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Metrogas S.A. Capital/Financing Update 2014
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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$S 600.000.000 (o su equivalente en otras monedas)
En virtud del programa global de emisión de obligaciones negociables por un valor nominal de hasta U$S600.000.000 (o su equivalente en otras monedas) que se describe en el presente (el “Programa”), MetroGAS S.A. (la "Sociedad" o la "Compañía" o la “Emisora” o "MetroGAS") podrá ofertar periódicamente, en una o más clases (cada una, una “Clase”) y/o una o más series (cada una, una “Serie”) obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, de corto y mediano plazo, de un plazo de vencimiento desde 31 días a 28 años a partir de la fecha de emisión (las “Obligaciones Negociables”). El valor nominal total máximo de todas las Obligaciones Negociables que periódicamente se encuentren en circulación en el marco del Programa no excederá la suma de U$S600.000.000 (o su equivalente en otras monedas o combinación de monedas), monto sujeto a aumento o reducción por parte de la Sociedad.
El valor nominal, denominación, moneda, precio de emisión, vencimiento, intereses, y los demás términos y condiciones de cada Clase o Serie de Obligaciones Negociables, estarán detallados en un suplemento de prospecto separado relacionado con cada una de dichas Clases o Series de Obligaciones Negociables (cada uno, un “Suplemento de Prospecto”), que complementará, modificará o reemplazará las pautas generales establecidas en el Programa respecto de tal Clase o Serie, siempre y cuando estas no contradigan las disposiciones del prospecto completo de fecha 8 de julio de 2014 (el “Prospecto”), de este prospecto resumido (el “Prospecto Resumido”) ni perjudiquen a los tenedores de las Obligaciones Negociables y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables descriptos en el Prospecto bajo el título “De la Oferta y la Negociación”.
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 de Prospecto respectivo.
Las Obligaciones Negociables constituirán, una vez emitidas, obligaciones negociables simples no convertibles en acciones emitidas conforme a la Ley Nº 23.576 (junto con sus modificatorias, la “Ley de Obligaciones Negociables”), y se emitirán y colocarán de acuerdo con dicha ley, la Ley N° 26.831 de Mercado de Capitales (junto con sus modificatorias y reglamentarias incluyendo, sin limitación, el Decreto N° 1023/13, la “Ley de Mercado de Capitales”), las normas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) texto según la Resolución General N° 622/2013 y sus eventuales modificatorias y complementarias (las “Normas de la CNV”), y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable, y gozarán de los beneficios establecidos en dicha ley, y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento establecidos en dichas normas.
Para obtener mayor información sobre los factores de riesgo que deberán considerarse en relación con la inversión en las Obligaciones Negociables, véase "Información Clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo".
El 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.gob.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 el listado de las Obligaciones Negociables en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres, en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la "BCBA"), y para la negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. de la Argentina (el "MAE") y en cualquier otra bolsa y/o mercado de valores 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 y su duración es de 5 años a partir de la ResoluciónN° 16.318 del 27 de abril de 2010 de la CNV, que autorizó su prórroga. 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 este Prospecto Resumido. La veracidad de la información contable, financiera, económica y de toda otra índole contenida en este Prospecto Resumido es de exclusiva responsabilidad del directorio de la Emisora (el “Directorio”) y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Emisora (la “Comisión Fiscalizadora”) y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan en este Prospecto Resumido y demás responsables contemplados en los Artículos 119 y 120 de la Ley de Mercado de Capitales. El Directorio de la Emisora manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el 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 Emisora y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme a las normas argentinas vigentes. No obstante ello, el Artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales establece, respecto a la información del Prospecto Resumido, que 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. Asimismo, conforme el 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 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 Prospecto fue autorizada por resolución del directorio de la Sociedad de fecha 28 de abril de 2014, conforme la delegación efectuada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria y especial de accionistas de la misma fecha.
Las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas conjuntamente por los colocadores que oportunamente se designen, como se especifica en el Prospecto, en este 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 del Prospecto, y de este Prospecto Resumido 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 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 de este Prospecto Resumido es 8 de julio de 2014.
DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN
Directores titulares y suplentes.
La dirección y administración de las actividades de la Compañía está a cargo de su Directorio. Los estatutos de la Sociedad (los “Estatutos Sociales”) establecen la constitución de un Directorio integrado por once directores titulares e igual número de directores suplentes. Cada director suplente puede, en reemplazo del director titular ausente, asistir y votar en las reuniones de Directorio. Los directores titulares y suplentes son elegidos en la asamblea especial de clases de acciones, la cual es convocada en la misma oportunidad que la asamblea general ordinaria de accionistas de la Compañía, y son designados por un plazo de uno a tres ejercicios, pudiendo ser reelectos según se resuelva en la asamblea de accionistas pertinente. Sin embargo, los directores titulares y suplentes elegidos continuarán en sus cargos hasta que los nuevos directores titulares y suplentes sean elegidos por la asamblea especial de acciones. El Directorio se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, pudiendo hacerlo en cualquier momento a solicitud de cualquiera de sus miembros.
Los accionistas tenedores de las Acciones Clase C de la Compañía tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Los accionistas tenedores de las Acciones Clase B de la Compañía tienen derecho a elegir cuatro directores titulares y cuatro directores suplentes. Los directores independientes son designados por la Clase B de acciones. Los tenedores de las Acciones Clase A de la Compañía tienen derecho a elegir seis directores titulares y seis directores suplentes. Véase “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 José Tezanos Gonzalez (a) | Presidente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Marcelo Adrián Núñez (a) | Vicepresidente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Gabriel Leiva (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Gustavo Ernesto Di Luzio (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Daniel Alfonso Suarez (a) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Raúl Ángel Rodríguez (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Juan Carlos Fronza (b) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Héctor Caram (b) | Director Titular | 2010 | 2014 | 2015 |
| María Eugenia Gozzi Valdez (b) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Cristian Alexis Girard (b) | Director Titular | 2012 | 2014 | 2015 |
| Jorge Alberto Depino (c) | Director Titular | 2004 | 2014 | 2015 |
| Fernando Nardini (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Fernando Gomez Zanou (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Rodrigo Cuesta (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Patricio Da Re (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Alejandro Héctor Fernández (a) | Director Suplente | 2014 | 2014 | 2015 |
| Pablo Manuel Vera Pinto (a) | Director Suplente | 2012 | 2014 | 2015 |
| Raúl Podetti (b) | Director Suplente | 2008 | 2014 | 2015 |
| David René Jacoby* (b) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Luis Alberto Chaparro (c) | Director Suplente | 2004 | 2014 | 2015 |
___________
Notas:
(1) Los directores designados por la asamblea de fecha 28 de abril de 2014, 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.
(c) Nombrado por los accionistas Clase C.
*Únicamente en remplazo del señor Cristian Alexis Girard.
Se deja constancia que los Sres. Gabriel Leiva, Daniel Alfonso Suarez, Raúl Angel Rodríguez, David José Tezanos González, Marcelo Adrián Núñez, Gustavo Ernesto Di Luzio, Fernando Nardini, Fernando Gómez Zanou, Rodrigo Cuesta, Patricio Da Re, Alejandro Héctor Fernández y Pablo Manuel Vera Pinto revisten la condición de no independientes de conformidad con lo establecido en el Art. 11 del Capítulo III, del Título II de las Normas de la CNV, mientras que los Sres. Juan Carlos Fronza, Héctor Caram, Raúl Rafael Podetti, María Eugenia Gozzi Valdez, Cristian Alexis Girard, David René Jacoby, Jorge Alberto Depino y Luis Chaparro, revisten la calidad de independientes conforme la referida normativa.
A los efectos de este Resumido, todos los Directores constituyen domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Gerentes de Primera Línea
A continuación se incluye un listado de los gerentes de primera línea 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 Adrián Núñez | Director General | 2013 |
| Patricia Carcagno | Directora Técnica | 2013 |
| Jorge Edgardo Gutierrez | Director de Recursos Humanos | 2013 |
| 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 |
| Valeria Soifer | Directora de Estrategia y Nuevos Negocios | 2013 |
| Diego Carlos Gamba | Director de Sistemas de Información | 2014 |
A los efectos de este Prospecto Resumido, todos los Gerentes de Primera Línea constituyen domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Otros Cargos de los Directores y Gerentes de Primera Línea
El siguiente cuadro muestra los cargos de los miembros del Directorio en otras empresas a la fecha de este Prospecto Resumido:
| Nombre | Profesión | Empresa | Cargo |
| David Tezanos Gonzalez | Director Gas&Energía | YPF Energía Eléctrica S.A. | Director – Presidente |
| MetroGAS S.A. | Director – Presidente | ||
| Gas Argentino S.A. | Director – Presidente | ||
| MetroENERGÍA S.A. | Director – Presidente | ||
| Compañía Mega S.A. | Director – Presidente | ||
| Marcelo Adrián Núñez | Economista | MetroGAS S.A. | Director Titular |
| Gas Argentino S.A. | Director Titular | ||
| MetroENERGÍA S.A. | Director Titular | ||
| Gabriel Leiva | Contador Público | A-Evangelista S.A. | Director Titular |
| Refinor S.A. | Síndico Suplente | ||
| MetroGAS S.A. | Director Titular | ||
| Gustavo Ernesto Di Luzio | Lic. Administración | Oleoductos del Valle S.A. | Director Suplente |
| Compañía Mega S.A. | Director Titular | ||
| Profertil S.A. | Director Suplente | ||
| YPF Inversora Energética S.A. | Director Suplente | ||
| MetroGAS S.A. | Director Titular | ||
| Terminales Marítimas Patagónicas S.A. | Director Suplente | ||
| Daniel Alfonso Suarez | Abogado | YPF Energía Eléctrica S.A. | Director Titular |
| MetroGAS S.A. | Director Titular | ||
| Gas Argentino S.A. | Director Titular | ||
| MetroENERGÍA S.A. | Director Titular | ||
| Raúl Ángel Rodríguez | Ingeniero Industrial | Compañía Mega S.A. | Director Titular |
| MetroGAS S.A. | Director Titular | ||
| Oleoductos del Valle S.A. | Director Suplente | ||
| Refinor S.A. | Director Suplente | ||
| Terminales Marítimas Patagónicas S.A. | Director Suplente | ||
| YPF Energía Eléctrica S.A. | Director Suplente | ||
| Juan Carlos Fronza | Ingeniero Mecánico | MetroGAS S.A. | Director Titular |
| Héctor Caram | Contador Público | MetroGAS S.A. | Director Titular |
| María Eugenia Gozzi Valdez | Economista | MetroGAS S.A. | Director Titular |
| Cristian Alexis Girard | Lic. en Economía | YPF S.A. YPF Gas S.A. Gas Natural BAN | Director Director Director |
| Siderar S.A. | Director | ||
| Molinos Río de la Plata S.A. | Director | ||
| Jorge Alberto Depino | Técnico Mecánico | -- | -- |
| Fernando Nardini | Contador Público | MetroGAS S.A. | Director Suplente |
| Fernando Gómez Zanou | Abogado | MetroGAS S.A. | Director Suplente |
| Gas Argentino S.A. | Director Suplente | ||
| Energía Andina S.A. | Director Titular | ||
| YPF Inversora Energética S.A. | Director Titular | ||
| Rodrigo Cuesta | Abogado | YPF S.A. | Director Titular |
| MetroGAS S.A. | Director Titular | ||
| Patricio Da Re | Contador Público | Compañía Mega S.A. | Director Suplente |
| MetroGAS S.A. | Director Suplente | ||
| Alejandro Héctor Fernández | Ingeniero en Petróleo | Central Dock Sud S.A. | Director Titular |
| Inversora Dock Sud S.A. | Director Titular | ||
| Compañía Mega S.A. | Director Titular | ||
| Gasoducto del Pacífico Argentina S.A. | Director Titular | ||
| MetroGAS S.A. | Director Suplente | ||
| Pablo Manuel Vera Pinto | Lic. en Economía | Central Dock Sud S.A. | Director Titular |
| Inversora Dock Sud S.A. | Director Titular | ||
| MetroGAS S.A. | Director Suplente | ||
| Profertil S.A. | Director Titular | ||
| Raúl Podetti | Ingeniero Naval | MetroGAS S.A. | Director Suplente |
| David René Jacoby | Economista | Camuzzi Pampeana S.A. | Director Titular-- |
| Transportadora de Gas del Norte S.A. | Director Titular-- | ||
| Transportadora de Gas del Sur S.A. | Director Titular-- | ||
| Petrobras S.A. | Director Suplente | ||
| Luis Alberto Chaparro | Técnico | MetroGAS S.A. | Director Suplente |
El siguiente cuadro muestra los cargos de los Gerentes de Primera Línea en otras empresas a la fecha de este Prospecto Resumido:
| Nombre | Profesión | Empresa | Cargo |
| Patricia Carcagno | Ingeniera Química | -- | -- |
| Jorge Edgardo Gutierrez | Lic. en Relaciones de Trabajo | -- | -- |
| Magdalena González Garaño | Abogada | -- | -- |
| Juan Pablo Mirazón | Contador Público Lic. Adm. de Empresas | -- | -- |
| Jorge Doumanian | Ingeniero Civil | -- | -- |
| María Carmen Tettamanti | Economista | -- | -- |
| Valeria Soifer | Lic. Adm. de Empresas | Gas Agentino S.A. | Directora Suplente |
| Oleoductos del Valle S.A. | Directora Suplente | ||
| MetroENERGÍA S.A. | Directora Suplente | ||
| Diego Gamba | -- | -- | -- |
Contratos de trabajo y locación de servicios celebrados con Directores y Gerentes de Primera Línea
Ninguno de los directores ni de los gerentes de primera línea ha suscripto ningún contrato de trabajo con la Compañía.
