.167.496			2.128.126
Otros	82.190		82.017			81.833
Kilómetros de gasoductos	16.651		16.548			16.493
Cantidad total de empleados	1.148		1.059			1.039


	Marzo 2013	Marzo 2012	Dic. 2012	Dic. 2011	Dic. 2010
	MMMC	MMMC	MMMC	MMMC	MMMC
*Volúmenes Transportados:*(j)
Capacidad de transporte en firme diaria promedio.(l) ....................	24,6	24,6	24,6	24,6	24,6
Volumen diario promedio (m)....	23,1	24,2	23,4	23,7	22,6
En firme (incluyendo residenciales) (o)........	8,5	8,9	13,1	13,2	13,0
Interrumpible (o)............	14,6	15,3	10,3	10,5	9,7
Factor de carga (k)..........................	93,9%	98,5%	95,1%	96,5%	92,1%

*Volúmenes Entregados:*
Volumen diario promedio (n)..............	22,6	23,7	22,3	22,6	21,6
En firme (incluyendo residenciales) (o)..........................	8,3	8,7	12,5	12,6	12,4
Interrumpible (o)...........................	14,3	15,0	9,8	10,0	9,2

_____

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 o Pasivo Concursal más patrimonio neto.
Representa compras (excluyendo materiales) y transferencias a bienes de uso neto de intereses capitalizados.
Intereses brutos nominales generados por pasivos más intereses capitalizados menos intereses financieros generados por activos.
"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.
Ver Nota 14.2 a los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.
Promedio diario de gas transportado, resultante de restar al gas comprado por MetroGAS y por terceros los volúmenes retenidos en transporte. Datos extraídos de los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente. Ver “Reseña informativa requerida por la Resolución No. 368/01 de la CNV – Datos estadísticos comparativos”.
Promedio diario del total de volumen entregado por MetroGAS. Datos extraídos de los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente. Ver “Reseña informativa requerida por la Resolución No. 368/01 de la CNV – Datos estadísticos comparativos”.
La proporción correspondiente al transporte interrumpible corresponde a la participación en ventas de la categoría de clientes “centrales eléctricas” respecto del resto de las categorías de clientes según los volúmenes entregados detallados en los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente. Ver “Reseña informativa requerida por la Resolución No. 368/01 de la CNV – Ventas – Resultado de las operaciones y de la condición financiera”.

Capitalización y Endeudamiento

El siguiente cuadro muestra el estado de capitalización y endeudamiento de la Compañía al 31 de marzo de 2013. Este cuadro debería leerse junto con los Estados Contables Auditados y los Estados Contables No Auditados incluidos en otros capítulos de este Prospecto Resumido. La Compañía no tiene endeudamiento garantizado.


	31 de marzo de 2013
	(miles de pesos) (a)

Deuda Financiera:
Obligaciones negociables (b)	689.754


Total deuda financiera	689.754

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

Ajuste del Capital Social	684.769
Utilidades acumuladas:
Reserva legal	45.376
Resultados acumulados (Pérdidas)	(686.767)
Participaciones no controlantes	1.338
Total patrimonio neto	613.887
Total capitalización	1.303.641

______

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) A efectos de la contabilización del canje de deuda concursal de MetroGAS por nuevas obligaciones negociables consumado el 11 de enero de 2013, que se describe en Nota 16 de deudas financieras, la Sociedad ha seguido los lineamientos previstos en la NIC 39 - Reconocimiento y medición de instrumentos financieros- que establece que la medición inicial de la nueva deuda se realice a valor razonable.

(c) 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

Cumplimiento de la propuesta concursal efectuada a los acreedores del concurso preventivo de MetroGAS.

El día 17 de junio de 2010, MetroGAS solicitó la apertura de su concurso preventivo. La causa, caratulada “Metrogas S.A. s/concurso preventivo” (Expediente 065.555), tramitó por ante el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial nº 26, Secretaría nº 51, sito en Av. Callao 635, piso 1º, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La apertura del concurso preventivo fue dispuesta el día 15 de julio de 2010, habiéndose designado una sindicatura plural compuesta por: a) Lopez Santiso, Alanis y Asociados; b) Palacio - Finocchio y Asociados; y c) Carreiro, Harvey & Asociados.

El día 20 de abril de 2011 el Juzgado dictó la resolución verificatoria prevista por el art. 36 de la Ley de Concursos y Quiebras Nº 24.522, declarando verificados, admisibles o inadmisibles los créditos insinuados por los acreedores, de acuerdo al siguiente detalle: Ps. 154.946,51 con privilegio especial, Ps. 14.272.088,30 con privilegio general, Ps. 102.570.515,07, U$S 225,025,082.92 y Euros 27,002,762.85 como quirografario y Ps 79.271.513,77 como quirografario eventual.

Con posterioridad al dictado de la resolución verificatoria prevista por el art. 36 de la Ley de Concursos y Quiebras Nº 24.522, se iniciaron incidentes de verificación tardía y de revisión que, una vez firmes, incrementarán el pasivo concursal de la emisora.

MetroGAS propuso la fijación de una sola categoría de acreedores quirografarios, conforme a lo previsto por el art. 41 de la LCQ.

El día 22 de mayo de 2012 MetroGAS presentó la última propuesta de acuerdo preventivo dirigida a los acreedores quirografarios verificados o declarados admisibles. La propuesta consistía en la entrega, en canje y dación en pago de tales créditos, de dos clases de obligaciones negociables, con vencimiento el 31 de diciembre de 2018, denominadas en Dólares Estadounidenses.

El día 18 de junio de 2012 se llevó a cabo la asamblea de titulares de obligaciones negociables emitidas por MetroGAS en los términos del art. 45 bis de la Ley de Concursos y Quiebras Nº 24.522, presidida por el Dr. Cristian Fox conforme a la designación judicial correspondiente, a los efectos de expresar su adhesión a la propuesta de acuerdo preventivo antes detallada.

A la asamblea de tenedores de obligaciones negociables votaron por la aceptación de la propuesta de acuerdo preventivo los once acreedores que concurrieron a tal acto asambleario. De acuerdo con lo dispuesto en la resolución dictada el 6 de diciembre de 2011, excluyendo del cómputo a los tenedores de obligaciones negociables que no asistieron a dicha asamblea o se abstuvieron de votar, dicha aceptación implicó la aprobación del 85%, aproximadamente, del capital quirografario con derecho a voto.

En virtud de que MetroGAS consiguió la conformidad de 45 acreedores quirografarios, lo que representó la aprobación del 62,50% de la mayoría de acreedores con derecho a voto y el 95,18% del capital computable, el día 21 de agosto de 2012 el Juzgado dictó resolución haciendo saber la existencia de acuerdo preventivo.

Finalmente, el día 6 de septiembre de 2012, el Juzgado dictó resolución homologando la propuesta de acuerdo preventivo efectuada por MetroGAS y disponiendo la conclusión del concurso preventivo, la cual fue notificada a MetroGAS el día 12 de septiembre de 2012.

La emisión de los títulos se llevó a cabo el 11 de enero de 2013, por un monto de U$S 314.553.452 y fue estructurada mediante la emisión de dos clases de obligaciones negociables denominadas en dólares estadounidenses: la Clase A que representa el 53.2% de la deuda verificada y la Clase B que representa el 46.8% de la deuda verificada. Adicionalmente, las Obligaciones Negociables Clase A y las Obligaciones Negociables Clase B fueron divididas entre Obligaciones Negociables Clase A-L, Obligaciones Negociables Clase A-U y Obligaciones Negociables Clase B-L y Obligaciones Negociables Clase B-U para así diferenciar a acreedores de deuda financiera (que recibieron Obligaciones Negociables Clase A-L y Obligaciones Negociables Clase B-L) y a los acreedores de deuda no financiera (que recibieron Obligaciones Negociables Clase A-U y Obligaciones Negociables Clase B-U).

Las Obligaciones Negociables Clase B solo serán exigibles a MetroGAS si:

(A) se habrá declarado el vencimiento anticipado de todas las Obligaciones Negociables Clase A y su monto de capital junto con intereses devengados y los montos adicionales impagos sobre ellas habrán vencido y resultarán pagaderos, o (B) habrá tenido lugar un supuesto de incumplimiento de las Obligaciones Negociables Clase A y tenedores de por lo menos el 25% del monto de capital de las Obligaciones Negociables Clase A-L en circulación en ese momento habrán requerido por escrito a Metrogas y al Bank of New York Mellon (en su carácter de fiduciario) que se declare la caducidad de plazos de las Obligaciones Negociables Clase A (los hechos descriptos en (A) y (B), cada uno un “Hecho Desencadenante”) antes de (x) el primer aniversario de la fecha de emisión o (y) el 30 de junio de 2014, lo que ocurriere primero (la “Fecha Límite”).

Adicionalmente, las Obligaciones Negociables Clase A y las Obligaciones Negociables Clase B fueron inicialmente emitidas como parte de una Unidad. Las Obligaciones Negociables Clase A y las Obligaciones Negociables Clase B no pueden ser ofrecidas, transferidas o vendidas independientemente antes de la fecha de un Hecho Desencadenante o la Fecha Límite, lo que ocurriere primero.

MetroGAS podrá obtener la declaración judicial de cumplimiento del concurso preventivo, en los términos previstos en el artículo 59 in fine de la LCQ, una vez efectuado el pago o capitalización, según sea el caso, del interés previsto en la propuesta concursal.

La Sociedad estará habilitada para suscribir todos los instrumentos, otorgar garantías personales y realizar todos los actos que sean solicitados por el Estado Nacional y/o la autoridad regulatoria para el otorgamiento y formalización de un aumento de la tarifa de distribución de gas natural.

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.

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 política y macroeconómica de la Argentina, incluyendo, entre otros, los efectos vinculados al índice de variación de precios, el endeudamiento público, las tasas de interés, los controles de precios, los controles cambiarios y los impuestos y retenciones, todo lo cual directa o indirectamente afecta a las entidades del sector privado dentro del que se encuentra la Compañía, así como también, 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 verse afectados por diversos factores.

Desde la última crisis de 2001 y 2002, la economía argentina ha crecido a un ritmo elevado, habiendo aumentado el Producto Bruto Interno (“PBI”) real a un promedio acumulado anual de 8,5% entre 2003 y 2008. Como resultado de la crisis en la economía mundial, entre otras razones, la tasa de crecimiento del PBI de Argentina se redujo a aproximadamente 0,9% en 2009, pero se recuperó en 2010 y 2011, creciendo a una tasa real anual de 9.3% y 9.2% respectivamente, y reducida a 0.7% en 2012, según estimaciones preliminares. La economía argentina se vio afectada en 2012 por una serie de shocks externos negativos, como asimismo ciertas cuestiones vinculadas a la actividad económica local, que impactaron en la tasa de crecimiento económico, el empleo y la inversión. En ese contexto el nivel de precios mantuvo una pauta similar a los meses anteriores, con algunos sobresaltos transitorios en las principales variables financieras.

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

los índices de desempleo;
el índice de variación de precios;
el marco regulatorio;
la disponibilidad de créditos;
la inversión como un porcentaje del PBI;
el superávit fiscal actual, en la medida que no se mantenga en niveles actuales o recientes;
el nivel de la deuda soberana;
los precios de los commodities y los precios en los mercados internacionales se presentan volátiles, y fuera del control del Gobierno, aunque en el último año han aumentado nuevamente llevándolos a valores históricos;
las protestas y/o huelgas de diversos sectores de la economía argentina;
la oferta de energía disponible para abastecer la actividad industrial y el consumo; y
la desaceleración del consumo.

Tal como ocurrió en el pasado, la economía de la Argentina podría verse afectada por presiones políticas y sociales que podrían impedir la implementación por el Gobierno 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 el consumo por parte de los consumidores finales, lo que podría afectar en forma adversa y significativa los resultados de la Compañía.

Mayores variaciones en el índice de precios podrían influir negativamente en la economía argentina en general y en los negocios de la Sociedad.

Mayores variaciones en el índice de precios en la Argentina podrían aumentar los costos de operación, en particular los costos laborales, pudiendo influir negativamente en la economía argentina en general y en nuestros resultados de operaciones y condición financiera.

Con anterioridad a la aprobación de la Ley 25.561 (con sus modificatorias, la “Ley de Emergencia Pública”), las tarifas cobradas por la Compañía se encontraban vinculadas a una tasa por unidad de uso calculada en Dólares, al tiempo que contaba con el derecho de ajustar la misma semianualmente en concordancia con las variaciones en el índice de precios del productor en los Estados Unidos de América. De acuerdo con la Ley de Emergencia Pública, ciertas claúsulas ordenando el ajuste en contratos para la provisión de servicios de utilidad pública entre el Gobierno y los prestatarios de dichos servicios (incluida la Compañía) basados en índices de variación de precios externos y otros mecanismos de ajuste han sido revocadas, y las tarifas para el suministro de dichos servicios fueron convertidas de sus valores originales en Dólares a Pesos, a una relación de 1 Peso por Dólar, y se han mantenido congeladas desde 1999.