Comisión Fiscalizadora
Los Estatutos Sociales disponen la formación de una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Compañía por el plazo de un año. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino S.A. tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora (para más información, véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en este Prospecto Resumido).
Los Estatutos Sociales disponen que la Comisión Fiscalizadora se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, y las reuniones pueden ser convocadas por cualquiera de sus miembros. El quórum para dichas reuniones quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros. Las resoluciones serán válidas solamente si son adoptadas por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, las funciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, las disposiciones estatutarias y resoluciones de los accionistas de la Compañía, presentar a los accionistas un informe sobre los estados contables de la Compañía, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a solicitud de los tenedores de por lo menos el 2% del capital social de la Compañía. La Comisión Fiscalizadora también está autorizada a convocar a asambleas ordinarias cuando el Directorio así no lo hiciera en la medida que se requiera y a asambleas extraordinarias y a incluir temas en el orden del día para las asambleas de accionistas o reuniones de Directorio. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora deben ser abogados o contadores públicos matriculados en virtud de las leyes argentinas. Los directores, funcionarios o empleados de la Compañía y de sus sociedades vinculadas no pueden ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.
A continuación se incluye la nómina de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora a la fecha de este Prospecto Resumido:
| Nombre | Cargo | Desde | Profesión | Fecha de designación | Fecha de vencimiento del mandato |
| Gabriela Boquin | Titular | 2013 | Abogada | 2014 | 2015 |
| Raúl Manuel Lima | Titular | 2013 | Abogado | 2014 | 2015 |
| Cristian Javier Fernandez | Titular | 2003 | Contador Público | 2014 | 2015 |
| Sergio Gerardo Dotti | Suplente | 2014 | Contador Público | 2014 | 2015 |
| Lorena Koller | Suplente | 2013 | Abogada | 2014 | 2015 |
| Eduardo Echaide | Suplente | 2013 | Contador Público | 2014 | 2015 |
A los efectos de este Prospecto Resumido, todos los miembros de la Comisión Fiscalizadora constituyen domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
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 debía 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 Héctor Caram, cada de uno de ellos designado mediante reunión de directorio de fecha 28 de abril de 2014, y por el término de un ejercicio. 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.
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 2013, la remuneración total pagada a directores fue de aproximadamente Ps. 1,6 millones, y la remuneración pagada a los gerentes de primera línea en dicho ejercicio fue de Ps. 13,7 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 los Directores
De conformidad con las Normas de la CNV, se informa que los señores Gabriel Leiva, Daniel Alfonso Suarez, Raúl Ángel Rodríguez, David José Tezanos, Marcelo Adrián Núñez, Pablo Manuel Vera Pinto, Fernando Nardini, Fernando Gómez Zanou, Rodrigo Cuesta, Patricio Da Re, Alejandro Héctor Fernández y Gustavo Ernesto Di Luzio han declarado que no son independientes.
Los directores Juan Carlos Fronza, Héctor Caram, Raúl 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.
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.
Asesores Legales
Perez Alati Abogados, con domicilio en Suipacha 1111, Piso 18, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se expedirá acerca de determinados temas relacionados con la legislación argentina en relación con la Sociedad.
Auditores Independientes
Los Estados Contables Auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, así como los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 de marzo de 2014, fueron confeccionados de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”). Dichos Estados Financieros fueron auditados o sujetos a revisión, respectivamente, por Deloitte & Co S.A.. La información previamente mencionada se presenta con la información comparativa respectiva requerida por las normas aplicables.
Los Estados Contables Consolidados Auditados oportunamente aprobados correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, confeccionados de conformidad con los principios contables aceptados en Argentina, fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L. Los estados financieros consolidados intermedios al 31 de marzo de 2013, confeccionados de conformidad con las NIIF fueron revisados 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 y 2011 de la Sociedad es el contador Carlos Martín Barbafina (DNI 17.341.756, CUIL 20-17341756-0, Domicilio Av. P. Goyena 1121, Piso 1, Ciudad Autónoma de Buenos Aires), 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 2013. El auditor suplente designado oportunamente fue Marcelo de Nicola (DNI 17.367.950, CUIL 20-17367950-6, Domicilio Bouchard 557, Piso 7º, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 250, Folio 176.
Deloitte & Co. S.A., es una firma integrada por contadores públicos independientes, con domicilio en Florida 234, piso 5°, Buenos Aires, Argentina, e inscripta en el CPCECABA, Tomo 1, Folio 3. Los socios de Deloitte & Co. S.A., certificantes de los estados contables al 31 de diciembre de 2013, designados mediante acta de asamblea Nº 49 de fecha 28 de abril de 2014, son los contadores Fernando Gabriel del Pozo (DNI 20.250.994, CUIL 20-20250994-1, Domicilio Av. Cerviño 4747, Piso 5ª, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 254, Folio 138, designado contador titular, y Guillermo Daniel Cohen (DNI 20.200.181, CUIL 20-20200181-6, Domicilio San Isidro Labrador 435, Martínez), quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 233, Folio 73, designado como contador suplente.
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. La actualización del Prospecto fue autorizada por resolución del directorio de la Sociedad de fecha 28 de abril de 2014, conforme la delegación efectuada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria y especial de accionistas de la misma fecha
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, y sus modificaciones (los 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, siempre y cuando estas no contradigan las disposiciones del “Prospecto ni perjudiquen a los tenedores de las Obligaciones Negociables.
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. Sin perjuicio del procedimiento que se establezca en cada caso, se respetará la igualdad de trato de los tenedores de Obligaciones Negociables.
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 Negociación - 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 Negociación -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.
Listado y Negociación Podrá presentarse una solicitud para el listado 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 o mercado 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 y Financiera
El siguiente resumen de la información contable, financiera y operativa consolidada ha sido obtenido de los estados financieros consolidados de la Compañía a las fechas y para cada uno de los ejercicios o períodos indicados a continuación, los cuales han sido oportunamente presentados ante la CNV. Esta información debe leerse conjuntamente con, y está condicionada en su totalidad por, referencia a los Estados Financieros Consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2013 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados 2013”) y Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de la Compañía por el período de tres meses finalizado el 31 de marzo 2014 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 de marzo 2014”) y al análisis en "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” que se incluye en otra sección de este Prospecto Resumido.
En el presente Prospecto Resumido se incluye cierta información contable al 31 de diciembre de 2011, la cual surge de los estados contables consolidados a dicha fecha, confeccionados bajo las Normas Contables Argentinas, previas a la adopción de las NIIF. Dichos estados contables fueron auditados por Price Waterhouse & Co S.R.L..
Los Estados Financieros Consolidados 2013 han sido aprobados por el Directorio de la Compañía el 6 de marzo de 2014 y fueron auditados por Deloitte & Co. S.A.
Los Estados Financieros Consolidados Condensados al 31 de marzo 2014 han sido aprobados por el Directorio de la Compañía para su emisión el 8 de mayo de 2014. Los mismos no han sido auditados.
En opinión de la Sociedad, contemplan todos los ajustes necesarios para ser presentados sobre bases uniformes con los estados financieros consolidados anuales.
Presentación de la Información Contable
La CNV, a través de las Resoluciones Generales Nº 562/09 y 576/10, ha establecido la aplicación de las Resoluciones Técnicas (“RT”) Nº 26 y 29 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), 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 Nº 17.811 (derogada, y reemplazada por 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, así 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 estableció que 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 NIIF resulta obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio iniciado el 1 de enero de 2013, siendo estados financieros al 31 de diciembre de 2013, los primeros estados financieros anuales 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 las normas contables profesionales argentinas (los “NCA”). Las NCAdifieren en algunas áreas con las NIIF. Para la preparación de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad ha modificado ciertas políticas contables de valuación y exposición previamente aplicadas bajo NCA para cumplir con NIIF. Las políticas contables principales se describen a continuación.
Las cifras comparativas y las correspondientes a la fecha de transición (1 de enero de 2012) han sido modificadas para reflejar esos ajustes. En Nota 3.5 a los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2013 se presenta una conciliación entre las cifras del Estado de Situación Financiera, correspondientes a los estados financieros consolidados emitidos de acuerdo con NCA al 31 de diciembre de 2012 y a la fecha de transición (1 de enero de 2012), y del estado de pérdidas y ganancias y otro resultado integral por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 y las cifras presentadas de acuerdo con NIIF en los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2013, así como los efectos de los ajustes en el flujo de efectivo.
Los estados contables financieros 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 2014 para el tipo de cambio fueron de Ps. 7,902 por U$S 1 y Ps. 10,870 por Euro para la compra y Ps. 8,002 por U$S 1 y Ps. 11,028 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.
A menos que se indique lo contrario, la información expuesta a continuación se expresa en miles de pesos.
El contenido de la página web internacional de la Compañía no forma parte de este Prospecto Resumido.
Resumen de información contable y financiera
Período intermedio de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2014 (comparativo con el 31 de marzo de 2013).
La información contable que se detalla a continuación surge de nuestros Estados Financieros Consolidados Condensados al 31 de marzo de 2014 y 2013. Esta información deberá ser leída conjuntamente con la sección "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera" en este Prospecto Resumido y junto con los Estados Financieros Consolidados 2013, los Estados Financieros Consolidados 2013 y 2012 y las notas a dichos estados contables.
Estado de Resultados:
| Por los períodos de tres meses finalizados el | ||
| 31.03.14 | 31.03.13 | |
| Ingresos ordinarios (a) | 454.337 | 371.459 |
| Costos de operación | (391.364) | (280.257) |
| Ganancia bruta | 62.973 | 91.202 |
| Gastos de administración | (65.485) | (43.366) |
| Gastos de comercialización | (58.386) | (55.711) |
| Otros ingresos y egresos | (7.870) | (772) |
| Pérdida operativa | (68.768) | (8.647) |
| Ingresos financieros | 5.322 | 2.815 |
| Costos financieros | (266.552) | (56.965) |
| Resultados financieros, netos (b) | (261.230) | (54.150) |
| Resultado por canje de deuda concursal | 757.470 | |
| Resultado antes del impuesto a las ganancias | (329.998) | 694.673 |
| Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta | (13.026) | (248.073) |
| Resultado neto e integral del período | (343.024) | 446.600 |
| Resultado neto e integral del período participación controlante | (340.783) | 446.251 |
| Resultado neto e integral del período participación no controlante | (2.241) | 349 |
| Resultado neto e integral del período | (343.024) | 446.600 |
| Resultado neto por acción | (0,60) | 0,78 |
Estado de Situación Financiera
| Por los períodos finalizados el | ||
| 31.03.14 | 31.12.13 | |
| Activo | ||
| Activo no corriente | ||
| Propiedades, planta y equipo | 1.853.245 | 1.849.603 |
| Activos por impuestos diferidos | 2.564 | 1.107 |
| Otras inversiones | 985 | 909 |
| Propiedades de inversión | 5.309 | 5.339 |
| Otros créditos | 5.592 | 3.633 |
| Total del activo no corriente | 1.867.695 | 1.860.591 |
| Activo corriente | ||
| Créditos por ventas | 362.461 | 339.257 |
| Otros créditos | 35.297 | 28.558 |
| Efectivo y equivalentes de efectivo | 101.334 | 116.592 |
| Total del activo corriente | 499.092 | 484.407 |
| Total del activo | 2.366.787 | 2.344.998 |
| Patrimonio Neto | ||
| Capital social | 569.171 | 569.171 |
| Ajuste de capital | 684.769 | 684.769 |
| Reserva legal | 45.376 | 45.376 |
| Resultados acumulados (Pérdidas) | (1.218.865) | (878.082) |
| Patrimonio Neto atribuible a los propietarios de la controlante | 80.451 | 421.234 |
| Participaciones no controlantes | 642 | 2.883 |
| Total del patrimonio neto | 81.093 | 424.117 |
| Pasivo | ||
| Pasivo no corriente | ||
| Otras cargas fiscales | 7.613 | 7.898 |
| Pasivo concursal | 17.040 | 17.040 |
| Deudas financieras | 1.197.181 | 952.726 |
| Pasivos por impuestos diferidos | 230.032 | 224.739 |
| Provisiones | 69.398 | 58.304 |
| Total del pasivo no corriente | 1.521.264 | 1.260.707 |
| Pasivo corriente | ||
| Impuesto a las ganancias e IGMP | 30.013 | 32.269 |
| Otras cargas fiscales | 77.270 | 94.157 |
| Deudas financieras | 63.335 | 398 |
| Cuentas por pagar | 508.938 | 461.589 |
| Remuneraciones y cargas sociales | 55.221 | 61.010 |
| Otras deudas | 29.653 | 10.751 |
| Total del pasivo corriente | 764.430 | 660.174 |
| Total del pasivo | 2.285.694 | 1.920.881 |
| Total del pasivo y patrimonio neto | 2.366.787 | 2.344.998 |
Estado de flujo de efectivo
| Por los períodos de tres meses finalizados el | ||
| 31.03.14 | 31.03.13 | |
| Flujo de efectivo (aplicado) generado por actividades operativas | ||
| Resultado neto del período | (343.024) | 446.600 |
| Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente | ||
| de las actividades operativas | ||
| Impuesto a las ganancias devengado en el período | 13.026 | 248.073 |
| Depreciación de propiedades, planta y equipo de propiedades de inversión | 21.038 | 19.740 |
| Valor residual de bajas de propiedades, planta y equipo | 2.424 | 2.368 |
| Cargo neto por provisiones | 14.955 | 4.000 |
| Resultado por canje de deuda | - | (770.360) |
| Resultados financieros netos | 261.381 | 54.279 |
| Variaciones en activos y pasivos | ||
| Créditos por ventas | (22.827) | 107.800 |
| Otros créditos | (8.698) | (165.218) |
| Cuentas por pagar | 47.349 | 94.917 |
| Otras inversiones no corrientes | (76) | (63) |
| Remuneraciones y cargas sociales | (5.789) | (11.423) |
| Impuesto a las ganancias a pagar e IGMP | (10.276) | (3.418) |
| Otras cargas fiscales | (17.172) | (1.904) |
| Otras deudas | 18.902 | 140 |
| Impuesto a la ganancia y a la ganancia mínima presunta pagado en el período | (1.170) | (1.030) |
| Flujo neto de efectivo (aplicado) generado por las actividades operativas | (29.957) | 24.501 |
| Flujo de efectivo aplicado a actividades de inversión | ||
| Aumentos de propiedades, planta y equipos | (31.312) | (31.918) |
| Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión | (31.312) | (31.918) |
| Flujo de efectivo generado por (aplicado a) actividades de financiación | ||
| Préstamos obtenidos | 45.000 | - |
| Pago intereses | (118) | (1.866) |
| Flujo neto de efectivo generado por (aplicado) a actividades de financiación | 44.882 | (1.866) |
| Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo | (16.387) | (9.283) |
Indicadores
| Por los períodos de tres meses finalizados el | ||
| 31.03.14 | 31.03.13 | |
| Índice de Liquidez (activo corriente / pasivo corriente) | 0,65 | 0,84 |
| Índice de Solvencia (patrimonio neto / total pasivo) | 0,04 | 0,37 |
| Índice de Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo) | 0,79 | 0,79 |
| Índice de Rentabilidad (resultado integral del período / patrimonio neto promedio) | (1,36) | 1,14 |
Capitalización y Endeudamiento
| Período intermedio de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2014 | |
| Deuda Financiera: | |
| Obligaciones Negociables | 1.214.239 |
| Préstamos | 46.277 |
| Total deuda financiera | 1.260.516 |
| Patrimonio neto: | |
| Capital integrado (b): | |
| Clase A | 290.277 |
| Clase B | 221.977 |
| Clase C | 56.917 |
| Ajuste del Capital Social | 684.769 |
| Reserva legal | 45.376 |
| Resultados acumulados (Pérdidas) | -1.218.865 |
| Participaciones no controlantes | 642 |
| Total patrimonio neto | 81.093 |
| Total capitalización | 1.341.609 |
Notas:
(a) Los montos en dólares han sido convertidos a pesos al tipo de cambio correspondiente para la fecha informada por el Banco de la Nación Argentina.
(b) Las acciones ordinarias se clasifican en Acciones Clase A, Acciones Clase B y Acciones Clase C, de Ps. 1,00 valor nominal. Cada acción tiene derecho a un voto. Todo el capital social de la Sociedad está totalmente suscripto, registrado e integrado. La Sociedad no tiene acciones preferidas en circulación
Información Operativa Seleccionada
| Por los períodos de tres meses finalizados el | ||
| 31.03.14 | 31.03.13 | |
| Cantidad total de clientes | 2.313.273 | 2.284.362 |
| Residenciales | 2.231.295 | 2.202.207 |
| Otros | 81.978 | 82.155 |
| Kilómetros de gasoductos | 16.733 | 16.667 |
| Cantidad total de empleados | 1.128 | 1.126 |
Notas:
- Representa la venta bruta.
- Incluye principalmente las diferencias cambiarias originadas en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera de la Sociedad, los resultados por tenencia, los ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad y los egresos financieros provenientes de su deuda pendiente.
Ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012
La información contable que se detalla a continuación surge de nuestros Estados Financieros Consolidados 2013 y 2012. Esta información deberá ser leída conjuntamente con la sección "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera" en este Prospecto Resumido y junto con los Estados Financieros Consolidados 2013 y 2012 y las notas a dichos estados contables.