Véase “La Compañía se encuentra renegociando actualmente su Licencia y tarifas con el Gobierno, y se encuentra enfrentando dificultades financieras que la han llevado a tramitar su Concurso Preventivo.Como consecuencia, sus auditores manifiestan en sus informes incertidumbre respecto de su capacidad para continuar como empresa en marcha.”. Como resultado, nuestros síndicos y nuestros auditores, en sus respectivos informes de fecha 7 de marzo de 2013, continúan expresando dudas sustanciales acerca de nuestra habilidad para continuar operando, tal como se refleja en la sección “Factores de riesgo relacionados con la Compañía”. Asimismo, no podemos asegurar que los niveles de variación de precios de los años recientes se mantendrán o no aumentarán en años posteriores.

La economía argentina podría ser afectada por sucesos económicos que se desarrollen en otros mercados y cualquier consecuente “contagio” externo podría ocasionar un efecto adverso en el crecimiento económico argentino y un impacto negativo en los negocios de la Sociedad.

El mercado financiero en Argentina está influenciado, en distinto grado, por las condiciones económicas y de mercado de otros mercados globales. Aunque las condiciones económicas varian de país en país, las percepciones de los inversores en los sucesos ocurriendo en un país pueden afectar sustancialmente el flujo de capitales de emisores en otros, incluida la Argentina.

Asimismo, las reacciones de inversores internacionales a los eventos ocurridos en un mercado particular demuestran a veces un efecto “contagio” en una región entera o en un tipo de inversión. La economía argentina fue adversamente afectada por los eventos políticos y económicos que ocurrieron en diversas economías emergentes, y continúa siendo afectada por eventos en las economías de sus principales socios comerciales regionales.

En particular, la economía argentina fue negativamente impactada por los eventos políticos económicos que tuvieron lugar en economías en vías de desarrollo durante la década de 1990, incluyendo aquellos en México en el año 1994, el colapso de varias economías asiáticas entre 1997 y 1998, la crisis económica rusa de 1998, y la devaluación brasilera de enero de 1999.

La crisis de deuda soberana en Europa, comenzada en 2010, motivó la preocupación sobre los crecientes niveles de déficitgubernamental y niveles de deuda a nivel mundial. En particular, una ola de disminuciones en las calificaciones de riesgo respecto de deudas soberanas en Europa y Estados Unidos generó alarma en los mercados financieros resultando en, entre muchas otras cosas, un aumento en el precio de los commodities y un incremento en los niveles de variación de precios globales.

La economía argentina podría ser afectada por los sucesos antedichos, y consecuentemente estar sujeta a efectos “contagio”.

Por otro lado, el deterioro en la condición económica y de mercado en otros paises emergentes, en especial, aquellos en América Latina, podrían ejercer influencia sobre el mercado de valores negociables emitidos por empresas argentinas. Es difícil predecir la forma y el alcance en que dicha influencia puede afectar la economía Argentina, o el mercado financiero, y en consecuencia, nuestro negocio y condición financiera.

La nacionalización de los fondos de pensiones jubilatorias de Argentina ha afectado materialmente el mercado de capitales y podría afectar sustancialmente nuestra posibilidad de obtener financiamiento para nuestras operaciones.

En diciembre de 2008, el Gobierno impulsó la eliminación del sistema de fondos privados de jubilaciones y pensiones, y transfirió aproximadamente US$ 29,3 mil millones en activos de dichas compañías a la ANSES, el nuevo administrador del unificado sistema de pensiones y jubilaciones. Con la transferencia de los activos antes mencionados, la dinámica del mercado de capitales argentino se alteró debido a la reducción en su tamaño quedando fuertemente concentrado. Asimismo, el Gobierno se convirtió en un accionista de muchas de las compañías que hacen oferta pública de sus acciones pudiendo designar o proponer miembros del Directorio, según sea la importancia de la participación accionaria que posean en las compañías. Tal situación ha determinado una nacionalización parcial de muchas empresas por la presencia del Estado en las decisiones de las compañías a través de los directores por él designados o propuestos.

La capacidad de la Argentina de obtener financiamiento en los mercados internacionales podría verse limitada.

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$ 129,2 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, se han dictado dos laudos contra el Gobierno en arbitrajes bajo las reglas de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (“UNCITRAL”), condenando al Gobierno a pagar US$ 240 millones más intereses y costos.

Argentina ha intentado también la anulación en dos de estos casos, pero ambas han sido rechazadas durante el año 2010 por tribunales de los Estados Unidos de América.

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 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 podrían traer aparejado fallos significativos contra el Gobierno que podrían tener como resultado embargos o medidas de inhibición contra los bienes de la Argentina que el Gobierno pensaba utilizar para otros fines. Esta circunstancia podría generar un efecto sustancial adverso sobre la economía argentina y, consecuentemente, sobre los negocios de la Compañía. Por otra parte, la imposibilidad de 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.

A su vez, mediante el Decreto 298/10, el Gobierno anunció la utilización las reservas del Banco Central para la creación el Fondo del Bicentenario para el Desendeudamiento y la Estabilidad de US$ 6.549 millones que sirvió para pagar las deudas en dólares con vencimiento en el año 2010 de la República Argentina.

Al 31 de diciembre de 2012, la deuda pública y privada de Argentina ascendía a US$ 140.5 mil millones, y al 31 de diciembre del mismo año, la suma debida especificamente al Club de París equivalía a US$ 7 mil millones.

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 un elevado índice de variación de precios, 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 o algunos de 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, luego a 4,01 Pesos por Dólar al 30 de diciembre de 2010, a 4,32 Pesos por Dólar al 30 de diciembre de 2011 y a 4,92 Pesos por Dólar al 30 de diciembre de 2012. 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. Al 10 de abril del 2013, la relación del Peso frente al Dólar era de Pesos 5,14 por US$ 1 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.

No podemos asegurar que futuras decisiones del Gobierno podrán limitar la volatilidad del Peso, y por ende, el mismo podría estar sujeto a significativas fluctuaciones que afecten materialmente nuestra condición económico-financiera, y el resultado de nuestros ejercicios.

Nuestras actividades en la Argentina con sus correspondientes ganancias en Pesos, conforman la mayoría de nuestros ingresos. Como resultado de la devaluación del Peso y la pesificación y congelamiento de nuestras tarifas, hemos visto afectada materialmente nuestra capacidad de repago de nuestra deuda, la cual está principalmente denominada en moneda extranjera, y se ha visto sustancialmente incrementada en Pesos. A su vez, el costo en Pesos de aproximadamente un 5 % de nuestros gastos, que están denominados en moneda extranjera, y nuestros bienes importados (incluyendo bienes de capital) se ha elevado debido a la devaluación. Asimismo, la devaluación del Peso ha afectado nuestra condición financiera ya que el Valor Neto de Libros de nuestros activos no se ha visto incrementado en la misma proporción que el Valor Neto de Libros de nuestra deuda denominada en moneda extranjera. Cualquier futura depreciación del Peso frente al Dólar aumentará correspondientemente nuestra deuda en Pesos, resultando también en futuros efectos adversos en nuestras operaciones y condición financiera. Al 31 de diciembre de 2012, el monto nominal de nuestra deuda financiera en moneda extranjera – que generó intereses hasta la presentación del concurso preventivo de la Sociedad en 2010, era el equivalente a US$ 252.0 millones de dólares. (Relación Dólar/Euro = 1,3225).

No es posible predecir la ocurrencia, ni el alcance, de una futura devaluación del Peso frente al Dólar, ni cómo esas fluctuaciones podrían afectar el consumo del servicio de gas. Asimismo, no nos es posible predecir si es que el Gobierno modificará en un futuro su política monetaria, y en caso de ser así, qué impacto tendrán dichos cambios en nuestra condición financiera y en los resultados de nuestra operación.

Restricciones en el abastecimiento energético de la Argentina podrían afectar la situación económica del país.

La demanda por electricidad y gas natural ha crecido sustancialmente en los últimos años, impulsado por una recuperación económica general en la Argentina y bajos precios en comparación con fuentes de energía alternativas. El Gobierno ha tomado una serie de medidas apuntadas a aliviar el impacto a corto plazo de las restricciones a hogares e industrias, tales como la importación de gas natural desde Bolivia y la importación de gas natural licuado, e implementado una serie de planes para acompañar dichas importaciones. Asismismo, el Gobierno mediante la Ley Nº 26.741 estableció medidas tendientes a revertir la situación energética en el mediano y largo plazo.

Esas medidas están aún en un período reciente en su implementación, por lo que su efecto en el abastecimiento general de gas y electricidad no puede ser precisamente determinado aún. Si las medidas que el Gobierno ha tomado para aliviar el desequilibrio en el corto plazo en el abastecimiento de energía no son suficientes, o si la inversión requerida para aumentar la producción de gas natural, producción de energía y capacidad de transporte, no se alcanzan en el mediano y largo plazo, el crecimiento de la economía argentina, la condición financiera de nuestro negocio y el resultado de nuestras operaciones podrían verse afectados.

Asimismo, el precio internacional del petróleo y otros recursos naturales podría verse incrementado por conflictos en el Medio Oriente. Esto podría impactar negativamente en la economía argentina debido a la cantidad de recursos mencionados y productos relacionados a ellos que Argentina actualmente importa, llevando a una afectación sustancial de nuestro negocio.

Una reducción en los precios internacionales para las principales exportaciones de commodities de Argentina podría significar un daño sustancial en la economía del país.

La economía argentina se ha sustentado principalmente en la exportación de sus commodities cuyos precios han significado una importante fuente de divisas, y más recientemente, ingresos a través del cobro de impuestos a la exportación de los mismos.

Los precios de la mayoría de las exportaciones de commodities se redujeron de forma significativa entre el tercer cuatrimestre del año 2008 y el primer cuatrimestre del año 2009, cuando volvieron a crecer a ritmo sostenido hasta la actualidad, con ciertas oscilaciones. Si el precio internacional de los commodities disminuye nuevamente en un futuro, la economía argentina podría verse seriamente afectada y los ingresos del gobierno derivados de los tributos sobre las exportaciones argentinas podrían reducirse, generando un impacto negativo en las finanzas públicas y en nuestro negocio, condición financiera y resultado de nuestras operaciones.

Si el Gobierno tuviera que tomar medidas para encarar un potencial 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 niveles de pobreza y desempleo no han sido revertidos en su totalidad. Las políticas que el Gobierno podría implementar en el futuro, o que han sido creadas para revertir esta situación pueden incluir medidas tales como la expropiación, nacionalización, renegociación forzada o modificación de los contratos existentes, obligatoriedad de denominar todas las obligaciones dinerarias en la moneda de curso legal en la República Argentina, suspensión de las ejecuciones de los derechos de los acreedores, nuevas políticas impositivas, incluyendo aumentos de las regalías y de 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 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 adopte nuevas medidas que conduzcan 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.

Las regulaciones cambiarias y las regulaciones vinculadas a las transferencias al exterior y al ingreso de capitales limitan 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 impuso una serie de regulaciones en materia cambiaria y de transferencias bancarias. 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.

El 26 de Octubre de 2011 se publicó y entró en vigencia el Decreto N° 1722/2011 por el cual se restablece el Decreto N° 2581/64 y requiere a las compañías de petróleo y gas, entre otras entidades, el ingreso y negociación en el mercado de cambios de la totalidad de las divisas provenientes de operaciones de exportación. En los últimos meses, restricciones adicionales se han impuesto, las cuales restringen tanto las compras de moneda extranjera como las transferencias de divisas al exterior. Entre estas restricciones se encuentran la exigencia a las instituciones financieras de informar con antelación y obtener la aprobación del Banco Central de la República Argentina con respecto a cualquier transacción de moneda extranjera para ser realizada a través del mercado cambiario. El 5 de julio de 2012 el BCRA dictó la Comunicación “A” 5318 en virtud de la cual suspendió la posiblidad de que sujetos residentes, como la Sociedad, formen activos externos sin la obligación de una aplicación posterior específica. No podemos asegurar que no existan futuras modificaciones a los controles cambiarios y a los controles de ingresos y egresos de divisas al país. Los controles cambiarios y de capitales podrían afectar adversamente, nuestra capacidad de obtener crédito internacional, nuestra condición financiera o los resultados de nuestras operaciones y nuestra capacidad para cumplir con nuestras obligaciones en moneda extranjera y ejecutar nuestros planes de financiación.

Conflictos laborales con empleados de la Compañía podrían afectar adversamente el resultado de nuestras operaciones.

Además de contar con más de mil empleados, contamos con una cantidad de proveedores de servicios externos a la Compañía para determinados eventos. Seguimos políticas altamente estrictas sobre el control del cumplimiento por parte de estas terceras partes en el modo en que prestan los servicios y cumplen con sus obligaciones relacionadas a regulaciones sobre empleo y seguridad social. Sin embargo, las regulaciones y obligaciones relacionadas a nuestros empleados y a empleados de terceras partes, han aumentado significativamente. Como resultado de lo antedicho, eventuales responsabilidades por el pago de indemnizaciones podrían aumentar, y para el caso en que cualquiera de estas terceras partes incumpliera sus obligaciones frente a sus empleados, la Sociedad se podría enfrentar a procesos litigiosos con los empleados de aquellas, pudiendo incluso resultar obligada al pago de dichas pretenciones. Por lo antedicho, nuestros costos laborales podrían verse incrementados al tiempo que nuestras responsabilidades indemnizatorias aumentan, materialmente afectando el resultado de nuestras operaciones.

La eventual 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 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.

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 ingresos 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.

La expropiación de YPF y la intervención en la industria hidrocarburífera local podrían tener un efecto sobre las operaciones de la Compañía.

El 16 de abril de 2012, la Presidente Fernandez de Kirchner anunció la intervención de YPF y elevó al Congreso de la Nación un proyecto de ley para aprobar la expropiación del 51% del capital de acciones de la compañía propiedad del Grupo Repsol. La expropiación fue luego aprobada por el Congreso de la Nación a comienzos de mayo, cesando la intervención, y las acciones, declaradas de utilidad pública y sujetas a expropiación, deberán ser distribuidas en un 49% a las provincias argentinas, y el restante 51% permanecerá en manos del Gobierno. Adicionalmente, con fecha 25 de julio de 2012 se publicó el Decreto 1277/2012 reglamentario de la Ley 26.741, constituyendo el “Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina”. Entre otros, el decreto mencionado establece: la creación de un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), la cual elaborará anualmente, en el marco de la Política Hidrocarburífera Nacional, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Dicho decreto también crea el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el cual deberán inscribirse los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles; los sujetos inscriptos deberán presentar antes del 30 de septiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones, incluyendo un detalle de sus metas cuantitativas en materia de exploración, explotación, refinación y/o comercialización y transporte de hidrocarburos y combustibles, según corresponda. Asimismo, deberán informar sus planes en materia de mantenimiento y aumento de reservas, incluyendo: a) su plan de inversiones en exploración; b) su plan de inversiones en recuperación primaria de reservas; y c) su plan de inversiones en recuperación secundaria de reservas, el cual será analizado por la Comisión. Además, la Comisión adoptará las medidas de promoción, fomento y coordinación que estime necesarias para el desarrollo de nuevas refinerías en el Territorio Nacional, que permitan garantizar el crecimiento de la capacidad de procesamiento local de acuerdo a las metas y exigencias del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; en materia de precios, y según lo dispone el Decreto, a los fines de asegurar precios comerciales razonables, la Comisión establecerá los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno. Asimismo, la Comisión publicará precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles, los cuales deberán permitir cubrir los costos de producción atribuibles a la actividad y la obtención de un margen de ganancia razonable. Es difícil predecir cómo estos sucesos puedan influir en la economía argentina y en las operaciones de la Compañía en un futuro.

Factores de riesgo relacionados con la Compañía

La Compañía se encuentra renegociando actualmente su Licencia y tarifas con el Gobierno, y se encuentra enfrentando dificultades económico-financieras que la han llevado a tramitar su concurso preventivo. Como consecuencia, sus auditores manifiestan en sus informes incertidumbre respecto de su capacidad para continuar como empresa en marcha.

En enero de 2002, el Poder Ejecutivo promulgó la Ley de Emergencia Pública, por la cual convirtió 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 las congeló a esa tasa. La Ley de Emergencia Pública también autorizó al Gobierno a renegociar los contratos de las empresas de servicios públicos (incluida la licencia de distribución de gas otorgada a la Compañía (la “Licencia”)). 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, 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 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 anteriores.

El resultado de la renegociación de la Licencia y de tarifas de la Compañía es incierto tanto en su oportunidad como en su forma final. El proceso de renegociación implica el cumplimiento de varias etapas, que van desde la inicialización de un acuerdo preliminar o Carta de Entendimiento con la UNIREN al momento de alcanzarse el consenso, que luego es sometido al control de otros organismos del Estado, la firma del Acuerdo Definitivo o Transitorio, con la intervención del Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y del Ministro de Economia y Producción, la ratificación del mismo por las Asambleas de Accionistas de las Sociedades, la remisión de los antecedentes al Congreso de la Nación y la emisión del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional (el “PEN”) ratificando el mismo. Posteriormente al dictado del Decreto ratificario, resulta necesario que el ENARGAS proceda a emitir los Cuadros Tarifarios que reflejen las condiciones previstas en los Acuerdos, para que las compañías puedan facturar a sus usuarios los nuevos valores.

La primer compañía del sector distribución y transporte de gas en firmar un acuerdo con el Gobierno relacionado con la renegociación de la Licencia, fue la distribuidora Gas Natural Ban S.A. (hoy Gas Natural Fenosa S.A.), quien alcanzó un consenso con el gobierno el 20 de julio de 2005, firmó el Acuerdo Definitivo el 20 de enero 2006, que fue ratificado por Decreto del PEN N° 385/06 del 6/04/2006, y pudo efectivamente facturar las tarifas que reflejan el Acuerdo a partir del abril de 2007, reconociéndosele los efectos de los ingresos que se devengaron a partir del 1° de noviembre de 2005 y los ajustes por los indices de variación de costos que estipulaba el acuerdo. Posteriormente, con vigencia a partir del setiembre de 2008, tuvo otro reconocimiento de variación de costos, que fue incorporado en las tarifas, el que se mantiene sin variaciones desde esa fecha hasta la actualidad. Esta ha sido la única compañía del sector regulado del gas, a quien se le ha cumplido parcialmente el acuerdo alcanzado en la renegociación de su licencia. La modificación tarifaria prevista en el Acta Acuerdo con vigencia a partir del 1° de noviembre de 2005 significó una mejora del 27% del margen total de distribución, los que posteriormente por ajustes de variaciones de costos, evoluciono hasta una mejora acumulada y efectivamente facturada a sus usuarios de aproximadamente un 65%.

El Acuerdo firmado por Gas Natural Fenosa consideró en su momento el ajuste de tarifa de los usuarios domésticos (residenciales). El resto de los acuerdos definitivos firmados no contemplaban ajuste a ese segmento de usuarios, por lo cual, en el año 2008, aún cuando habían firmado/consensuado acuerdos definitivos, tuvieron que firmar acuerdos transitorios que les permitiera ajustar a los usuarios de servicio doméstico (residencial), según las pautas de segmentación de usuarios establecidas por el ENARGAS y de impactos máximos admitidos por el Gobierno en los cuadros tarifarios que se emitan a partir del 1° de septiembre de 2008.

Del resto de las compañías del sector, han logrado acuerdos definitivos con el gobierno 7 distribuidoras de gas, mientras que MetroGAS y las dos empresas transportadoras de gas, han firmado acuerdos transitorios. Pese a que en todos los casos, ya se han emitido los Decretos del PEN, que ratifican los acuerdos, en ninguno de los casos se han emitido por parte del ENARGAS los cuadros tarifarios que reflejen los ajustes en los valores a facturar a los usuarios, que surgen de dichos Acuerdos.

Para la firma de un Acuerdo Definitivo con el gobierno, como condición precedente para la aprobación del PEN 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 como resultado del estado de emergencia establecido por la Ley de Emergencia Pública. Asimismo, el borrador de 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 los reclamos y acciones iniciados contra el Estado Nacional. El borrador de Acuerdo dispone que la Compañía debería otorgar al Estado Nacional una garantía de indemnidad sin recursos contra terceros 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 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, bajo las reglas de arbitraje de la UNCITRAL (el “Laudo”). El Gobierno impugnó este laudo ante el Tribunal Federal de Distrito para el Distrito de Columbia quien resolvió que se reconozca y ejecute la decisión dictada contra la República Argentina de fecha 27 de diciembre de 2007. 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.

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 PEN 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 (el “MPFIPyS”) a los fines de que tome intervención en los términos de la Resolución MPFIPyS N° 2.000/2005. El 17 de febrero de 2010, comenzamos acciones legales ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal requiriendo una orden de actuación contra la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión por su demora en atender la propuesta tarifaria de la Sociedad. Sin embargo, el 8 de junio de 2010, desistimos esta acción y comenzamos una nueva ante el Juzgado Federal en lo Administrativo para requerir una sentencia contra el ENARGAS y la Subsecretaria de Coordinación y Control de Gestión que los instara a publicar el nuevo cuadro tarifario. En noviembre del mismo año, la pretensión de MetroGAS fue denegada porque, entre otras razones, el juzgado se entendió imposibilitado de interferir con asuntos ordinarios bajo la responsabilidad del ENARGAS. La Sociedad apeló esta decisión el 7 diciembre de 2010. Por los últimos dos años, hemos estado enviando registros de inversión al ENARGAS y al UNIREN, a fin de cumplir con los requerimientos del Acuerdo Transitorio. Asimismo, durante 2010 y 2011, múltiples comunicaciones fueron enviadas a ENARGAS, UNIREN, y al MPFIPyS, destacando las dificultades que hemos encontrado para mantener nuestra solvencia, enfatizando la urgente necesidad que tenemos para recomponer la ecuación económico-financiera de la Compañía. A su vez, el 29 de diciembre de 2011, presentamos un reclamo judicial contra el Gobierno por daños provocados por el quebrantamiento de las condiciones financiero económicas establecidas en nuestra licencia de distribución de gas, así como un reclamo pre judicial, presentado ante el MPFIPyS junto con una copia presentada ante el Ministerio de Economía, al mismo efecto.

Tras conocerse una decisión de enero de 2012 de la Cámara de Apelaciones del Distrito de Columbia, Estados Unidos (que declaró la nulidad del Laudo), el 18 de enero de 2012, recibimos la Nota Nº 12 de UNIREN, solicitando retomar la renegociación de nuestra Licencia para Distribución de Gas. Durante más de dos meses se mantuvieron reuniones con los funcionarios de la UNIREN, y habiéndose aportado toda la información solicitada desde fines de marzo de 2012, no se produjeron avances ni comentarios de la UNIREN sobre la documentación enviada. Sin embargo, no podemos asegurar si, y cuándo, concluirá el proceso de renegociación, ni podemos asegurar si es que dicho proceso resultará en restricciones adicionales (por ejemplo, gastos de capital requeridos podrían resultar en pérdidas, o un requerimiento que nos exija garantizarle indemnidad al gobierno en caso de compensación obtenida por uno de nuestros accionistas como consecuencia de una acción legal contra el mismo) o si las nuevas tarifas serán suficientes para permitirnos cubrir nuestros costos y atender nuestro pasivo existente luego de la reestructuración, o matener su valor en Dólares o Pesos en el tiempo que logre compensar cualquier aumento pasado o futuro en el índice de variación de precios o en la devaluación del Peso.

Las continuas demoras en la actualización del cuadro tarifario mencionado provocaron que nuestra condición financiera se deteriore, y han afectado nuestra capacidad para generar el flujo de dinero necesario para mantener la normalidad en nuestras actividades y afrontar nuestras deudas pagaderas en 2010. Es por eso, que el 5 de junio de 2010, nuestro Directorio aprobó la contratación de Barclays Plc. para actuar como nuestro asesor financiero en relacion a la refinanciación de nuestros pasivos. Distintos planes de acción fueron discutidos con los acreedores y los asesores financieros, pero ninguna de las alternativas sugeridas resultó una opción viable para la Sociedad.

Aún si las renegociaciones concluyeran y la Compañía lograra un acuerdo aceptable con el Gobierno, es posible que este acuerdo origine 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), 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.

Las condiciones financieras adversas que continuamos enfrentando como resultado de los atrasos en nuestras tarifas y negociación de licencia, llevó al Directorio de la Sociedad a aprobar la solicitud de apertura del Concurso Preventivo ante los tribunales argentinos el 17 de junio de 2010. En el mes de abril de 2011, MetroGAS contrató a un asesor financiero, a fin de que le preste asesoramiento en relación con la formación de una propuesta de reestructuración de sus obligaciones negociables y otras acreencias que forman parte de su pasivo concursal. Veáse el capítulo “Concurso Preventivo de MetroGAS”.

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 en que se demore la emisión de los nuevos cuadros tarifarios, la situación económica y financiera de la Sociedad continuará deteriorándose.

Las circunstancias mencionadas precedentemente han generado que los auditores de la Compañía incluyeran en sus informes de revisión limitada al 31 de marzo de 2013 y de auditoría sobre los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, un párrafo expresando incertidumbre respecto de la capacidad de MetroGAS para continuar como empresa en marcha.

No existe certeza de que el acuerdo preventivo arribado en el concurso preventivo de MetroGAS sea respetado en otras jurisdicciones.