Estado de Resultados
| Por los ejercicios finalizados el | ||
| 31.12.13 | 31.12.12 | |
| Ingresos ordinarios (a) | 1.936.211 | 1.481.375 |
| Costos de operación | (1.433.202 ) | (1.192.226 ) |
| Ganancia bruta | 503.009 | 289.149 |
| Gastos de administración | (228.647 ) | (169.984 ) |
| Gastos de comercialización | (258.753 ) | (199.413 ) |
| Otros ingresos y egresos | 47.266 | (6.086 ) |
| Ganancia (pérdida) operativa | 62.875 | (86.334 ) |
| Ingresos financieros | 25.526 | 29.917 |
| Costos financieros | (367.131 ) | (171.517 ) |
| Resultados financieros, netos (b) | (341.605 ) | (141.600 ) |
| Resultado por canje de deuda concursal | 757.470 | - |
| Resultado antes del impuesto a las ganancias | 478.740 | (227.934 ) |
| Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta | (221.910 ) | 49.106 |
| Resultado neto e integral del período | 256.830 | (178.828 ) |
| Resultado neto e integral del ejercicio participación controlante | 254.936 | (178.746) |
| Resultado neto e integral del ejercicio participación no controlante | 1.894 | (82) |
| Resultado neto e integral del ejercicio | 256.830 | (178.828) |
| Resultado neto por acción | 0,45 | (0,31 ) |
Estado de Situación Financiera
| Por los períodos finalizados el | |||
| 31.12.13 | 31.12.12 | 01.12.12 | |
| Activo | |||
| Activo no corriente | |||
| Propiedades, planta y equipo | 1.849.603 | 1.780.930 | 1.751.516 |
| Activos por impuestos diferidos | 1.107 | 751 | 443 |
| Otras inversiones | 909 | 646 | 445 |
| Propiedades de inversión | 5.339 | 5.459 | 5.578 |
| Otros créditos | 3.633 | 336 | 332 |
| Total del activo no corriente | 1.860.591 | 1.788.122 | 1.758.314 |
| Activo corriente | |||
| Créditos por ventas | 339.257 | 258.705 | 231.331 |
| Otros créditos | 28.558 | 20.467 | 17.986 |
| Efectivo y equivalentes de efectivo | 116.592 | 153.208 | 207.278 |
| Total del activo corriente | 484.407 | 432.380 | 456.595 |
| Total del activo | 2.344.998 | 2.220.502 | 2.214.909 |
| Patrimonio Neto | |||
| Capital social | 569.171 | 569.171 | 569.171 |
| Ajuste de capital | 684.769 | 684.769 | 684.769 |
| Reserva legal | 45.376 | 45.376 | 45.376 |
| Resultados acumulados (Pérdidas) | (878.082 ) | (1.133.018 ) | (954.272 ) |
| Patrimonio Neto atribuible a los propietarios de la controlante | 421.234 | 166.298 | 345.044 |
| Participaciones no controlantes | 2.883 | 989 | 1.071 |
| Total del patrimonio neto | 424.117 | 167.287 | 346.115 |
| Pasivo | |||
| Pasivo no corriente | |||
| Otras cargas fiscales | 7.898 | 8.996 | - |
| Pasivo concursal | 17.040 | 1.429.301 | 1.319.615 |
| Deudas financieras | 952.726 | - | - |
| Pasivos por impuestos diferidos | 224.739 | 52.072 | 126.907 |
| Provisiones | 58.304 | - | - |
| Total del pasivo no corriente | 1.260.707 | 1.490.369 | 1.446.522 |
| Pasivo corriente | |||
| Provisiones | - | 102.025 | 91.067 |
| Impuesto a las ganancias e IGMP | 32.269 | 10.271 | 12.979 |
| Otras cargas fiscales | 94.157 | 55.798 | 32.520 |
| Deudas financieras | 398 | - | - |
| Cuentas por pagar | 461.589 | 335.787 | 237.355 |
| Remuneraciones y cargas sociales | 61.010 | 49.286 | 39.425 |
| Otras deudas | 10.751 | 9.679 | 8.926 |
| Total del pasivo corriente | 660.174 | 562.846 | 422.272 |
| Total del pasivo | 1.920.881 | 2.053.215 | 1.868.794 |
| Total del pasivo y patrimonio neto | 2.344.998 | 2.220.502 | 2.214.909 |
Estado de Flujo de Efectivo
| Por los ejercicios finalizados el | ||
| 31.12.13 | 31.12.12 | |
| Flujo de efectivo generado por actividades operativas | ||
| Resultado neto del ejercicio | 256.830 | (178.828 ) |
| Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente | ||
| de las actividades operativas | ||
| Impuesto a las ganancias devengado en el ejercicio | 221.910 | (49.106 ) |
| Depreciación de propiedades, planta y equipo de propiedades de inversión | 81.088 | 76.072 |
| Valor residual de bajas de propiedades, planta y equipo | 9.586 | 662 |
| Cargo neto por provisiones | (30.013 ) | 19.466 |
| Resultado por canje de deuda | (770.360 ) | - |
| Resultados financieros netos | 344.620 | 160.600 |
| Variaciones en activos y pasivos | ||
| Créditos por ventas | (86.700 ) | (29.807 ) |
| Otros créditos | (11.388 ) | (2.485 ) |
| Créditos impositivos diferidos | (356 ) | (308 ) |
| Cuentas por pagar | 125.802 | 73.332 |
| Otras inversiones no corrientes | (263 ) | (201 ) |
| Remuneraciones y cargas sociales | 11.724 | 9.755 |
| Impuesto a las ganancias a pagar e IGMP | (21.988 ) | (25.930 ) |
| Otras cargas fiscales | 36.445 | 8.756 |
| Otras deudas | 1.072 | 726 |
| Provisiones | (42 ) | (926 ) |
| Impuesto a la ganancia y a la ganancia mínima presunta pagado en el ejercicio | (5.257 ) | (7.018 ) |
| Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas | 162.710 | 54.760 |
| Flujo de efectivo aplicado a actividades de inversión | ||
| Aumentos de propiedades, planta y equipos | (166.046 ) | (111.178 ) |
| Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión | (166.046 ) | (111.178 ) |
| Flujo de efectivo aplicado a actividades de financiación | ||
| Pago intereses | (32.153 ) | - |
| Flujo neto de efectivo aplicado a actividades de financiación | (32.153 ) | - |
| Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo | (35.489 ) | (56.418 ) |
Indicadores
| Por los ejercicios finalizados el | ||
| 31.12.13 | 31.12.12 | |
| Índice de Liquidez (activo corriente / pasivo corriente) | 0,73 | 0,77 |
| Índice de Solvencia (patrimonio neto / total pasivo) | 0,22 | 0,08 |
| Índice de Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo) | 0,79 | 0,81 |
| Índice de Rentabilidad (resultado integral del ejercicio / patrimonio neto promedio) | 0,87 | (0,7 ) |
Información Operativa Seleccionada
| Por los ejercicios finalizados el | |||
| 31.12.13 | 31.12.12 | 31.12.11 | |
| Cantidad total de clientes | 2.307.810 | 2.280.557 | 2.249.513 |
| Residenciales | 2.225.700 | 2.198.367 | 2.167.496 |
| Otros | 82.110 | 82.190 | 82.017 |
| Kilómetros de gasoductos | 16.733 | 16.651 | 16.548 |
| Cantidad total de empleados | 1.131 | 1.148 | 1.059 |
| MMMC | MMMC | MMMC | |
| Volúmenes Transportados: (c) | |||
| Capacidad de transporte en firme diaria promedio | 24,6 | 24,6 | 24,6 |
| Volumen diario promedio | 22,0 | 23,4 | 23,7 |
| En firme (incluyendo residenciales) | 12,9 | 13,1 | 13,2 |
| Interrumpible | 9,1 | 10,3 | 10,5 |
| Factor de carga (d) | 89,4% | 95,1% | 96,5% |
| Volúmenes Entregados: | |||
| Volumen diario promedio | 21,0 | 22,3 | 22,6 |
| En firme (incluyendo residenciales) | 12,3 | 12,5 | 12,6 |
| Interrumpible | 8,7 | 9,8 | 10,0 |
Notas:
- Representa la venta bruta.
- Incluye principalmente las diferencias cambiarias originadas en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera de la Sociedad, los resultados por tenencia, los ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad y los egresos financieros provenientes de su deuda pendiente.
- 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.
Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2011
La información contable que se detalla a continuación surge de nuestros estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2011 preparados conforme a PCGA, aplicables a la Sociedad a dicha fecha (normas contables vigentes previas a la aplicación de las NIIF). Atento a lo mencionado previamente, esta información contable no resulta comparable con la información contable bajo NIIF que se presenta en otras partes de este Prospecto Resumido.
Esta información deberá ser leída conjuntamente con la sección "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera" en este Prospecto Resumido y junto con los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 y las notas a dichos estados contables.
Estado de Resultados
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | ||
| 2011 | ||
| Ventas | 1.161.174 | |
| Costos de operación | (858.406) | |
| Ganancia bruta | 302.768 | |
| Gastos de administración | (158.746) | |
| Gastos de comercialización | (153.057) | |
| Pérdida operativa | (9.035) | |
| Resultados financieros y por tenencia generados | ||
| por activos | ||
| Resultados por tenencia | 9.569 | |
| Resultado por el descuento a valor actual de otros créditos de largo plazo | (3.688) | |
| Intereses operaciones comerciales | 4.235 | |
| Intereses operaciones financieras | 5.945 | |
| Diferencias de cambio comerciales | 2.995 | |
| Diferencias de cambio financieras | 13.620 | |
| Resultados financieros y por tenencia generados | ||
| por pasivos | ||
| Intereses operaciones comerciales | (3.235) | |
| Intereses operaciones financieras | (7) | |
| Diferencias de cambio operaciones comerciales | (75) | |
| Diferencias de cambio operaciones financieras | (82.046) | |
| Diversos | (9.691) | |
| Otros ingresos netos | 7.249 | |
| Participación minoritaria en sociedad controlada | (206) | |
| Pérdida antes del impuesto a las ganancias | (64.370) | |
| Impuesto a las ganancias | (8.751) | |
| Pérdida neta del ejercicio | (73.121) | |
| Pérdida básica y diluida por acción | (0,13) |
Estado de Situación Financiera
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
| 2011 | |||
| ACTIVO | |||
| ACTIVO CORRIENTE | |||
| Caja y bancos | 54.763 | ||
| Inversiones | 152.515 | ||
| Créditos por ventas | 238.036 | ||
| Otros créditos | 17.730 | ||
| Bienes de cambio | 7.649 | ||
| Total del activo corriente | 470.693 | ||
| ACTIVO NO CORRIENTE | |||
| Inversiones | 445 | ||
| Otros créditos | 279.613 | ||
| Bienes de uso | 1.752.923 | ||
| Total del activo no corriente | 2.032.981 | ||
| Total del activo | 2.503.674 | ||
| PASIVO | |||
| PASIVO CORRIENTE | |||
| Deudas | |||
| Cuentas por pagar | 243.322 | ||
| Remuneraciones y cargas sociales | 39.425 | ||
| Deudas fiscales | 45.499 | ||
| Otras deudas | 10.892 | ||
| Total deudas | 339.138 | ||
| Provisión para contingencias | 91.067 | ||
| Total del pasivo corriente | 430.205 | ||
| PASIVO NO CORRIENTE | |||
| Pasivo concursal | 1.319.615 | ||
| Total del pasivo no corriente | 1.319.615 | ||
| Total del pasivo | 1.749.820 | ||
| PARTICIPACIÓN MINORITARIA EN LA SOCIEDAD | |||
| CONTROLADA | 1.071 | ||
| PATRIMONIO NETO | 752.783 | ||
| Total | 2.503.674 |
Estado de Flujo de Efectivo
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
| 2011 | |||
| Efectivo originado en las actividades operativas | |||
| Pérdida neta del ejercicio | (73.121) | ||
| Impuesto a las ganancias devengado en el ejercicio | 8.751 | ||
| Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo | |||
| proveniente de las actividades operativas | |||
| Participación de terceros en resultados de la sociedad controlada | 206 | ||
| Depreciación de bienes de uso | 71.961 | ||
| Valor residual de bajas de bienes de uso | 565 | ||
| Provisión para deudores incobrables | (1.856) | ||
| Provisión por obsolescencia de materiales | 453 | ||
| Provisión por baja de bienes de uso | 6.129 | ||
| Provisión para contingencias | 12.087 | ||
| Materiales consumidos | 4.926 | ||
| Diferencias de cambio operaciones financieras | 82.046 | ||
| Resultado por el descuento a valor actual de otros créditos de largo plazo | 3.688 | ||
| Otros resultados financieros | 2.729 | ||
| Variaciones en activos y pasivos | |||
| Créditos por ventas | (28.875) | ||
| Otros créditos | (34.264) | ||
| Bienes de cambio | (8.009) | ||
| Inversiones no corrientes | 223 | ||
| Cuentas por pagar | (50.672) | ||
| Remuneraciones y cargas sociales | 10.180 | ||
| Deudas fiscales | 2.614 | ||
| Otras deudas | 959 | ||
| Provisión para contingencias | (118) | ||
| Impuesto a las ganancias pagado en el ejercicio | (5.544) | ||
| Flujos de efectivo netos generados en actividades operativas | 5.058 | ||
| Flujos de efectivo aplicados a actividades de inversión | |||
| Aumentos de bienes de uso | (109.128) | ||
| Flujos de efectivo aplicados a actividades de inversión | (109.128) | ||
| Flujos de efectivo aplicados a actividades de financiación | |||
| Flujos de efectivo aplicados a actividades de financiación | - | ||
| (Disminución) Aumento de efectivo del ejercicio | (104.070) | ||
| Efectivo al inicio del ejercicio | 311.348 | ||
| Efectivo al cierre del ejercicio | 207.278 |
Indicadores
| Índice de Liquidez (activo corriente / pasivo corriente) | 1,09 |
| Índice de Solvencia (patrimonio neto / total pasivo) | 0,43 |
| Índice de Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo) | 0,81 |
| Índice de Rentabilidad (resultado integral del ejercicio / patrimonio neto promedio) | (0,09) |
Razones para la oferta y destino de los fondos
Conforme a lo requerido en virtud del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, los fondos netos obtenidos por MetroGAS de la oferta y venta de cualquier Serie de Obligaciones Negociables serán utilizados para uno o más de los siguientes propósitos: (i) con fines de capital de trabajo a ser utilizado en Argentina, (ii) realizar inversiones en activos físicos en Argentina, (iii) para refinanciar deuda, en el vencimiento original o con anterioridad, y (iv) para el financiamiento de aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, que utilizarán tales aportes exclusivamente con los propósitos establecidos en los puntos (i), (ii) o (iii) precedentes. 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
Antes de tomar una decisión de inversión, los potenciales inversores deben considerar cuidadosamente, a la luz de sus propias circunstancias financieras y objetivos de inversión, toda la información que se incluye en este Prospecto Resumido, en particular, los factores de riesgo que se describen a continuación y en el Suplemento de Precio correspondiente (si hubiera), en relación con la Emisora, Argentina y la inversión en las Obligaciones Negociables. Las actividades de la Emisora, su situación patrimonial y/o los resultados de sus operaciones podrían verse afectados de modo significativamente adverso por cualquiera de estos factores. Asimismo, los riesgos que se describen a continuación no son los únicos que enfrenta la Emisora o las inversiones en Argentina en general. En efecto, existen riesgos adicionales de los que hoy la Emisora no tiene conocimiento o que la Emisora no considera significativos a la fecha pero que también podrían afectar adversamente sus operaciones comerciales. Asimismo, podrán incluirse factores de riesgo adicionales relacionados con una Clase o Serie determinada de Obligaciones Negociables en el Suplemento de Precio correspondiente.