La mayoría de las obligaciones de deuda significativas de MetroGAS, incluyendo las obligaciones negociables en circulación se rigen por la ley de Nueva York. En consecuencia, un tribunal de otra jurisdicción podría determinar que no se ha cumplido con el número mínimo de requisitos necesarios para dar cumplimiento y respetar el concurso preventivo en su jurisdicción y, en consecuencia, impugnar o invalidar todas o algunas de las transacciones que forman parte del acuerdo preventivo a los efectos de las leyes de esa jurisdicción y MetroGAS podrá entonces estar sujeta a una cantidad significativa de procesos judiciales.

La cotización de los ADSs de MetroGAS ha sido suspendida en su negociación y retirados de la cotización Bolsa de Nueva York.

Como resultado de del concurso preventivo de la Sociedad, sus ADSs fueron (i) suspendidos en su negociación en la Bolsa de Nueva York a partir del 18 de junio de 2010, y (ii) retirados de la cotización en esa Bolsa siguiendo con el procedimiento presentado bajo el Form 25 ante la Securities Exchange Commision el15 de julio de ese mismo año. La suspensión en la negociación de nuestros ADSs en la Bolsa de Nueva York y su consecuente retiro de la cotización han impactado negativamente en los niveles de liquidez de nuestros tenedores de ADSs al no poder ellos negociar sus títulos (i) directamente en el mercado en los Estados Unidos, o (ii) luego de convertirlos en acciones ordinarias en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. A su vez, no podemos garantizar que seremos capaces de volver a cotizar nuestros ADSs en la Bolsa de Nueva York en caso de superar la reorganización societaria que se está llevando a cabo.

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, junto con el crecimiento de la economía, 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 del entorno económico, 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, 599/07, y 172/12,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 pueden 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 al 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”), como así también a la intervención estatal en el negocio, 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.

En mayo del año 2007, el sistema energético argentino entró en un estado de emergencia como resultado de las bajas temperaturas en el país, la disminución en la energía hidroeléctrica, en la cantidad degasoil disponible para ciclos combinados de plantas de energía, y la insuficiente inyección de gas en los pozos. A fin de prevenir desabastecimientos resultantes de tal estado de emergencia, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones permitiéndole a distribuidores la utilización de gas originalmente destinado a exportaciones y generación eléctrica, para suplir la demanda doméstica.

Pese a que esta situación no nos había afectado en un principio ya que no utilizábamos esos recursos, la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Energía aumentaron su intervención en el año 2007 sobre nuestras operaciones; en particular restringiendo nuestra distribución de gas natural a determinados clientes industriales y clientes de plantas de energías, con el objeto de garantizar la provisión de gas a clientes cuyo servicio no podía ser interrumpido. Este estado de emergencia se prolongó desde 2008 hasta la actualidad. Debido a la intervención estatal en nuestras operaciones (la cual fue resuelta mediante Resolución N° I/2587 del 31 de mayo de 2013), así también como a (i) los aumentos en la demanda de gas natural, (ii) disminuciones en nuestra capacidad de provisión y trasnporte, y (iii) el vencimiento de nuestros contratos de compraventa de gas natural de larga data, hemos enfrentado dificultades en el cumplimiento de la demanda de nuestros clientes industriales, especialmente durante las épocas invernales. Creemos que dicha tendencia se mantendrá durante el año 2013.

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 2013, 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 estaría obligada a pagar a sus centrales eléctricas clientes en 2013.

Consecuentemente, 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 e ingresos de la Compañía se ven altamente influenciados 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. Durante el 2013, e incluso si los meses invernales fueran inusualmente fríos, podríamos no llegar a registrar ganancias por experimentar (i) más demanda que nuestra actual capacidad de transporte contratada, y (ii) un aumento en las multas sobre nuestros usuarios de plantas de energía si fuéramos a interrumpir su entrega de gas en cierto límite. 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 dictó diversas medidas regulatorias para intentar mitigar los efectos adversos desarrollados en el sector energético.

En febrero de 2004, el PEN 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 PEN 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 el 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 Resumido, 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 impuso la intervención del ENARGAS por un período de 180 días, período que fue sucesivamente prorrogado por el Gobierno a través del dictado de sucesivos decretos (Decretos Nº 1646/2007, Nº 953 de fecha 17 de junio de 2008, Nº 2138 de fecha 11 de diciembre de 2008, Nº 616 de fecha 26 de mayo de 2009, Nº 1874 de fecha 26 de noviembre de 2009, Nº 1038 de fecha 20 de julio de 2010, Nº 1688 de fecha 18 de noviembre de 2010, Nº 692 de fecha 6 de junio de 2011, Nº 262 de fecha 22 de febrero de 2012, Nº 946 de fecha 21 de junio de 2012 y Nº 2686 de fecha 27 de diciembre de 2012). 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 la 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”

Con motivo de accidentes ocurridos, se está evaluando la integridad de las tuberías. El resultado de esta evaluación podría determinar mayores requerimientos de inversión a fin de reducir el riesgo de accidentes similares.

Como consecuencia de incidentes que tuvieron lugar en agosto de 2007 (relacionado con un defecto de fabricación) en una cañería principal de 24” operando a 22 bar, se han realizado varias pruebas de evaluación. Basados en los resultados de estas pruebas, se definió una estrategia que permitirá a la Compañía, en los próximos tres a cinco años, a: (a) reestablecer la confiabilidad del sistema de 22 bar en ciertas partes del tramo, donde la presión ha sido reducida de 15% a 20% de manera preventiva; (b) reemplazar ciertas partes del tramo como recomendaron las pruebas; y (c) continuar realizando evaluaciones confirmatorias en el resto del sitema de distribución.

Nuestra estrategia va a demandar recursos financieros significativos de la Compañía, por lo que su cumplimiento podría verse afectado de manera negativa por las restricciones financieras actuales de la Compañía. Si no podemos completar el plan de recuperación, podríamos enfrentarnos a futuros requerimientos de capital no considerados en el plan de recuperación actual.

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. 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, salvo que se restituya la ecuación económico-financiera de la Compañía o se resuelva efectuar un aumento de capital o reintegro total o parcial del mismo, lo cual la Compañía no puede asegurar que ocurra.

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 y no hemos celebrado ningún otro. 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 S.A. (“MetroENERGÍA”), y las proveedoras de gas natural, excepto por nuestro contrato con Wintershall Energía S.A. vencido en enero de 2011. 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.

El 14 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía fue publicada en el Boletín Oficial (complementada luego con la Resolución Nº 172/12), 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 (2007-2011) 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 Resumido 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. Por ejemplo, el 4 de octubre de 2010, ENARGAS emitió una nueva serie de reglas denominadas “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones, y Control de Gas”, regulando la inyección directa de gas natural por parte de productores y la entrega de gas natural por distribuidores. Entre sus reglas, el Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones, y Control de Gas establece que los distribuidores de gas natural son libres para determinar los volúmenes de gas que requieren para su demanda no interrumpible (comprendiendo básicamente usuarios residenciales y otros pequeños consumidores) a ser provista por los productores, sin considerar los volúmenes estimados comprometidos por los productores bajo el Acuerdo 2007-2011. Desde el primero de octubre de 2010, cuando tales procedimientos comenzaron a ser aplicables, llevamos la cuenta de forma diaria, del total del volumen de gas natural necesario para suplir la demanda ininterrumpida.

Si se lograran nuevos acuerdos entre el Gobierno 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 ha decidido modificar las condiciones de pago a sus productores y no puede asegurarse que ello sea modificado en el futuro. Vease “Información sobre la Emisora – Pagos a Proveedores”.

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.

Por ejemplo, bajo nuestra Licencia estamos obligados a realizar en un período razonable, toda reparación y mejora necesaria sobre aquellos Activos Esenciales de nuestra propiedad que han completado su vida util. En conexión con tal requerimiento, hemos implementado un significativo programa de gastos de capital comenzado en 1993 diseñado para extender y renovar caños, reguladores, válvulas, y medidores, a fin de garantizar la seguridad y la confianza en nuestro sistema de distribución, modernizar y centralizar nuestros sistemas de información, y actualizar nuestra red de clientes. Hemos hecho gastos de capital por aproximadamente 524.9 millones de Pesos entre 1993 y 2001. Asimismo, en respuesta a la crisis económica argentina y la pesificación y congelamiento de nuestras tarifas, a principios de 2002 hemos tenido que reconsiderar nuestra estrategia frente a desafíos al corto plazo. Desde entonces, nuestra estrategia a corto plazo ha estado dirigida a trabajar en nuestras negociaciones de tarifas a fin de asegurar la continuidad de nuestras operaciones, matener la seguridad y los estándares de calidad, y afrontar nuestros pagos de deuda. Es por ello, que hemos reducido nuestro gasto de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar nuestra habilidad para brindar a nuestros clientes nuestro servicio de forma segura y continua en el corto plazo, en concordancia con calidad y los estándares propios que lo caracterizan.

Nuestros gastos de capital representaron aproximadamente 158.8 millones de pesos entre 2002 y 2006 mientras que durante 2009, 2010, 2011 y 2012 significaron aproximadamente, 105.8 millones de pesos, 119.1 millones de pesos, 109.1 millones de pesos, y 116.7 millones de pesos, respectivamente. Siendo que nuestra renegociación tarifaria permanece demorada, nuestra habilidad para dedicar recursos a gastos de capital se ha visto significativamente reducida, y podríamos no estar en condiciones de efectuar las mejoras necesarias a nuestros Activos Esenciales. Esta potencial imposibilidad podría resultar en un incumplimiento de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución y en última instancia en una revocación de nuestra 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 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 rescindiera la Licencia de la Compañía antes del vencimiento de su plazo total como resultado del incumplimiento de la Compañía, el Gobierno podrá compensar contra el valor neto en libros de la Compañía cualquier suma adeudada al Gobierno 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 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.

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.

Hasta tanto las NIIF le resulten aplicables a la Sociedad, 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.

Factores de riesgo relacionados con el Accionista Controlante

Como Gas Argentino posee una mayoría controlante de las acciones de la Compañía, los demás accionistas de la Compañía 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. En consecuencia, los demás accionistas de la Compañía no podrán afectar las decisiones de las Asambleas Generales Ordinarias y de las Asambleas Generales Extraordinarias de Clases A y B, incluido la elección de la mayoría de integrantes de su Directorio.

El accionista controlante de la Compañía, Gas Argentino, ha finalizado su concurso preventivo.

La única fuente de fondos de Gas Argentino para los pagos de sus obligaciones son los dividendos pagados por MetroGAS. No obstante ello, la capacidad de la Compañía de pagar dividendos a sus accionistas está restringida. La Compañía no puede distribuir dividendos hasta que haya amortizado por lo menos U$S 75 millones de su deuda pendiente de pago. Adicionalmente, de acuerdo a los términos de sus obligaciones negociables, la Compañía debe destinar su “exceso de caja” a rescatar dichas obligaciones negociables y, recién una vez cubiertas tales deudas, estaría en condiciones de pagar dividendos en la medida en que cumpla con la legislación argentina. Además, desde el año 2002, la Compañía ha acumulado pérdidas y, por lo tanto, conforme a lo establecido en el artículo 71 de la Ley de Sociedades Comerciales, no puede distribuir dividendos hasta tanto no se hayan revertido dichas pérdidas.

El 11 de mayo de 2009, Gas Argentino fue notificada de un pedido de quiebra presentado por un supuesto acreedor de la sociedad. Consecuentemente, el 19 de mayo de 2009, Gas Argentino solicitó la apertura de su concurso preventivo ante un juzgado argentino acordele conformidad con la Ley Nº 24.522 de Concursos y Quiebras. A la fecha de este Prospecto Resumido, el período de aceptación y verificación de créditos ha finalizado. El síndico concursal designado ha sometido su informe al juez, respecto de tales pedidos. El 10 de febrero de 2010, el juzgado emitió una resolución sobre la aceptación o denegación de cada uno de los pedidos de verificación. El 12 de marzo de 2010, Gas Argentino interpuso un recurso contra ciertas peticiones aceptadas por el juez del concurso el 10 de febrero de ese año. Asimismo, ciertos acreedores presentaron tarde sus verificaciones de crédito (verificaciones tardías). El 17 de marzo de 2010, el síndico concursal confeccionó un informe para el juez, sobre la situación financiera de Gas Argentino y su concurso preventivo. El 29 de abril del mismo año, el juzgado procedió a clasificar los pedidos de verificación en base al orden de prioridad basado en el mencionado informe, estableciendo una única categoría para todos los pedidos. El 9 de agosto de 2010, el juez extendió el plazo originalmente concedido a Gas Argentino para someter su plan de reorganización, modificando todos los plazos establecidos previamente en el concurso preventivo de la compañía. El período de exclusividad, aquel plazo en el cual se puede efectuar una propuesta individual a cada acreedor, fue extendido hasta el 9 de marzo de 2012, la audiencia informativa fue aplazada hasta el 2 de marzo de 2012, y la fecha en la cual Gas Argentino debía enviar su propuesta para acreedores no privilegiados fue extendida hasta el 10 de febrero de 2012. Ese día, Gas Argentino efectivamente presentó su propuesta a acreedores no privilegiados de acuerdo con el plazo estipulado.