Factores de riesgo relacionados con Argentina
Nuestro negocio depende principalmente de las condiciones económicas en 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, macroeconómica y regulatoria de la Argentina.
La economía argentina ha experimentado una significativa volatilidad en las últimas décadas, incluyendo diversos períodos de crecimiento bajo o negativo y niveles elevados y variables de inflación y devaluación. Desde la última crisis de 2001 y 2002, el Producto Bruto Interno (“PBI”) creció a un promedio acumulado anual de aproximadamente 8,5% entre 2003 y 2008. Como resultado de la crisis en la economía mundial, 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 aproximadamente 9%, según estimaciones preliminares. En 2012, la economía argentina experimentó una disminución en su tasa de crecimiento, con un aumento del PBI a una tasa de 1,9%, sobre bases anualizadas comparadas con el año anterior. El 27 de marzo de 2014, el Gobierno anunció un nuevo método para calcular el PBI con referencia al 2004, como año de base (en contraposición a 1993, el cual fue el año base de referencia bajo el anterior método de cálculo del PBI). Como resultado de la aplicación del nuevo método, el PBI estimado para el 2013 fue revisado del 4,9% al 3%. No podemos asegurar que los niveles de crecimiento de los años recientes continuarán en años posteriores o que la economía no se contraerá. Si las condiciones económicas de la Argentina tienden a deteriorarse, o si la inflación se acelerará más, o si no resultaren efectivas las medidas del Gobierno para atraer o retener inversiones extranjeras y financiamiento internacional, tales acontecimientos podrían afectar adversamente el crecimiento económico del país y, a su vez, afectar nuestra situación financiera y el resultado de nuestras operaciones.
La economía argentina depende de una serie de factores, incluyendo (pero no limitado a) los siguientes:
- La demanda internacional para los principales productos de exportación de la Argentina;
- Los precios internacionales para los principales commodities de exportación de la Argentina;
- La estabilidad y competitividad del peso con relación a otras monedas;
- El nivel de consumo interno y de inversión y financiamiento interno y externo; y
- La tasa de inflación.
Recientemente el peso argentino ha sido sujeto a la devaluación (aproximadamente un 23% durante enero, 2014). El Gobierno está analizando ciertas medidas en respuesta a tal devaluación y al impacto en el resto de la economía, incluyendo inflación. Además, Argentina ha enfrentado presiones inflacionarias. De acuerdo con los datos de inflación publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (el “INDEC”), de 2008 a 2013, el índice de precios al consumidor argentino ("IPC") se incrementó un 7,2%, 7,7%, 10,9%, 9,5%, 10,8 % and 10,9% respectivamente, mientras que el índice de precios al por mayor aumentó un 8,8%, 10,3%, 14,6%, 12,7%, 13,1% y 14,8% respectivamente. Sin embargo, algunos analistas del sector privado generalmente citados por la oposición al Gobierno, y en base a metodologías cuestionadas por el Gobierno por carecer de soporte técnico, creen que la inflación real fue significativamente mayor que la que se refleja en los informes del INDEC de acuerdo con la metodología vigente para este tipo de índices hasta diciembre de 2013. En 2014, el Gobierno estableció un nuevo índice de precios al consumidor ("IPCNU") que refleja una medición más amplia sobre los precios al consumidor, considerando información de precios de las 24 provincias del país, dividido en seis regiones. De acuerdo con el IPCNU, la inflación de enero y febrero de 2014 fue de 3,7% y 3,4%, respectivamente. El aumento de las tasas de inflación en la Argentina podría aumentar nuestros costos de operación, y puede influir negativamente en nuestros resultados de operación y situación financiera. No podemos garantizar que la tasa de inflación no aumentará en el futuro.
Adicionalmente, la economía Argentina es vulnerable a situaciones adversas que afectan a sus principales socios comerciales. Una disminución significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales socios comerciales de la Argentina, como Brasil, China o los Estados Unidos, podría tener un efecto material adverso la balanza comercial y afectar negativamente el crecimiento económico de la Argentina, y por lo tanto podría afectar adversamente nuestra condición financiera y los resultados de las operaciones. Por otra parte, una significativa depreciación de las monedas de nuestros socios comerciales o competidores comerciales podría afectar negativamente a la competitividad de la Argentina y por lo tanto afectar negativamente su economía y nuestra condición financiera y resultados de operación.
Asimismo, en el 2005, la República de Argentina estructuró una parte sustancial de su deuda de bonos y canceló la totalidad de su deuda con el Fondo Monetario Internacional (“FMI”). En Junio de 2010, la República de Argentina completó la renegociación de aproximadamente el 67% de los bonos en default que no fueron canjeados en el 2005. Como resultado de los canjes de 2005 y 2010, aproximadamente el 91% de la deuda de bonos del país que la República de Argentina dejó de pagar en el año 2002 ha sido reestructurado. Algunos tenedores de bonos no participaron en la reestructuración y en su lugar demandaron a la Argentina para el pago. A finales de octubre de 2012, la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito en Estados Unidos rechazó una apelación de la República de Argentina con respecto a una demanda de los tenedores de con relación a las obligaciones pendientes de pago de los tenedores de bonos que no habían sido canjeados los canjes de deuda presentados en 2005 y 2010 y en relación con el pago de la deuda reclamada por ellos. El 21 de Noviembre de 2012, el Tribunal Federal del Distrito Sur de Nueva York ordenó a la Argentina hacer un depósito de U$S 1.330 millones para pago a los tenedores de bonos (holdouts). La Argentina apeló la solicitud del Tribunal de Distrito en el Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito, que accedió a la solicitud de la Argentina para suspender el requerimiento del 21 de noviembre de 2012. El 19 de Marzo de 2013, la República de Argentina presentó ante el Juzgado Segundo Juzgado de Circuito una propuesta de plan de pago a los tenedores de bonos (holdouts). Dicha propuesta fue rechazada por los demandantes el 19 de abril de 2013. El 30 de agosto de 2013, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito reafirmó la orden del Tribunal de Distrito del 21 de noviembre de 2012 pero mantuvo su decisión en espera de una apelación ante la Corte Suprema de los Estados Unidos.
El 3 de septiembre de 2013, la Corte del Distrito concedió a los holdouts la solicitud de requerimiento de información a la Argentina y a ciertas instituciones financieras relacionadas, entre otras, a los bienes de la Argentina y la relación entre la Argentina e YPF S.A. (“YPF”). En enero de 2014, la Corte Suprema de los Estados Unidos aceptó una apelación presentada por la Argentina sobre el alcance permitido en relación al requerimiento de información sobre sus activos. Las demandas iniciadas por los holdouts contra la Argentina podrían resultar en embargos o medidas cautelares sobre los activos de, o que se reputan de, la Argentina, lo que podría tener un efecto material adverso sobre la economía del país, así como afectar nuestra capacidad de acceder al financiamiento internacional o repagar nuestras obligaciones, incluyendo las Obligaciones Negociables. Para mayor información relativa a la evolución de la economía argentina, véase “Reseña y Perspectiva Informativa y Financiera” en este Prospecto Resumido.
Ciertos riesgos son inherentes a una inversión en una compañía que opera en un mercado emergente como lo es la Argentina
Argentina es una economía de mercado emergente, y la inversión en los mercados emergentes generalmente conlleva ciertos riesgos. Estos riesgos incluyen la inestabilidad política, social y económica que pueden afectar los resultados económicos de la Argentina que se derivan de varios factores, incluyendo los siguientes:
• altas tasas de interés;
• los cambios bruscos en los valores de las divisas;
• altos niveles de inflación;
• controles de cambios;
• controles de salarios y precios;
• regulaciones para importar equipos y otras necesidades relevantes para las operaciones;
• los cambios en las políticas económicas o fiscales, y
• las tensiones políticas y sociales.
Cualquiera de estos factores, así como la volatilidad de los mercados de capitales, puede afectar adversamente nuestra condición financiera y resultados de nuestra operación o la liquidez, como así también los mercados de valores y consecuentemente el valor de nuestros títulos.
La economía argentina se vió afectada por sucesos económicos que se desarrollen en otros mercados.
Los mercados financieros en la Argentina, y también la economía argentina, están influenciados por las condiciones económicas en otros mercados del mundo. Considerando la reciente crisis internacional, la economía argentina sigue siendo vulnerable a las crisis externas, entre ellas relacionadas con, o similares a, la crisis económica mundial que comenzó en 2008 y la incertidumbre que rodea la deuda soberana europea. Por ejemplo, los desafíos que enfrenta la Unión Europea para estabilizar las economías de algunos de sus miembros, como Grecia, Irlanda, Italia, Portugal y España, han tenido consecuencias internacionales que afectan a la estabilidad de los mercados financieros, dificultando la economía mundial. Aunque las condiciones económicas varían entre los países, la percepción de los inversores acerca de los acontecimientos que ocurren en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capital y las inversiones en títulos valores de emisores en otros países, incluida la Argentina.
En consecuencia, no podemos asegurar que el sistema financiero argentino y los mercados de valores no continuarán viéndose afectados por acontecimientos en las economías de los países desarrollados o en otros mercados emergentes, lo que podría a su vez, afectar negativamente a la economía argentina y, como consecuencia, los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.
Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio. Variaciones en el tipo de cambio en nuestros acuerdos de financiación actuales o futuros pueden resultar en aumentos significativos de nuestros costos de financiamiento.
Estamos autorizados a financiar la adquisición de activos, incurrir en gastos de capital, repagar otras obligaciones y financiar nuestro capital de trabajo. Al 31 de diciembre de 2013 nuestra deuda financiera es pagadera en Dólares Estadounidenses y consecuentemente, está expuesta a cambios en los tipos de cambio. Consecuentemente, variaciones en el tipo de cambio pueden resultar en cambios significativos en los montos necesarios para ser aplicados al pago de servicios de deuda, afectando de tal manera nuestros resultados y condición financiera. No podemos predecir el valor futuro del Peso contra el Dólar Estadounidense y como tales fluctuaciones podrían afectarnos.
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, construyendo una planta que inyecta gas (propano – aire) en el sistema de distribución de MetroGAS (“PIPA”), e implementado una serie de planes para acompañar dichas importaciones. Asimismo, 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.
Estamos sujetos a regulaciones cambiarias y de capitales.
En el pasado, la Argentina ha establecido controles cambiarios y restricciones a la transferencia de fondos al exterior que limitaron sustancialmente la capacidad de las empresas de conservar divisas o de realizar pagos al exterior. A partir de 2011, nuevas regulaciones cambiarias han sido impuestas que limitan las compras de moneda extranjera y la transferencia de divisas al exterior. Entre estas regulaciones 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, con excepción de los pagos relacionados con la deuda externa previamente liquidados en el mercado interno.
No podemos asegurar que no existan futuras modificaciones a las regulaciones cambiarias y a las regulaciones vinculadas a ingresos y egresos de divisas al país. Las regulaciones cambiarias y de capitales podrían afectar adversamente 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.
Factores de riesgo relacionados con la Compañía
La Compañía se encuentra renegociando actualmente los términos y condiciones de su Licencia y tarifas con el Gobierno, y podría enfrentar dificultades económico-financieras. No se puede asegurar cual será el resultado de dicha renegociación con el Gobierno.
Desde diciembre de 2001, el Gobierno adoptó una serie de medidas destinadas a paliar dificultades económicas, financieras y sociales imperantes en el país, que conllevaron grandes cambios respecto de las políticas económicas implementadas en su momento.
La más saliente de dichas medidas incluyó: (i) implementar un tipo de cambio flotante, que resultó en una devaluación significativa del Peso durante los primeros meses del año 2002; (ii) la conversión a Pesos de ciertos activos y obligaciones denominadas en moneda extranjera; y (iii) la conversión a Pesos de las tarifas de los servicios públicos.
Como parte de tales medidas, la Ley Nº 25.561 de Emergencia Económica (la “Ley de Emergencia”) fue promulgada el 9 de enero de 2002. Dicha ley fue subsecuentemente complementada por diversas leyes, decretos y regulaciones dictadas por distintos organismos gubernamentales. Este juego de reglas incluyó un cambio sustancial en los términos de nuestra licencia de distribución de gas (la “Licencia”), y en la relación entre la Compañía y el Gobierno, dado que modificó el sistema tarifario establecido bajo la Ley Nº 24.076 (la “Ley del Gas”), y regulación complementaria.
El Poder Ejecutivo Nacional (el “Poder Ejecutivo”) fue autorizado a renegociar los acuerdos relativos a los servicios públicos sobre la base de los siguientes factores: (i) el impacto de las tarifas en la competitividad económica; (ii) la calidad del servicio y cualquier plan de inversión contemplado en los acuerdos; (iii) los intereses de los usuarios y el acceso al servicio; (iv) la seguridad de cualquier sistema involucrado; y (v) la rentabilidad de las compañías involucradas.
En el proceso de renegociación de su Licencia bajo la Ley de Emergencia, la Compañía celebró un acuerdo transitorio (el “Acuerdo Transitorio”) con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (la “UNIREN”) el 1 de octubre de 2008, el cual fue ratificado por Decreto 234/09, publicado en el Boletín Oficial el 14 de abril de 2009. El Acuerdo Transitorio no fue aún aplicado dado que el cronograma de tarifas contemplado por el Poder Ejecutivo no fue publicado (para mayor información véase “Información sobre la Emisora – Descripción del negocio – ENARGAS – Tarifas”).
El 26 de marzo de 2014 la Compañía firmó un acuerdo provisorio, el cual fue ratificado mediante el Decreto Nº 455, publicado en el Boletín Oficial con fecha 7 de abril de 2014 (el “Acuerdo 2014”). Dicho Acuerdo 2014 es complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN, todo ello en el contexto de las actuales negociaciones de la Compañía con el Gobierno a los efectos de alcanzar un acuerdo tarifario definitivo.
El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
Conforme lo antedicho, el ENARGAS emitió la Resolución I/2851, publicada en el Boletín Oficial el 9 de abril de 2014, el cual incluye un nuevo cuadro tarifario applicable a MetroGAS, y las condiciones bajo las cuales el mismo debe ser aplicado (para más información vease “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio – ENARGAS – Tarifas”).
Basándose en estimaciones de la Compañía, el efecto de un incremento en las tarifas le posibilitaría continuar operando como una empresa en marcha. No obstante ello, el impacto real dependerá en una variable que escapa del control de MetroGAS: esto es, la reducción en el consumo de gas que los consumidores pueden causar, lo que dependerá no sólo en la reacción de ellos al aumento del precio, sino también a los efectos del clima.
Adicionalmente, la Compañía no puede garantizar que estos aumentos de tarifa no impactarán negativamente en sus cuentas por cobrar, y consecuentemente, en los resultados de sus operaciones.
La Compañía no puede asegurar cual será el resultado de la renegociación de los términos y condiciones de su Licencia con el Gobierno y si le permitirá cubrir sus costos operativos y financieros, y otorgar un retorno sobre capital una vez que termine la renegociación.
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, 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. Adicionalmente, históricamente hubo un bajo nivel 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, 503/04, 752/05, 882/05, 939/05, 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 no 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.
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 de fueloil 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 centrales eléctricas, 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, 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 a largo plazo, 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 2014.
Si, no obstante tales medidas, la Compañía 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 Ps. 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. Las dificultades anteriormente descriptas que hemos enfrentado para alcanzar la demanda de gas natural de los usuarios no ocasionó el ejercicio de estas previsiones de emergencia. 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.
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. 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, o las centrales con productos distintos al gas natural, 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 que son abastecidas con gas natural), un aumento sustancial en la energía generada por las estaciones generadoras hidroeléctricas o en centrales abastecidas con fuel oil podrá desplazar una cantidad sustancial de energía generada por otros tipos de centrales abastecidas con productos más caros (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, un aumento sustancial de la capacidad de generación hidroeléctrica instalada y la disponibilidad de fuel oil 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 más económica, 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 – Descripción del Negocio - 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 MPFIPyS 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 – Descripción del Negocio - 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, Nº 1524 de fecha 10 de octubre de 2013 y Nº 222 de fecha 26 de febrero de 2014). 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 – Descripción del Negocio - 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 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 (el “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 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.
El 8 de noviembre de 2011, ENARGAS emitió la Resolución N° I/1.982/11, con vigencia a partir del 1 de diciembre de ese año, disponiendo nuevos valores relacionadas al Fondo Fiduciario para atender a las Importaciones de Gas y extendió la aplicación del cargo a todas las categorías de clientes. Asimismo, el ENARGAS emitió algunas resoluciones complementarias que determinaron las áreas residenciales donde el subsidió dejaría de otorgarse al considerse zonas con 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 que los picos de consumo produjeran variaciones significativas en las facturas de los clientes, sobre todo en períodos invernales.
Con fecha 27 de marzo de 2014, el Gobierno Nacional a través de los Ministros de Economía y de Planificación Federal anunció la puesta en marcha de un programa de reasignación de subsidios y consumo responsable para gas y agua.
En concordancia con esos anuncios, con fecha 31 de marzo de 2014 la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la Resolución SE N° 226/2014 dispuso un nuevo esquema de precios del gas natural del que se abastecen las distribuidoras a sus clientes de servicio completo. Para su implementación dispuso un sendero de precios con aplicación por cada cuenca de producción con ajustes el 1° de abril, 1° de junio y 1° de agosto de 2014.
Dicha Resolucion señala que atento a las políticas instrumentadas a la fecha, se hace necesario analizar la evolución de las mismas y su impacto en los subsidios oportunamente instaurados, a efectos de adecuarlos a los principios liminares de la política económica y social diseñada por el Poder Ejecutivo Nacional y a los parámetros de equidad social, competitividad y pleno empleo. Agrega la resolución que, en ese marco, resulta necesario, en esta instancia, determinar un conjunto de nuevos precios para el gas natural que se aplican a usuarios de servicio completo de las Distribuidoras/Subdistribuidoras y usuarios GNC, y que resulta oportuno contemplar un esquema que procure un consumo racional del gas natural, incentivando el ahorro para generar un uso responsable y eficiente de los recursos y, en tales términos, se prevé el otorgamiento de beneficios para todos aquellos consumidores residenciales y comerciales de servicio completo que reduzcan su demanda, conforme el mecanismo que se establece en la Resolución.
A partir del 1 de abril de 2014, las modificaciones mencionadas anteriormente tendrán un efecto en el resultado económico y financiero cuyo impacto es difícil de medir a causa de variables exógenas a MetroGAS. En otras palabras, los ingresos y costos de la compañía dependerán en gran proporción del porcentaje de ahorro en el consumo de los usuarios, así como también los efectos climáticos.
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.
El marco regulatorio establece que las variaciones de costos resultantes de cambios en las normas fiscales serán trasladadas a sus tarifas.
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. La imposibilidad para trasladar los incrementos en nuestros costos operativos a los usuarios podría resultar en una brecha financiera mayor que podría afectar negativamente nuestra condición financiera y el resultado de las operaciones.
El Acuerdo Transitorio ratificado por el Decreto N° 445/2014 de fecha 1 de abril de 2014, prevé que se incorporará la transferencia que resulte de los cambios en las normas tributarias, excepto en el impuesto a las ganancias, que estuviesen pendientes de resolución, e incorpora en sus cláusulas un mecanismo de Monitoreo de Costos sobre la base de una estructura de costos de explotación e inversiones, e índices de precios representativos de tales costos, que bajo ciertas premisas activa el inicio de un procedimiento de revisión, mediante el cual el ENARGAS evaluará la real magnitud de la variación de los costos de explotación e inversiones de la licenciataria, determinando si corresponde el ajuste de la tarifa de distribución.
Para mayor información, véase “Información sobre la Emisora-Marco Regulatorio”.
Con motivo de accidentes ocurridos, y como resultado de evaluaciones a las tuberías, hemos desarrollado un plan de remediación para recomponer nuestro sistema de distribución. Nuestra incapacidad de completar dicho plan de remediación debido a nuestras restricciones financieras podría afectar las condiciones del sistema de distribución en el corto plazo.