Luego de varias extensiones en los plazos por parte del juzgado, el período de exclusividad fue extendido hasta el 16 de agosto de 2012, y la audiencia informativa hasta el día 8 del mismo mes.

Con fecha 7 de agosto de 2012, se presentó una nueva propuesta consistente en el pago de los créditos quirografarios verificados o declarados admisibles mediante la entrega, en canje y dación en pago de tales créditos, de obligaciones negociables con oferta pública, denominadas en Dólares Estadounidenses. En este sentido, se acordaba emitir obligaciones negociables simples (i) Clase A por el 38,60%, y (ii) Clase B por el 61,40% -calculado en Dólares Estadounidenses- del monto total del crédito quirografario verificado o declarado admisible. Asimismo, se acordó que las obligaciones negociables Clase A devenguen intereses a partir de la fecha de su emisión, a una tasa equivalente al 8,875%, pagadero semestralmente, y que las obligaciones negociables Clase B sólo devengarían intereses a partir de la fecha en que se produjera un Hecho Desencadenante (como dicho término fue definido en dicha propuesta) a una tasa equivalente al 8,875%, pagadero semestralmente.

El 22 de agosto de 2012, el juez homologó el acuerdo preventivo.

La emisión de los títulos se llevó a cabo el 15 de marzo de 2013, por un monto de U$S 121.315.018. De tal monto, obligaciones negociables por U$S 118.270.800 fueron emitidos con oferta pública y obligaciones negociables por U$S 3.044.218 fueron emitidos sin oferta pública.

Se emitieron dos clases de títulos denominadas en dólares estadounidenses: la Clase A que representa el 38,6% de la deuda verificada y la Clase B que representa el 61,4% de la deuda verificada. Las obligaciones negociables Clase B sólo serán exigibles a GASA si ocurrieran determinadas circunstancias (entre otras, si GASA dejase de pagar intereses, si se declarara la caducidad de plazos de los títulos, si ocurriera un supuesto de incumplimiento, etc.) en o antes del 31 de diciembre de 2015.

Por último, las obligaciones negociables Clase A y las obligaciones negociables Clase B fueron emitidas como parte de una unidad, la cual se disolverá (i) si ocurriere alguno de los hechos descriptos en el párrafo anterior o (ii) el 31 de diciembre de 2015, lo que ocurriere primero. A partir de ese momento, las obligaciones negociables Clase A y las obligaciones negociables Clase B pueden ser independientemente transferidas.

Luego de cumplir con los términos de la propuesta efectuada a los acreedores, GASA podrá obtener una resolución judicial que verifique el cumplimiento del concurso.

Las circunstancias mencionadas precedentemente han generado que los auditores de Gas Argentino incluyeran en su informe de auditoría sobre los Estados Contables al 31 de diciembre de 2012 y 2011 y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre 2012, 2011 y 2010, un párrafo expresando incertidumbre respecto de la capacidad de dicha sociedad para continuar como empresa en marcha.

Si Gas Argentino es declarada en quiebra o acreedores de Gas Argentino ejecutan su único activo (las Acciones Clase A de MetroGAS y las Acciones Clase B de MetroGAS en poder de Gas Argentino) de forma tal que las Acciones de Clase A de MetroGAS sean transferidas a un tercero y dicha transferencia no fuera aprobada por el ENARGAS, la Licencia de MetroGAS podrá ser revocada. MetroGAS no puede asegurar que el ENARGAS aprobaría dicha transferencia.

Modificaciones en nuestro accionista controlante podrían tener un impacto en nuestros resultados y operaciones

Con fecha 14 de noviembre de 2012, el Presidente de Gas Argentino recibió una nota de BG Inversiones Argentinas S.A. (“BGIA”) comunicando que había celebrado un acuerdo para la venta de sus 40.793.136 acciones Clase A en Gas Argentino con Integra Gas Distribution LLC. La transferencia de las acciones se encontraba sujeta, entre otras condiciones, a la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y el no ejercicio por parte de YPF Inversora Energética S.A. (“YPF-IE”) de su derecho de compra preferente. El acuerdo también incluía, sujeto a otras condiciones adicionales a las mencionadas, la venta de 38.941.720 acciones Clase B de BG Gas International B.V. en MetroGAS S.A.

Sin embargo, el 30 de noviembre de 2012, la Sociedad informó que había recibido una notificación de BGIA comunicando que YPF-IE ejercería el derecho de compra preferente en relación a la oferta de compra de Integra Gas Distribution LLC y que incluye: (i) 40.793.136 acciones Clase A de BGIA en Gas Argentino, representativas del 100% del capítal accionario y votos de BGIA en Gasazas Argentino; (ii) 6.279 acciones de titularidad de BG Argentina S.A. en MetroENERGIA, representativas del 2,73 % de su capital social y (iii) eventualmente, sujeto a otras condiciones adicionales a las mencionadas, 38.941.720 acciones Clase B de BG Gas International B.V. en Metrogas.

El 3 de mayo de 2013, BGIA informó a Gas Argentino la transferencia de acciones a favor de YPF-IE.

Al haberse consumado la transacción, YPF-IE., una subsidiaria de YPF la cual es actualmente controlada por el Gobierno, es el dueño del 100% de las acciones y votos de Gas Argentino. Como consecuencia, nuestro accionista controlante y nosotros somos controlados por el Gobierno (Ver el Factor de Riesgo “La expropiación de YPF y la intervención en la industria hidrocarburífera local podrían tener un efecto sobre las operaciones de la Compañía” en este Prospecto Resumido). MetroGAS no puede asegurar que los cambios en su accionista controlante no puedan afectarla materialmente y de manera adversa.

Gas Argentino podría verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.

Si las pérdidas de Gas Argentino en cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, Gas Argentino se vería obligada a reducir su capital social, según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, a menos que reciba un aporte de capital suficiente para restablecer su situación patrimonial y financiera. Asimismo, si el patrimonio neto de Gas Argentino fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor que el activo) en cualquier cierre de ejercicio, Gas Argentino será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales, salvo que reciba un aporte de capital que resultaría en que su activo supere al pasivo.

Sin embargo, debido a la registración de la ganancia por reestructuración de su pasivo concursal en el período finalizado el 31 de marzo de 2013, la Sociedad ha revertido temporariamente la situación la cual dependerá de los resultados generados por MetroGAS en los meses restantes del ejercicio. Asimismo, al 31 de marzo de 2013, la Sociedad registraba un capital de trabajo consolidado negativo que ascendía a Ps. 88,6 millones.

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. 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-IE, son los tenedores del restante 2,73% y 2,27%, respectivamente.

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 fueron renovados hasta el 31 de diciembre de 2011. Hasta la fecha de este informe, las renegociaciones al respecto no han concluído.

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 hasta mayo de 2012, 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. A la fecha del informe, tal negociación no ha terminado. 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. A su vez, durante 2011, el número de companías de gas natural operando en el sector de la energía se ha visto incrementado, conduciendo ello a un aumento en la oferta y por ende en la competencia. No puede garantizarse si MetroENERGÍA podrá continuar conservando estos clientes.

Otra de las dificultades que enfrenta MetroENERGÍA es la constante disminución en la producción de gas en la cuenca de Neuquén, junto con el aumento del consumo de gas por particulares y plantas eléctricas, particularmente en los meses invernales, lo que ha llevado a un desbalance entre la producción y la demanda. Tal desproporción, especialmente el incremento en el consumo de gas por particulares y plantas de energía, ha llevado a una disminución en la oferta a clientes no residenciales. A fin de resolver tal desproporción, una gran parte del consumo de dichos meses, es directa o indirectamente provisto a través de gas importado ya sea desde Bolivia o distintos barcos LNG, con ENARSA proveyendo dicho recurso a precios más altos que los convencionales, incrementando así aun más la competencia que enfrentamos en el sector.

Dado este panorama altamente competitivo no podemos asegurar que MetroENERGÍA será capaz de renovar todos sus contratos con sus clientes. Asimismo, no estamos en condiciones de garantizar que seremos capaces de asegurar niveles de gas, o niveles adecuados de precios, durante los meses invernales, sobre todo de aquellos vinculados a la cuenca neuquina, y así mantener los mismos niveles y márgenes de ventas de años anteriores.

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 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, 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 a 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 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 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 ofertas públicas 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 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 (el “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 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.

Astra se fusionó con YPF el 1 de enero de 2001. El 21 de diciembre del mismo año, APDC vendió su participación en Gas Argentino a YPF. Durante el año fiscal 2005, las acciones de Gas Argentino fueron transferidas como se detalla: (i) el 31 de octubre de 2005 YPF nos notificó la venta de todas sus acciones en Gas Argentino a YPFIE; y (ii) el 30 de noviembre de 2005, BGI nos comunicó la venta de todas sus acciones en Gas Argentino a BG Inversiones Argentinas S.A. Por último, el 3 de mayo de 2013, BG Group transfirió a YPFIE el 54,67% de las acciones que BG Group poseía en Gas Argentino.

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$S 62,0 millones a ser desembolsado en efectivo a la Fecha de Toma de Posesión correspondiente a diversos pasivos de GdE en favor del Gobierno. Luego de varias ruedas de ofertas, el Consorcio resultó ganador ofertando U$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, 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$S 110,0 millones. Tal monto estaba conformado por deudas a favor del Gobierno en la suma de U$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$S 60,0 millones de su deuda con el Gobierno, la deuda por U$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. 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.

En el año 2010 el ENARGAS intervino a la Sociedad. Dicha decisión fue prorrogada sucesivamente. El 31 de mayo de 2013, sin embargo, el ENARGAS dictó la Resolución N° I/2587, la cual dispone la terminación de dicha intervención

Descripción del negocio

Antecedentes Históricos. La Industria del Gas Natural.

Con anterioridad a la privatización de Gas del Estado, la industria gasífera argentina era controlada efectivamente por el Gobierno. 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 20,4% del total de las entregas efectuadas por las distribuidoras durante el año 2012, 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 17,2% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2012, 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 15,3% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2012, opera en el área de mercado que cubre el sur de Argentina. Litoral Gas S.A. y Gas Natural son la cuarta y la quinta en términos de entregas de gas con aproximadamente 12,1% cada una del total de entregas en el año 2012, cubriendo el noroeste de la Provincia de Buenos Aires. Las restantes distribuidoras de gas del país son Gasnor S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (cuyas respectivas áreas de servicio se encuentran en el noroeste y centro-oeste de la Argentina) 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 Nº 25.561 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 2011 un estudio sobre energía internacional preparado por la Secretaría de Energía de los Estados Unidos de América pronosticó un aumento del 53% en los requerimientos de energía en todo el mundo para el período comprendido entre 2008 a 2035 y un aumento del 52% 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 51% del consumo total de energía primaria. El consumo de gas natural en Argentina ha crecido de aproximadamente 9,3 mil millones de m3 en 1980 a aproximadamente a 38,4 mil millones de m3 en 2012. 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	2009	2010	2011	2012
Residencial
MMMC	4.346	6.967	7.432	8.481	9.244	9.248	9.690
BPC	153	246	262	300	326	327	342
Comercial
MMMC	521	1.053	1.109	1.277	1.254	1.189	1.285
BPC	18	37	39	45	44	42	45
Industrial
MMMC	6.114	8.055	9.169	9.326	9.613	11.433	10.730
BPC	216	284	324	329	339	404	379
Centrales Eléctricas
MMMC	5.319	7.141	7.213	7.578	6.672	11.400	12.856
BPC	188	252	255	268	236	403	454
Entidades Públicas
MMMC	1.054	340	403	406	427	412	431
BPC	37	12	14	14	15	15	15
GNC(a)
MMMC	218	1.677	3.167	2.633	2.652	2.514	2.546
BPC	8	59	112	93	94	89	90
Otros
MMMC	207	293	454	593	645	725	893
BPC	7	10	16	21	23	26	32
Total
MMMC	17.779	25.526	28.947	30.294	30.507	36.921	38.431
BPC	627	901	1.022	1.070	1.077	1.304	1.357

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Notas:

Principalmente utilizado para automóviles.

Fuentes: Anuario de Gas del Estado de 1990. Las cifras correspondientes a 2000, 2005, 2009, 2010, 2011 y 2012 fueron obtenidas de información proporcionada por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y el ENARGAS.