Como consecuencia de incidentes que tuvieron lugar en agosto de 2007 (relacionado con un defecto de fabricación) y en agosto de 2009 (relacionado con una falla en la tubería) 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, podría afectarse la condición operacional del sistema en el corto plazo.
La Compañía podrá verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.
Según el artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, 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. 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.
Al 31 de diciembre de 2013, nuestras pérdidas acumuladas excedieron más del 50% de nuestro capital y reservas que ascendieron a Ps. 878.1 millones. Por tal motivo, estamos afectados por el artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, que dispone una reducción obligatroria de nuestro capital.
El 28 de abril de 2014 la Asamblea de Accionistas decidió afectar parcialmente los resultados acumulados negativos del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2013 contra la Reserva Legal, que asciende a Ps. 45,4 millones, y el ajuste a capital emitido, que asciende a Ps. 684,8 millones.
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 (el "Pliego") de la privatización de Gas del Estado S.E. (“Gas del Estado” o “GdE”) 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 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 (según se define en la Licencia) 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, mantener 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 Ps. 639.9 millones entre 2002 y 2011. Nuestros gastos de capital durante 2012 y 2013 ascendieron a aproximadamente Ps. 111.2 millones y Ps. 166 millones, 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 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 – Descripción del Negocio - 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.
Los compromisos restrictivos en nuestro endeudamiento existente pueden restrignir adversamente nuestra flexibilidad financiera y operativa y exponernos a otros riesgos.
Nuestro endeudamiento existente contiene numerosos compromisos restrictivos que limitan nuestra flexibilidad financiera. Estas restricciones, entre otras cosas, pueden limitar nuestra capacidad para operar nuestro negocio y pueden prohibir o limitar nuestra capacidad para mejorar nuestras operaciones o tomar ventaja de potenciales oportunidades de negocios que puedan surgir. El incumplimiento a cualquiera de tales compromisos o nuestro incumplimiento a cualquiera de tales condiciones pueden resultar en un evento de incumplimiento bajo todo o parte de dicho endeudamiento. Nuestra capacidad de cumplir con tales compromisos puede ser afectado por eventos fuera de nuestro control, incluyendo condiciones económicas, financieras, industriales o de nuestra Licencia. Adicionalmente, si no podemos generar suficiente flujo de efectivo de nuestras operaciones, podría ser que tuvieramos que refinanciar nuestra deuda u obtener financiamiento adicional. No podemos asegurar que dicha refinanciación o que financiamiento adicional pueda ser aceptado en términos aceptables.
Asimismo, conforme la Ley de Sociedades Comerciales, podemos pagar dividendos en Pesos de cualquier ganancia no distribuida. Nuestra capacidad para pagar dividendos a nuestros accionistas está restringida por los compromisos anteriormente mencionados. Cualquier distribución de dividendos en efectivo está sujeto a una previa cancelación, pago o recompra de al menos U$S 75 millones de Obligaciones Negociables Serie A, siempre que no haya ocurrido un Hecho Desencadenante (conforme dicho término es definido en los documentos de nuestro endeudamiento existente), en cuyo caso debemos considerar también el pago de las Obligaciones Negociables Serie B.
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 Gobierno indirectamente controla a Gas Argentino (y por ende a la Compañía) conforme las políticas energéticas de acuerdo a la Ley Nº 26.741 (la “Ley de Expropiación”).
El Gobierno indirectamente controla a Gas Argentino (a través de YPF), y, consecuentemente, es capaz de determinar sustancialmente todas las materias que requieren una mayoría accionistas, incluyendo la elección de la mayoría de los directores, y es capaz de dirigir las operaciones. La Ley de Expropiación declaró que el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos es un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Además, declara como objetivo garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias argentinas y regiones. Asimismo, la incapacidad de la Argentina de satisfacer sus necesidades energéticas podría tener un efecto material adverso en la economía argentina y afectar negativamente los resultados de nuestras operaciones. No podemos asegurar que las decisiones tomadas por los accionistas controlantes de la Compañía y de Gas Argentino a los efectos de cumplir con los objetivos de la Ley de Expropiación no diferirán de los intereses de los tenedores de Obligaciones Negociables.
Gas Argentino podría verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.
Según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, 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, 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.
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, Gas Argentino registró pérdidas acumuladas netas de Ps. 98.6 millones, resultando en patrimonio neto negativo. Consecuentemente, el directorio y los accionistas de Gas Argentino deben decidir los pasos a seguir conforme las regulaciones locales aplicables.
Si bien cabe mencionar que el 28 de abril de 2014, mediante Acta de Asamblea,Gas Argentino aprobó el aumento de capital social por capitalización de aportes irrevocables en miles de $ 9.014 con emisión de 9.014.286 acciones ordinarias escriturales de $ 1 de valor nominal cada una y con derecho a un voto por acción, no podemos asegurar que Gas Argentino recibirá contribuciones de capital adicionales u otro pago parcial o total de su capital social, y, como resultado, que Gas Argentino no será disuelta y liquidada.
Factores de riesgo relacionados con MetroENERGÍA
Cambios en la legislación aplicable a MetroENERGÍA S.A. 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. MetroENERGÍA S.A. (“MetroENERGÍA”) fue constituida en el marco de dicho decreto. Sin embargo, cambios en la legislación aplicable a MetroGAS pueden causar un efecto material adverso en su situación financiera. Conforme el Decreto N° 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de limitar geográficamente la participación de las comercializadoras de gas. Tales restricciones no fueron aún impuestas.
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. Desde entonces, las distribuidoras de gas, tales como MetroGAS, no pueden vender gas a grandes usuarios. Solamente pueden ofrecer servicios de transporte y distribución a tales clientes. Los grandes usuarios deben adquirir el gas natural en boca de pozo directamente a los productores.
En consecuencia, y con el objetivo de atender indirectamente a grandes usuarios de gas (industriales y comerciales), la Compañía constituyó MetroENERGÍA. En julio de 2005, el ENARGAS autorizó a la Compañía a operar MetroENERGÍA como una comercializadora de gas natural. Actualmente, la Compañía posee el 95% del capital en MetroENERGÍA, y YPF Inversora Energética S.A. (“YIESA”), es el tenedor del restante 5%.
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.
MetroENERGÍA, como cualquier comercializador de gas en la Argentina, puede vender gas en cabeza de pozo para grandes usuarios ubicados a lo largo de todo el país. Por lo tanto, los contratos de suministro de gas están orientados específicamente a clientes industriales (grandes usuarios “FD”, clientes del servicio general “G”, clientes del servicio general “P”) que están ubicados no sólo en el area de distribución de MetroGAS, sino también a lo largo del resto del país.
MetroENERGÍA negocia sus contratos (tanto anuales como spot) con los distintos productores de gas para el suministro de gas natural a tales clientes. La mayoría de tales contratos expiran el 31 de diciembre de 2014 y 30 de abril de 2015. Contratos de plazos mayores no son posibles en el escenario actual del mercado del gas en la Argentina.
Adicionalmente, MetroENERGÍA había firmado convenios de facturación y recaudación hasta agosto de 2014, 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.
Durante los últimos años, el número de companías comercializadoras de gas se ha incrementado, conduciendo ello a un aumento en la competencia de MetroENERGÍA.
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 durante 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 durante 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, 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.
Podría no desarrollarse o no ser sostenible un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables.
No podemos garantizar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables de una Serie, o de desarrollarse, que se mantendrá tal mercado. Si no se desarrollara o mantuviera un mercado activo para la negociación de las Obligaciones Negociables, el precio de mercado y liquidez de las mismas podría verse seriamente afectados.
Los presupuestos y estimaciones actuales de la Compañía podrían no ser exactos debido a acontecimientos futuros que escapan a su control y, en tal caso, la Compañía podría verse imposibilitada de abonar el capital y/o los intereses adeudados con respecto a las Obligaciones Negociables a su vencimiento.
La Compañía continúa operando en un entorno regulatorio, económico y político inestable e incierto. Aquellos factores que han afectado significativa y adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Compañía en el pasado, incluyendo, entre otros, los controles cambiarios y de tarifas, podrían continuar ejerciendo una fuerte presión sobre los resultados de las operaciones y la liquidez de la Compañía. La futura capacidad de la Compañía para pagar sus obligaciones de deuda dependerá en parte de los factores indicados, que están fuera de su control y que afectarán su actividad. Si cualquiera de estos factores se deteriorara, o si ocurrieran hechos imprevistos que afectaran sustancial y adversamente las operaciones de la Compañía, es posible que la Emisora no pueda pagar los servicios de capital y/o intereses de las Obligaciones Negociables.
La Compañía podría optar por rescatar las Obligaciones Negociables antes de su vencimiento y los inversores podrían verse imposibilitados de reinvertir el producido a una tasa de rendimiento igual o mayor.
Las Obligaciones Negociables, de acuerdo a lo que se establezca en cada Serie respectiva bajo el Programa, podrán estar sujetas, a opción de la Compañía, a rescate total o parcial. Es posible que un inversor no pueda reinvertir los fondos del rescate en un título similar con una tasa de interés efectiva igual al de las Obligaciones Negociables.
El precio al que los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán venderlas antes de su vencimiento dependerá de una serie de factores y podría significar una suma substancialmente menor a la originalmente invertida por los tenedores.
El valor de mercado de las Obligaciones Negociables puede verse afectado en cualquier momento como consecuencia de fluctuaciones en el nivel de riesgo percibido respecto a la Compañía o el mercado en la cual la misma opera. Por ejemplo, un aumento en el nivel de dicho riesgo percibido podría causar una disminución en el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. En cambio, una disminución en el nivel de la misma podría causar un aumento en el valor de mercado de las Obligaciones Negociables.
El nivel de riesgo percibido podrá verse influenciado por factores políticos, económicos, financieros y otros, complejos e interrelacionados, que podrán afectar los mercados monetarios en general o específicamente el mercado en el que opera la Compañía.
No se puede asegurar que la calificación otorgada a las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa no sea disminuida, suspendida o cancelada por la sociedad calificadora.
La calificación otorgada a las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa podría variar luego de su emisión. Dicha calificación es limitada en su alcance y no tiene en consideración todos los riesgos relacionados con la inversión en las obligaciones negociables, sino que sólo refleja las consideraciones tenidas en cuenta por la sociedad calificadora al momento de la calificación. No se puede asegurar que dicha calificación se mantenga por un período determinado o que la misma no sea disminuida, suspendida o cancelada si, a juicio de la sociedad calificadora, las circunstancias así lo ameritan. Cualquier disminución, suspensión o cancelación de dicha calificación podría tener un efecto adverso sobre el precio de mercado y la negociación de las obligaciones negociables.