Oferta

En 2011, la Argentina contaba con reservas de gas natural comprobadas por aproximadamente 393.996 MMMC, con una vida útil estimada de 9 años. En 2010, dichas reservas estaban calculadas en 358.726 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 44.124 MMMC en 2012, 46.313 MMMC en 2011 y 43.295 MMMC en 2010. 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 Neuquén, Austral y Noroeste, las cuales en conjunto contienen aproximadamente el 88,0% de la producción nacional de gas natural de 2012. En 2012, las cuencas de Golfo San Jorge y Neuquén contienen aproximadamente el 87,0% de las reservas de gas natural comprobadas. 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, Austral y Golfo San Jorge. 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 2012, aproximadamente el 58,0% se originó en la cuenca Neuquén y el 42,0% 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)	84.912	2.999	23.858	843	4
Noroeste	Salta. Jujuy. Formosa (noroeste)	5.116	181	3.853	136	1
Austral	Tierra del Fuego. Santa Cruz (sur)	12.943	457	11.135	393	1
Golfo San Jorge	Chubut. Santa Cruz (sur)	257.968	9.110	5.219	184	49
Otras Areas		33.057	1.167	58	2	567
Total		393.996	13.914	44.124	1.558	9

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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: Reporte anual de 2012 y 2011 de la Secretaría de Energía Argentina.

Producción Nacional Total. La producción nacional total de gas natural durante 2012 fue de aproximadamente 44.124 MMMC. Al 31 de diciembre de 2011, el total de reservas comprobadas de gas natural de Argentina era de 393.996 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 2011, la cuenca Neuquén representaba aproximadamente el 21,6% 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 2012, la Cuenca Neuquén produjo un promedio total de 65,4 MMMC de gas natural por día, o sea el 54,1% de la producción nacional total.

Cuenca Noroeste. En 2012, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 10,6 MMMC de gas natural por día, o el 8,7% de la producción nacional total de gas natural, y al 31 de diciembre de 2011,representaba aproximadamente el 1,3% de las reservas de gas natural comprobadas de la Argentina.

Cuencas Austral y Golfo San Jorge. En 2012, las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina, produjeron un promedio de 44,8 MMMC de gas natural por día, el 37,1% de la producción de gas natural total del país. En la cuenca Austral, que al 31 de diciembre de 2011 representaba aproximadamente el 68,8% 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.

Importaciones de Gas Natural. Desde el 2004, Argentina se encuentra atravesando un desabastecimiento de Gas Natural al reducirse su producción como consecuencia de la ausencia de incentivos y cambios tarifarios, lo que provocó la imposibilidad de hacer frente al sustancial crecimiento en la demanda. Tal diferencia entre la producción y la demanda ha sido cubierta con importaciones de gas natural provenientes de Bolivia a partir del año 2004 y junto también con importaciones de gas licuado de petróleo. El costo del gas natural importado excede sustancialmente el nivel de precio que el Gobierno estableció en el mercado local.

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 2012. 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.

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 2012, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 46,2% 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 Históricos - La Industria del Gas Natural”.

El sistema de distribución de la Compañía está conformado por aproximadamente 16.651 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 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 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 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 situación financiera adversa que enfrentamos como resultado de esta continua demora en la negociación de nuestras tarifas y de la Licencia llevó al Directorio de MetroGAS a aprobar su presentación en concurso preventivo el día 17 de junio de 2010, el cual está en etapa de cumplimiento.

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:

aumento de las presentaciones ante autoridades argentinas para obtener la aprobación de aumentos de tarifas (incluyendo el pase a trarifas de los cargos por tasas municipales) y la confomación de tales cuadros tarifarios;
estricto manejo del flujo de fondos para controlar las erogaciones;

(iii) requerimiento de aportes de capital adicionales por parte de accionistas;

(iv) renegociación de condiciones de pago de contratos comerciales y operativos; y

obtención de financiamiento por terceras partes.

Pese a que estamos llevando a cabo las medidas recién mencionadas, el futuro de la compañía continúa incierto.

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 2012, la compañía redujo su plantel de 2.021 a 1.148 empleados. Asimismo, renegoció contratos de servicio con proveedores independientes tercerizando varios servicios.

MetroENERGÍA

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “MetroENERGÍA S.A.” del Prospecto completo del Programa.

Ingresos

Clientes residenciales

La Compañía suministra el servicio a más de 2,2 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 marzo de 2012, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 9,4% del volumen de gas natural entregado por la Compañía y el 36,3% aproximadamente de sus ventas. Durante el primer trimestre de 2013, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 11,9% y 54,9% del volumen de gas natural entregado y de las ventas, respectivamente. El volumen de ventas a clientes residenciales aumentó de aproximadamente 200,0 millones de m3 al 31 de marzo de 2012 a aproximadamente 241,1 millones de m3 al 31 de marzo de 2013. La Compañía sumó aproximadamente 4.284 y 3.840 (neto) clientes residenciales nuevos en los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2012 y 2013, 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.

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.

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.

El 23 de diciembre de 2008, ENARGAS, a través de la Resolución Nº 566/08 aprobó nuevas tarifas para las siguientes categorías: R3- 1º, R3-2º, R3-3º y R3-º4 como resultado de un aumento adicional del precio del gas natural en boca de pozo.

El 27 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo Nacional aprobó el Decreto Nº 2.067/08 (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008) el cual creó el Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas, un fondo fiduciario establecido con el fin de importar gas natural. Este fondo tiene como objeto complementar la producción local de gas con el fin de disminuir el número de “días de corte” y de tal manera asegurar la provisión de gas natural en el mercado local. El cargo por dicho fondo es aplicado a clientes industriales y residenciales de las siguientes categorías: R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º.

Durante el año 2009, como consecuencia de diversas quejas por parte de clientes por considerables aumentos en su facturación, el Gobierno implementó las siguientes soluciones: desde el 1 de mayo hasta el 30 de septiembre, los clientes residenciales categorizados como R3-1º y R3-2º, no fueron alcanzados por el gravamen del Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas Natural; desde el 1 de junio hasta el 31 de julio, los clientes residenciales R3-3º y R3-4º tampoco fueron alcanzados, del 1 de agosto al 30 de septiembre solo 30% del cargo por el fondo mencionado fue aplicado a clientes catogrizados como R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º; y solo desde el 1 de octubre en adelante la tarifa completa fue aplicada a todos los clientes R3. La aplicación general de la tarifa completa a todos los clientes R3 fue reanudada en 2010 por Resolución del ENARGAS Nº1.179/10 y en 2011 por Resolución del ENARGAS Nº1.707/11. Durante 2009, ENARGAS y la Secretaría de Energía acordaron la no aplicación del Programa PURE debido a quejas similares de clientes por el incremento en sus facturas. Este programa fue discontinuado en el año 2009.

El 21 de noviembre de 2012, la Compañía, al igual que el resto de las companies de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, para confirmar el ajuste tarifario previamnte establecido en el Decreto N° 234/08.

El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 (publicada el 20 de noviembre de 2012) autorizando la aplicación de los nuevos cargos a todas las categorías de clientes en orden de financiar las inversions relacionadas con la infraestructura, conección de servicios y expansión de los sitemas de distribución de gas. Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las companies de distribución de gas y deber ser entregado al Comité Ejecutivo del ENARGAS para su aprobación correspondiente. Los montos recaudados deben ser depositados mensualmente en un fondo fiduciario amparado por un acta notarial. Una vez que el Comité Ejecutivo del ENARGAS analiza y aprueba la información enviada por las distintas compañías, el fideicomisario (en este caso Nación Fideicomisos S.A.), en nombre de, y a la orden del, fideicomitente (en este caso MetroGAS), pagará las obligaciones contraídas como consecuencia de las inversiones que hayan sido completadas.

La Compañía se encuentra facturando este nuevo cargo tarifario a partir del día 3 de diciembre del año 2012 y realizando los correspondientes depósitos en las cuentas fiduciarias pertinentes.

Centrales Eléctricas

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Centrales Eléctricas” del Prospecto completo del Programa.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Las ventas de la Compañía a clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentó el 24,4% durante el período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2013 comparado con el mismo período del ejercicio anterior debido principalmente a un incremento del precio promedio para dichos servicios debido a que la Compañía se encuentra facturando el cargo definido en la Resolución MPFIPyS N° 2.000/05 y autorizado por la Resolución del ENARGAS N° 2.407/12 a partir del día 4 de diciembre de 2012, parcialmente compensadas con una disminución de un 9,3% en los volúmenes entregados. 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 mes.

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 “Infórmación 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 las 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 2010 extendiendo las ventas de la Compañía al 30 de abril de 2013. Estos contratos se renegocian anualmente. A la fecha del presente, las renegociaciones no han concluido.

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 ya que éstos compran directamente a terceros.

El 21 de noviembre de 2012, la Compañía, al igual que el resto de las compañías de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la Nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, a fin de confirmar el ajuste de tarifas previamente establecido en el Decreto N° 234/08.

Servicio de Gas Natural Comprimido (“GNC”)

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 al 31 de marzo de 2013 un 1,1% respecto de los volúmenes contratados al 31 de marzo de 2012.

Las ventas de la Compañía de los servicios de transporte y distribución a estaciones de GNC aumentaron un 0,5% durante el período de tres meses que finaliza el 31 de marzo de 2013 comparado con el mismo período del ejercicio anterior.

Durante 2011 se realizó un nuevo proceso de la subasta de GNC por el cual Mercado Electrónico de Gas S. A. (“MEG”) realiza la asignación de gas natural a las estaciones de expendio de GNC. La Resolución del ENARGAS Nº 1.722/11 extendió los efectos de la Resolución del ENARGAS Nº 3.569/06, por la cual el ente regulador ordenó a las compañías distribuidoras asegurar que aquellas estaciones de GNC que hubieran contratado capacidad de servicio interruptible recibieran un mínimo de capacidad de 5.000 M3 por día hasta el 30 de abril de 2012. Esta Resolución no fue extendida durante el año 2012.

Durante 2012, las compañías de distribución de gas tuvieron que volver a representar a las estaciones de servicio CNG en sus solicitudes de gas natural ante el Mercado Electrónico de Gas (“MEG”). Esta subasta por la compra de gas natural por las estaciones de servicio CNG ante MEG ocurrió en abril de 2012. En esta oportunidad, MEG siguiendo las instrucciones del Secretario de Energía, extendió los resultados de la subasta de 2011 hasta abril de 2012. El monto total de gas natual cedido a CNG fue 1.72 MMCM por día.

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 período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2013 disminuyeron un 18,2% comparado con el período anterior, principalmente por una disminución en el precio promedio y a una disminución de un 1,1% en los volúmenes entregados.

Ventas de MetroENERGÍA

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Ventas de MetroENERGÍA” del Prospecto completo del Programa.

Experiencia de Despacho

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Historia y desarrollo de la emisora” del Prospecto completo del Programa.

Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos

Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizaban Ps. 48,9 millones y Ps. 80,9 millones al 31 de diciembre de 2012 y 2011. Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía tenía una reserva de Ps. 15,4 para cuentas a cobrar vencidas.

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 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

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Sistema de Distribución” del Prospecto completo del Programa.

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.

Mantenimiento

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Mantenimiento” del Prospecto completo del Programa.

Contratos Comerciales

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Contratos Comerciales” del Prospecto completo del Programa.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Asuntos Ambientales y de Seguridad” del Prospecto completo del Programa.

Seguros

Al 31 de marzo de 2013, 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.

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 Resumido, 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. 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 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.

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

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Acceso” del Prospecto completo del Programa.

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

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Servidumbres

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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. V 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 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 ha promulgado el Decreto N° 1.834/2002 disponiendo que ni el concurso de acreedores de la Compañía ni un pedido de quiebra en su contra originará la revocación de su Licencia mientras se aplique la Ley de Emergencia Económica (Ley 25.561). Dicha ley ha sido prorrogada en varias oportunidades pero por la Ley N° 26.729, el estado de emergencia vence el 31 de diciembre de 2013. No puede garantizarse que esta disposición continuará vigente después de esa fecha.

En caso de que el Gobierno 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 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 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 (o a un tercero que designe el Gobierno), todos los Activos Esenciales, libres de cargas y gravámenes, a menos que el Gobierno 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. 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 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, en cuyo caso MetroGAS tendrá derecho a recibir del Gobierno 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, 2.138/2008, 616/2009, 1.874/2009, 1.038/2010, 1.688/2010, 692/2011 y 2686/2012, 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 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.

El 19 de mayo de 2010, ENARGAS emitió la Resolución Nº 1.215, que expandió la definición del término Activos Esenciales para el transporte y la distribución de servicios de gas natural para incluir todas las bases de datos computarizadas relacionadas a la provisión de servicios públicos, incluyendo aquellos relacionados a mediciones, facturación y pago de tales servicios. La definición modificada de Activos Esenciales se enuncia como los activos tangibles e intangibles adquiridos por los licenciatarios de licencias de transporte y distribución desde el 28 de diciembre de 1992, junto con el equipamiento y toda aquella información contenida en bases de datos informáticas, con las características allí señaladas. Asimismo, el 12 de julio de 2010, ENARGAS emitió la Resolución Nº 1.217 que clarificó la definición de Activos Esenciales en relación con bases de datos informáticas limitándolas a “toda aquella información contenida en las bases de datos informáticas que resultan imprescindibles y vigentes para la prestación en tiempo y forma del servicio licenciado y la adecuada gestión comercial de los usuarios y clientes, como así también los elementos físicos que permitan que dicha información sea generada, administrada, resguardada y remitida o puesta a disposición del ENARGAS, o de quien éste disponga”.

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 “Información 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”.

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 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 9 de diciembre de 2010, el Gobierno emitió la Resolución 2.289/10 con el fin de disminuir en un 50% el valor del fondo fiduciario creado en 2005 al haber prácticamente recuperado las inversiones destinadas a las expansiones. Adicionalmente, el fondo fiduciario 2006-2008 fue incrementado en un 50%. Como resultado de ambas modificaciones, la facturación de los clientes permanece siendo la misma.

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.

En diciembre de 2008, dos Resoluciones fueron emitidas, una por el MPFIPyS (Resolución Nº 1.451/08) regulando el fondo fiduciario previamente mencionado, y otra por parte del ENARGAS (Resolución Nº I/563/08) ordenando la implementación del fondo. Esta última resolución incluyó los cuadros tarifarios para el fondo fiduciario, que afectaron a clientes residenciales cuyos consumos anuales superaron los 1.000 MC por año y algunos de los clientes industriales (P3, FD, FT, ID, e IT), y entró en vigor el 1 de noviembre de 2008.

El 4 de junio de 2009, ENARGAS, a través de la Resolución Nº 768 estableció que durante el período comprendido entre el 1 de mayo y el 31 de agosto de 2009, los clientes residenciales pertenecientes a nuestra área de servicio cuyas categorías fueran R31 y R32 (entre 1.001 y 1.500 MC de consumo anual) fueran exentos del pago de cargos establecidos por el Decreto Nº 2.067/08.

El 18 de agosto de 2009, ENARGAS emitió la Resolución Nº 828/08 que prorrogó hasta el 1 de octubre de 2009 la exención establecida por la Resolución Nº 768, y estipuló para clientes residenciales R33 y R34 (más de 1.501 MC de consumo anual) un subsidio del 100% para los consumos entre junio y julio de 2009, y de 70% para el consumo de agosto a septiembre del mismo año.

Las medidas mencionadas fueron nuevamente llevadas a cabo en el año 2010 a través de lo dispuesto por la Resolución 1.179/10 de ENARGAS y en 2011 por la Resolución 1.707/11 del mismo órgano.

El 8 de noviembre de 2011, ENARGAS emitió la Resolución I/1,982/11, con vigencia a partir del 1 de diciembre de ese año, disponiendo nuevas tarifas relacionadas al Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas y extendió la aplicación del cargo a todas las categorías de clientes. Asimismo, ENARGAS emitió algunas resoluciones complementarias que determinaron las areas residenciales donde el subsidió dejaría de otorgarse, como se estableciera en resoluciones precedentes, al ser considerados como clientes con alto poder adquisitivo. Con el objetivo de disminuir el impacto del aumento, esta resolución también estableció una tarifa plana para el cargo del fondo fiduciario a fin de evitar picos de consumo que repercutieran variaciones significativas en las facturas de sus clientes, sobre todo en períodos invernales.

El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 (publicada el 20 de noviembre de 2012) autorizando la aplicación de los nuevos cargos a todas las categorías de clientes en orden de financiar las inversions relacionadas con la infraestructura, conección de servicios y expansión de los sitemas de distribución de gas. Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las companies de distribución de gas y deber ser entregado al Comité Ejecutivo del ENARGAS para su aprobación correspondiente. Los montos recaudados deben ser depositados mensualmente en un fondo fiduciario amparado por un acta notarial. Una vez que el Comité Ejecutivo del ENARGAS analiza y aprueba la información enviada por las compañías, el fideicomisario (en este caso Nación Fideicomisos S.A.), en nombre de y a la orden del fideicomitente (en este caso MetroGAS), pagará las obligaciones contraídas como consecuencia de las inversiones que hayan sido completadas.

Todo lo cobrado será utilizado por ENARSA para financiar el gas importado.

El siguiente cuadro muestra la tarifa máxima vigente desde el 1° de noviembre de 2008 y hasta el 31 de diciembre de 2012, por cada tipo de cliente:

Tarifas Máximas

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		Tarifas Máximas
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
		(en Pesos)
Residencial (a) R1, R2 1° y R2 2° (SC) (e):
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) R3 3° (SC) (e):
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° y R3 2° (SC) (e):
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° y R3 4° /SC) (e):
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 (SC) (e):
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 (SC) (e):
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
Subdistribuidoras
Cargo de cliente(b)	$/factura	10,679295	10,734343
Todos los consumos (c)	$/m3	0,088700	0,091154
Servicio General P3 (DyT) (f):
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 (DyT):
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 (DyT):
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 (DyT):
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
CNG Firme (DyT):
Cargo de cliente(b)	$/factura	11,012049	11,068813
Todos los consumos (c)	$/m3	0,004049	0,006363
Cargo por demanda (d)	$/m3 por día	0,621027	0,621027
CNG Interrumpible (DyT):
Cargo de cliente (b)	$/factura	11,012049	11,068813
Todos los consumos	$/m3	0,022271	0,024585

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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

(e) SC significa servicio completo e incluye distribución, transporte y provisión de gas

(f) T significa distribución y transporte. Luego del unbundling (Resolución 752/2005) a la Compañía se le prohibió vender gas natural a esta clase de clientes. La nueva tarifa sólo incluye los servicios de transporte y distribución que provee MetroGAS

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 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 2013. Por lo tanto, los términos de renegociación para las licencias y concesiones de servicios públicos también fueron prorrogados.

Teniendo en cuenta la situación financiera de MetroGAS y el hecho de que el 6 de enero de 2012, la Ley de Emergencia Pública estuvo en vigencia por 10 años, el 29 de diciembre de 2011, la Sociedad presentó un reclamo judicial contra el Gobierno por los daños provocados por el resultado derivado de las condiciones financieras y económicas establecidas en nuestra licencia de distribución de gas, así como un reclamo presentado ante el MPFIPyS con una copia dirigida al Ministerio de Economía con el mismo fin.

La Compañía no puede asegurar cuál será el resultado de la renegociación con el Gobierno. 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 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, 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 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 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.

Luego de una extensa negociación, el Acuerdo Transitorio con la UNIREN fue 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 14 de abril 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 desde septiembre 2008). Adicionalmente, durante junio 2010, MetroGAS envió información sobre inversiones desde septiembre 2008 a diciembre 2009, al ENARGAS y UNIREN de acuerdo al Acuerdo Transitorio.

Dicho Acuerdo 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%.

Una vez que las tarifas sean publicadas, se obtendrá un aumento estimado del 22% sobre el margen de distribución, lo que disminuirá el impacto sobre la facturación de nuestros clientes. Estimamos que que el aumento de la tarifa de distribución y transporte representará un aumento de entre el 6% y el 10% en las tarifas abonadas por los clientes residenciales, entre el 9% y el 11% en las tarifas pagadas por los clientes comerciales e industriales, y entre el 2% y el 14% en las tarifas pagadas por los grandes consumidores y usuarios de GNC.

En septiembre de 2009 el ENARGAS remitió al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS los antecedentes y cuadros tarifarios de MetroGAS que surgirían del Acuerdo Transitorio firmado. 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. 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, el 8 de junio de 2010, MetroGAS desistió dicho amparo y comenzó una nueva acción frente a la Justicia en lo Contencioso Administrativo Federal para requerir una orden de actuación contra ENARGAS y la Subsecretaria de Coordinación y Control de Gestión, por la cual se vieran obligados a publicar el nuevo cuadro tarifario. El 30 de noviembre de 2010, dicho amparo fue rechazado porque, entre otros motivos, el juez entendió que no era competente para interferir con deberes ordinarios bajo la responsabilidad de ENARGAS. A la fecha, no ha habido novedades en cuanto a las actuaciones de la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión y ENARGAS no ha publicado el cuadro tarifario propuesto por MetroGAS aunque durante el año 2010 distintos pedidos fueron enviados a ENARGAS, UNIREN, y el MPFIPyS enfatizando nuestra necesidad de llegar a un acuerdo definitivo para poder firmar el Acuerdo de Renegociación.

Sin embargo, luego de que uno de los accionistas de MetroGAS viera rechazado un recurso presentado en el plano internacional contra el Gobierno relacionado al congelamiento de tarifas, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia de Distribución de Gas. Desde entonces, UNIREN y la Compañía han estado reuniéndonos e intercambiando comentarios sobre el borrador de Acuerdo Definitivo propuesto por UNIREN. Desafortunadamente no se ha alcanzado un consenso que satisfaga los intereses tanto del Gobierno, los intereses de la Sociedad, y los intereses de sus accionistas.

El siguiente cuadro muestra los cargos por categoría de cliente al 31 de diciembre de 2012:


Categoría de Cliente	$/Factura (en pesos)
R1	4
R2-1	5
R2-2	6,50
R2-3	8,50
R3-1	15
R3-2	20
R3-3	30
R3-4	60
SGP1	25
SGP2	60
SGP3 < 180.000 m3 por año	150
SGP3 > 180.000 m3 por año / SGG	1.000
FD/FT ID/IT	2.000

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 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. No obstante, MetroGAS no compra gas en el mercado spot dado que, desde la intervención del Gobierno en el mercado doméstico en 2004, y la ejecución de varios contratos de gas entre los productores de gas y el Gobierno, la Compañía ha sido instruida a cubrir la demanda ininterrumpible.

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, 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 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 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 sus clientes. El Decreto Nº 786/2002 establece ciertos mecanismos para asegurar que las empresas distribuidoras de gas puedan trasladar el costo del Recargo sin soportar pérdidas ni obtener ganancias.

Cambios en las reglamentaciones

El 4 de octubre de 2010, ENARGAS emitió un nuevo conjunto de reglas denominado “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones, y Control de Gas” que regula inter alia la inyección de gas natural por parte de productores y la entrega de gas natural por parte de distribuidores. Desde el 1 de octubre de 2010, fecha en la cual tal procedimiento entró en vigencia, se registra en forma diaria, el volúmen total de gas natural necesario según el Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones, y Control de Gas para proveer la demanda ininterrumpible. Véase “Información sobre la Emisora - Contratos comerciales”

La Resolución Nº 172/12 de la Secretaría de Energía, publicada en el Boletín Oficial el 5 de enero de 2012, extendió los efectos y la aplicación de la Resolución Nº 599 emitida por el mismo organismo y disponiendo los volúmenes de gas de las cuencas considerando sus destinatarios y consumidores finales.

MEG

El MEG comenzó sus operaciones el 6 de junio de 2005 con la participación de determinados productores de gas natural y compañías distribuidoras. El MEG está concebido para operar como un mercado centralizado a través del cual cierto mercado y parte del mercado secundario de la capacidad transportada tendrá lugar. El MEG actualmente está llevando a cabo transacciones spot, pero se espera desarrolle transacciones en un futuro, una vez sean aprobadas por la Secretaría de Energía. El objetivo del MEG es incrementar la transparencia del mercado y equilibrar los precios actuales del mismo.

El 18 de marzo de 2005, el Directorio de la Sociedad aprobó la creación de una nueva compañía, MetroENERGÍA, que fuera constituída para negociar sobre el MEG en carácter propio y a nombre de terceras partes. 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 e YPFIE quienes poseen el 2,73% y 2,27% del capital accionario de la Sociedad respectivamente.

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 Resumido:


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 día de la fecha de este Prospecto Resumido:


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	46.249.934	20,8%	8,1%
Integra Gas Distribution LLC.	B	38.941.720	17,5%	6,9%
Inversores Privados	B	28.642.589	12,9%	5,0%
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 y entregadas a los empleados que reunían las condiciones conforme al Programa de Propiedad Participada. Véase “Información sobre la Emisora – Historia y desarrollo de la emisora”.

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, 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 se redujo del 20% al 1,8% aproximadamente. En enero de 1997, el Gobierno vendió las participaciones accionarias remanentes en la Compañía a inversores privados.

Integra Gas Distribution LLC

Integra Gas Distribution LLC es una sociedad de responsabilidad limitada constituida en el estado de Delaware (Estados Unidos de Norteámerica) con fecha 12 de octubre de 2012 cuyos accionistas son los Sres. Jose Luis Manzano, titular de 150 acciones representativas del 50% de las acciones de Integra Gas Distribution LLC y Ricardo Nicolás Mallo Huergo, titular de 150 acciones representativas del 50% de las acciones de Integra Gas Distribution LLC. Los accionistas de Integra Gas Distribution LLC no tienen entre ellos derechos de voto diferentes, teniendo cada uno de ellos un voto por acción.

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.

Tal como se menciona en Nota 8 del Anexo a los estados financieros al 31 de diciembre de 2012, Gas Argentino registraba patrimonio neto negativo encontrándose dicha sociedad alcanzada por las disposiciones del art. 94 inciso 5° y el art. 96 de la Ley N°19.550 de Sociedades Comerciales. Sin embargo, debido a la registración de la ganancia por reestructuración de su pasivo concursal en el período finalizado el 31 de marzo de 2013, la Sociedad ha revertido temporariamente la situación la cual dependerá de los resultados generados por MetroGAS en los meses restantes del ejercicio. (Ver el Factor de Riesgo: “Gas Argentino podría verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación” en este Prospecto Resumido).

El siguiente cuadro muestra la titularidad de las acciones en Gas Argentino al 9 de mayo de 2013:


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

YPF Inversora Energética S.A.	100,00%	70,00%
Total	100,00%	70,00%

A continuación, se incluye una breve descripción del actual accionista de Gas Argentino:

YPF-IE

YPF-IE es una subsidiaria de YPF, el titular directo del 98,9998% del capital social de YPF-IE, mientras que la restante participación es de A-Evangelista S.A. YPF 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.

Desde 1999, y hasta la aprobación de la sanción de Ley de Expropiación, YPF era una sociedad controlada por Repsol YPF S.A. (“Repsol YPF”), una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en gran parte del mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el año 2008, cuando Petersen Energía adquirió en diferentes momentos acciones que representan el 15,46% del capital social de YPF.

El 3 de mayo de 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley de Expropiación. Entre otros asuntos, la Ley de Expropiación declaró la expropiación del 51% del patrimonio de YPF representado por igual porcentaje de las acciones Clase D, pertenecientes a Repsol YPF, sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas, de acuerdo a la Ley de Expropiación, del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La mencionada Ley de Expropiación también dispuso que a fin de garantizar la continuidad en las actividades de exploración, producción, industrialización y refinación de hidrocarburos a cargo de YPF, así como su transporte, comercialización y distribución y el incremento del flujo inversor, para el adecuado abastecimiento de los combustibles necesarios para el funcionamiento de la economía nacional, el Poder Ejecutivo Nacional, a través de las personas u organismos que designe, desde la entrada en vigencia de la ley ejercerá todos los derechos que las acciones a expropiar confieren en los términos de los artículos 57 y 59 de la Ley N° 21.499. A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la norma citada establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, podrá ejercer los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Véase “Factores de Riesgo relacionados con la Argentina” y “Factores de Riesgo relacionados con la Compañía”.

Con fecha 3 de mayo de 2013, y conforme fue informado por Gas Argentino al mercado, YPF-IE adquirió de BG Inversiones Argentinas S.A. la participación de ésta última en Gas Argentino. Hasta esa fecha, BG Inversiones Argentinas S.A era propietaria del 54,67% de las acciones Clase A de Gas Argentino.

MetroENERGÍA

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 marzo de 2013	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 es YPF-IE quien posee el restante 5% del capital accionario de la Sociedad. Hasta el 3 de mayo de 2013, BG Argentina S.A. poseía el 2,73% del capital accionario de MetroENERGÍA.

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

Propiedades, planta y equipo

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”.

A continuación se exponen los saldos contables del rubro “Propiedades, planta y equipo” y su apertura al 31 de marzo de 2013:

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

Esta síntesis está totalmente condicionada y sujeta a los Estados Contables y sus respectivas Notas, que se adjuntan al Prospecto completo del Programa, debiendo ser leída conjuntamente con el capítulo “Reseña y perspectiva operativa y financiera” del mismo donde se expone toda la información aquí resumida.

Producto Interno Bruto Argentino

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Producto Interno Bruto Argentino” del Prospecto completo del Programa.

Índices de Precios Argentinos



	2012	2011	2010	2009	2008
Índice de precios mayoristas (variación % anual)	13,1	12,7	14,6	10,3	8,9
Índice de precios al consumidor (variación % anual)	10,8	9,5	10,9	7,7	7,2

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Fuente: INDEC, Banco Nación

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 Resumido, 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”.

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 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 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, para renegociar los contratos de licencia y las tarifas que la Compañía podrá cobrar en el futuro.

Luego de una extensa negociación, el Acuerdo Transitorio con la UNIREN fue firmado por ambas partes. 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 14 de abril 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 desde septiembre 2008).

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.

Luego de que uno de los accionistas de MetroGAS viera rechazado un recurso presentado en el plano internacional contra el Gobierno relacionado al congelamiento de tarifas, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia de Distribución de Gas. Desde entonces, UNIREN y la Compañía han estado reuniéndonos e intercambiando comentarios sobre el borrador de Acuerdo Definitivo propuesto por UNIREN. Desafortunadamente no se ha alcanzado un consenso que satisfaga los intereses tanto del Gobierno, los intereses de la Sociedad, y los intereses de sus accionistas.

El 21 de noviembre de 2012, la Compañía, al igual que el resto de las empresas de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, para confirmar el ajuste tarifario previamente establecido en el Decreto N° 234/08.

El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 (publicada el 20 de noviembre de 2012) autorizando la aplicación de los nuevos cargos a todas las categorías de clientes en orden de financiar las inversions relacionadas con la infraestructura, conección de servicios y expansión de los sitemas de distribución de gas. Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las companies de distribución de gas y deber ser entregado al Comité Ejecutivo del ENARGAS para su aprobación correspondiente. Los montos recaudados deben ser depositados mensualmente en un fondo fiduciario amparado por un acta notarial. Una vez que el Comité Ejecutivo del ENARGAS analiza y aprueba la información enviada por las empresas, el fideicomisario (en este caso Nación Fideicomisos S.A.), en nombre de y a la orden del fideicomitente (en este caso MetroGAS), pagará las obligaciones contraídas como consecuencia de las inversiones que hayan sido completadas.

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 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”.

Inflación y Contabilidad

Durante el año 2000, la Argentina experimentó una deflación del 0,7% y una inflación del 2,4% medida en términos del IPC y de índices de precios mayoristas, respectivamente. En 2001, decayeron en un 1,5% y 5,3%, respectivamente. Al año siguiente, Argentina experimentó una inflación de 41% y del 119% en el IPC y en el índice de precios mayoristas, respectivamente. Como resultado de la alta inflación, los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en la Argentina reintrodujeron la variable inflación. El impacto más importante de la inflación en los resultados de nuestras operaciones fue la incorporación en nuestros estados contables consolidados del efecto de exponer nuestros activos y pasivos monetarios por inflación, y el ajuste en moneda constante de nuestros resultados de operaciones. El principal efecto en nuestro balance y en la participación accionaria de nuestros accionistas fue el revaluo de nuestros activos no monetarios en pesos. Véase “Presentación de Información Contable”.

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.

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 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”.

Vale la pena mencionar que, como resultado del concurso preventivo, el 11 de enero de 2013, se llevó a cabo la emisión de obligaciones negociables por un monto de U$S 314.553.452, la que fue estructurada mediante la emisión de dos clases de obligaciones negociables denominadas en dólares estadounidenses: la Clase A que representa el 53.2% de la deuda verificada y la Clase B que representa el 46.8% de la deuda verificada.

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

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Efectos sobre los Resultados de las Operaciones y Liquidez en Períodos Futuros” del Prospecto completo del Programa.

Resultados Operativos

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Resultados Operativos” del Prospecto completo del Programa.

Resultados de las operaciones para los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2013 y 2012 de acuerdo a NIIF.

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Resultados de las operaciones para los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2013 y 2012 de acuerdo a NIIF” del Prospecto completo del Programa.

Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 de acuerdo a PCGA.

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 de acuerdo a PCGA” del Prospecto completo del Programa.

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Principales Accionistas

Para mayor información sobre los accionistas principales de MetroGAS, por favor remitir a “Información sobre la Emisora – Estructura y Organización de la Emisora y su Grupo Controlante” en este Prospecto Resumido.

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 Accionistas 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 marzo de 2013(a):


País	Clase	Cantidad

Argentina	A	290.277.316 (b)
	B	174.014.449 (c)
	C	56.917.121
Otros países	B	47.962.323

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Notas:

(a) Listado con Padrones de Comitentes al 31/03/2013 – Subsistema de Custodia – Caja de Valores de Buenos Aires S.A.

(b) En poder de Gas Argentino.

Al 31 de marzo de 2013, MetroGAS tenía 1.149 accionistas registrales en la Argentina y 16 en otros países (Estados Unidos, Uruguay, España, Italia, Gran Bretaña, Brasil y Suiza).

Operaciones con partes vinculadas

YPF-IE es titular indirecto del 100% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de la Compañía. Al 31 de marzo de 2013 y 2012, la Sociedad le pagó a YPF S.A. en concepto de salarios, gastos y otros costos Ps. 0,3 millones y Ps. 0,3 millones, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, la Compañía le pagó a YPF S.A. en concepto de salarios, gastos y otros costos Ps. 1,1 millones, Ps. 1,0 millón y Ps. 0,8 millones.

Adicionalmente, la Compañía ha comprado gas a YPF (una sociedad vinculada de YPF-IE) en el curso habitual de sus negocios devengando aproximadamente Ps. 11,4 millones y Ps. 10,7 millones de compras de gas a favor de YPF durante los períodos de tres meses finalizados al 31 de marzo de 2013 y 31 de marzo de 2012, respectivamente. A su vez, devengó aproximadamente Ps. 104,0 millones, Ps. 76,1 millones y Ps. 98,8 millones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente. En forma adicional, MetroENERGÍA cobró comisiones por ventas a nombre de YPF por aproximadamente Ps. 0,6 millones durante 2010.

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. 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 marzo de 2013 y 2012, la Sociedad suministró los servicios de transporte y distribución de gas a Astra Evangelista S.A., indirectamente relacionada con YPF, por aproximadamente Ps. 0,06 millones y Ps. 0,09 millones, respectivamente y a YPF por aproximadamente Ps. 0,04 millones y Ps. 0,04 millones al 31 de marzo de 2013 y 2012, respectivamente. A su vez, al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, la Sociedad suministró los servicios de transporte y distribución de gas a Astra Evangelista S.A. por aproximadamente Ps. 0,06 millones, Ps. 0,07 millones y Ps. 0,05 millones, respectivamente y a YPF por aproximadamente Ps. 0,04 millones, Ps. 0,01 millones y Ps. 0,01 millones al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

La Sociedad prestó los servicios de transporte y distribución por aproximadamente Ps. 0,3 millones y Ps. 0,2 millones durante los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2013 y 2012, respectivamente, a Operadora de Estaciones de Servicio S.A., una empresa directamente vinculada con YPF. La Sociedad prestó los servicios de transporte y distribución por aproximadamente Ps. 0,98 millones, Ps. 0,95 millones y Ps. 1,04 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente, a Operadora de Estaciones de Servicio S.A. La Sociedad también prestó los servicios de transporte por aproximadamente Ps. 4,3 millones y Ps. 4,5 millones durante los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2013 y 2012, repectivamente, a MetroENERGÍA, subsidiaria de la Sociedad. Asimismo, MetroGAS prestó dichos servicios por aproximadamente Ps. 8,7 millones, Ps. 9,5 millones y Ps. 14,3 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

La Sociedad cobró honorarios por aproximadamente Ps. 3,1 millones y Ps. 2,4 millones durante los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2013 y 2012, 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. A su vez, cobró honorarios por aproximadamente Ps. 10,5 millones, Ps. 8,4 millones y Ps. 6,6 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010, respectivamente.

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

Para más información, véase la Nota 6 a los Estados Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 de marzo de 2013, 31 de diciembre de 2012 y 1 de enero de 2012 y a los Estados Contables Consolidados al 31 de diciembre de 2012, 2011 y 2010.

Cuestiones Legales

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Cuestiones Legales” del Prospecto completo del Programa.

Política de dividendos

Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Política de dividendos” del Prospecto completo del Programa.

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") y quien el Fiduciario designe como su representante en Buenos Aires, Argentina, lo que será oportunamente informado en el Suplemento de Prospecto. 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.

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 y Nro. 1738 de la AFIP (la “Resolución Conjunta”).

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.

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 marzo de 2013	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.

Dividendos

Véase “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas – Política de dividendos”

Declaración de Asesores Técnicos

No se incluyó en el Prospecto Resumido 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 Resumido pueden ser consultados en el sitio web de la CNV (www.cnv.gob.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 Resumido, del Prospecto completo y de los estados contables que lo integran en las oficinas de la Compañía y de Perez Alati Abogados 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 Resumido son los Estados Financieros Consolidados Condensados Internedios al 31 de marzo de 2013, 31 de diciembre de 2012 y 1 de enero de 2012, y los Estados Contables Anuales al 31 de diciembre de 2012, 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010, presentados en forma comparativa.

METROGAS S.A.

Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360

(1267) Ciudad Autónoma de 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

ASESORES LEGALES DE LA SOCIEDAD

Perez Alati Abogados

Suipacha 1111, Piso 18º

C1008AAW Ciudad Autónoma de Buenos Aires – Argentina

Cleary Gottlieb Steen & Hamilton LLP

One Liberty Plaza

New York, N.Y. 10006

Estados Unidos de América

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