Los pagos de sentencias contra nuestra Compañía en relación con las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa y en moneda distinta al Peso podrían ser realizados en Pesos
En caso de iniciarse procedimientos contra la Compañía en Argentina, ya sea para hacer valer una sentencia o como resultado de una acción original iniciada en Argentina, podríamos no estar obligados a satisfacer dichas obligaciones en una moneda distinta del Peso o la moneda argentina vigente en ese momento. En consecuencia, los inversores podrían sufrir una diferencia en menos de Dólares estadounidenses (o la moneda de emisión de las obligaciones negociables) si obtienen una sentencia o distribución de activos por quiebra en Argentina si los inversores no pudieran adquirir en el mercado cambiario argentino los Dólares estadounidenses equivalentes al tipo de cambio vigente. Bajo las regulaciones cambiarias existentes los inversores extranjeros pueden adquirir Dólares estadounidenses en el mercado de cambios oficial con los fondos recibidos por el cobro de pesos (ya sea del deudor o a través de la ejecución de créditos contra los activos del deudor) por el pago de intereses del capital de deuda, en cumplimiento de ciertos requisitos, entre ellos que los fondos derivados de la toma de préstamos sean liquidados en el mercado de cambios oficial de Argentina. Sin embargo, estas reglamentaciones cambiaras podrían ser eliminadas, suspendidas o modificadas sustancialmente.
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA
Historia y desarrollo de la emisora
Denominación, forma legal y CUIT
MetroGAS S.A. es una sociedad anónima, constituida de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales. Su número de CUIT es 30-65786367-6.
Fecha de constitución y plazo de duración
MetroGAS fue 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.
Domicilio legal y sede social
El domicilio legal y la sede social de MetroGAS 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, página web institucional: www.metrogas.com.ar.
La Emisora opera bajo la legislación de la República Argentina.
Eventos importantes en el desarrollo de los negocios
El 26 de marzo de 2014 la Compañía firmó el Acuerdo 2014 (según se define más adeante), complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN. El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
La Resolución I/2851 del ENARGAS, publicada en el Boletín Oficial el 9 de abril de 2014, establece un nuevo cuadro tarifario applicable a MetroGAS y las condiciones bajo las cuales el mismo debe ser aplicado (para más información vease “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio – ENARGAS – Tarifas”).
Privatización de Gas del Estado y control por parte de YPF
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 dos nuevas compañías, de transporte y nueve de distribución cada una de las cuales está habilitada y regulada por un nuevo marco regulatorio.
El consorcio (el "Consorcio") formado por British Gas plc. ("British Gas"), Pérez Companc, Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. e Invertrad S.A. , resultó adjudicatario del 70% del capital de MetroGAS. Los miembros del Consorcio constituyeron una sociedad denominada Gas Argentino S.A. para ejercer la titularidad de dicho 70% en MetroGAS. A la fecha, algunos de los participantes del Consorcio han vendido o transferido su participación en Gas Argentino S.A.
El 14 de noviembre de 2012, Gas Argentino recibió una notificación de BG Inversiones Argentina S.A. (“BGIA”) informando que BGIA había celebrado un acuerdo con Integra Gas Distribution LLC (“Integra”) para vender sus 40.793.136 Acciones Clase A en Gas Argentino a Integra. La transferencia de dichas acciones estaba sujeta, entre otras condiciones, a la obtención de las aprobaciones regulatorias necesarias y a que YIESA declinara su opción preferente para adquirir tales acciones. El acuerdo también incluía la venta por parte de BG Gas International B.V. de 38.941,720 Acciones Clase B en MetroGAS.
El 30 de noviembre de 2012, Gas Argentino fue notificado por BGIA que YIESA ejercería su derecho preferente de la siguiente manera: (i) adquiriría 40.793.136 Acciones Clase A de propiedad de BGIA en Gas Argentino, representativas del 100% de las acciones que BGIA tenía en Gas Argentino; (ii) adquiriría 6.279 acciones de propiedad de BG Argentina S.A. (“BG Argentina”) en MetroENERGíA, representativas del 2,73% del capital social de MetroENERGíA, y (iii) eventualmente, sujeto a otras condiciones adicionales, adquiriría 38.941.720 Acciones Clase B de BG International B.V. en MetroGAS.
El 26 de abril de 2013, mediante la Resolución ENARGAS Nº I/2566 D, de fecha 19 de abril de 2013, el ENARGAS aprobó la compra por YIESA de 54,67% de las Acciones Clase A de Gas Argentino de parte de BGIA y del 2,73% de las acciones de MetroENERGÍA, de titularidad de BG Argentina, sin perjuicio del involucramiento de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia en el asunto.
El 3 de mayo de 2013, Gas Argentino informó que BGIA había transferido a YIESA 46.010.284 Acciones Clase A en Gas Argentinom representativas del 54,67% del capital social de Gas Argentino. De tal manera, YPF, a través de YIESA, obtuvo el 100% del capital social y votos de Gas Argentino, que a su vez posee el 70% del capital social y votos de MetroGAS.
Adicionalmente, BG Argentina transfirió a YIESA 6,279 acciones ordinarias en MetroENERGíA, representativas del 2,73% del capital social de MetroENERGíA.
El 1 de agosto de 2013, YIESA, conforme los términos del artículo 215 de la Ley de Sociedades Comerciales, transfirió a Operadora de Estaciones de Servicio S.A. (“OPESSA”) 1.683.246 Acciones Clase A en Gas Argentino.
Intervención de MetroGAS por el ENARGAS
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 dispuso la terminación de dicha intervención.
Concurso Preventivo
Como consecuencia de nuestra condición financiera adversa, 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 asamblea de accionistas de MetroGAS, de fecha 2 de agosto de 2010, ratificó dicha decisión por parte del directorio.
Luego del cumplimiento de los distintos pasos establecidos por la Ley de Concursos y Quiebras, el 2 de febrero de 2012 presentamos una propuesta para un acuerdo con nuestros acreedores no garantizados que fueron verificados o declarados admisibles.
El día 22 de mayo de 2012 MetroGAS presentó una nueva propuesta de acuerdo preventivo dirigida a los acreedores quirografarios verificados o declarados admisibles, que incluía alguns cambios menores en las fechas establecidas para la ocurrencia de determinados eventos (capitalización de intereses y determinación de ciertos vencimientos, entre otras), y eliminó la oferta de compra que MetroGAS estaba requerido a efectuar ante la ocurrencia de un cambio de control. La propuesta, que consistía en la entrega, en canje y dación en pago de tales créditos, de dos clases de obligaciones negociables, las Obligaciones Negociables Serie A (divididas a su vez en Obligaciones Negociables Serie A-L y Obligaciones Negociables Serie A-U, para distinguir a los acreedores financieros (Serie L) de aquellos acreedores comerciales (Serie U)) y Obligaciones Negociables Serie B (divididas a su vez en Obligaciones Negociables Serie B-L y Obligaciones Negociables Serie B-U, para distinguir a los acreedores financieros (Serie L) de aquellos acreedores comerciales (Serie U)), con vencimiento el 31 de diciembre de 2018, denominadas en Dólares Estadounidenses.
El 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. Adicionalmente, dispuso la creación del comité de acreedores.
El canje de deuda y la emisión de las nuevas obligaciones negociables anteriormente referidas fue implementado el 11 de enero de 2013. En dicha fecha, MetroGAS emitió Obligaciones Negociables Serie A-L, Obligaciones Negociables Serie A-U, Obligaciones Negociables Serie B-L y Obligaciones Negociables Serie B-U por un monto de U$S 314.553.452 (las “Obligaciones Negociables de la Reestructuración”), en la forma de Unidades L y Unidades U. La emisión fue estructurada mediante la emisión de dos clases de obligaciones negociables denominadas en dólares estadounidenses: la Clase A que representa el 53,2% de la deuda verificada y la Clase B que representa el 46,8% de la deuda verificada. Posteriormente, y también en cumplimiento de los términos de su concurso preventivo, el 25 de julio de 2013, MetroGAS emitió (1) Obligaciones Negociables Serie A-U adicionales por un monto de U$S 5.087.459 y Obligaciones Negociables Serie B-U adicionales por un monto de U$S 4.013.541 que fueron emitidas para ser puestas a disposición de los acreedores que resultaran verificados en el concurso preventivo con posterioridad a la emisión de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración (las “Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía”), y (2) Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013 por un monto de U$S 6.756.665 (las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013”) y Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Junio 2013 por un monto de U$S 704.581, en concepto de capitalización de los intereses que resultaban pagaderos al 30 de junio de 2013 bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y bajo las Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía (las “Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Junio 2013” y conjuntamente con las Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013, las “Obligaciones Negociables de la Capitalización Junio 2013”).
Por último, y nuevamente en cumplimiento de los términos de su concurso preventivo, el 29 de enero de 2014 MetroGAS emitió (i) Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013 por un monto de U$S 3.516.500 (las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013”) y (ii) Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Diciembre 2013 por un monto de U$S 371.456 (las “Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales” y conjuntamente con las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013” las “Obligaciones Negociables de la Capitalización Diciembre 2013”), las que fueron emitidas en concepto de capitalización de intereses bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración, las Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía y las Obligaciones Negociables de la Capitalización Junio 2013.
El 1 y el 13 de febrero de 2013 presentamos en el juzgado interviniente evidencia acerca del cumplimiento de la propuesta concursal y la emisión de las nuevas obligaciones negociables, a los efectos de obtener la remoción de todas las restricciones generales y la declaración legal de cumplimiento del concurso preventivo en el marco del artículo 59 de la Ley de Concursos y Quiebras.
El 9 de septiembre de 2013 presentamos un pedido formal en el expediente concursal solicitando que se declare cumplido el concurso preventivo.
El 8 de noviembre de 2013, el juzgado interviniente emitió una resolución indicanddo que el concurso preventivo había sido satisfactoriamente cumplido y regulando los honorarios de los síndicos. Apelamos dichos honorarios, y al mismo tiempo negociamos con los sindicos, que aceptaron un pago de Ps. 4,5 millones en tal concepto. Como resultado, desistimos de la apelación anteriormente mencionada.
El 13 de diciembre de 2013, el Registro de la Propiedad Inmueble de la Provincia de Buenos Aires tomó nota del levantamiento de la inhibición general de bienes.
Actualmente, estamos negociando con acreedores de deuda privilegiada el pago de sus respectivos reclamos, que fueron registrados al 31 de diciembre de 2013 como “Obligaciones Concursales”.
Las Obligaciones Negociables Serie B solo serán exigibles a MetroGAS si:
(A) se habrá declarado el vencimiento anticipado de todas las Obligaciones Negociables Serie 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 Serie A y tenedores de por lo menos el 25% del monto de capital de las Obligaciones Negociables Serie 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 Serie 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 Serie A y las Obligaciones Negociables Serie B fueron inicialmente emitidas como parte de una Unidad. Las Obligaciones Negociables Serie A y las Obligaciones Negociables Serie 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.
Principales inversiones
Como parte de la estrategia de la Compañía, comenzamos y continuamos a través del año 2001 un programa de inversiones de capital destinado a extender y renovar las cañerías, reguladores, valvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de nuestra red de distribución, para modernizar y centralizar nuestros sistemas de información y para actualizar nuestra red de atención al cliente. Incurrimos aproximadamente en Ps. 524.9 millones de inversiones de capital desde 1993 hasta el año 2001. Dada la crisis económica Argentina, en el año 2002 reducimos nuestras inversiones de capital a lo necesario requerido para cumplir con la Licencia y asegurar la operación segura de nuestra red. De tal modo, redujimos nuestras inversiones de capital y programa de mantenimiento preventivo sin afectar nuestra abilidad para servir a nuestros clientes de manera segura o de operar nuestra red conforme la calidad y normas ambientales. Efectuamos inversiones de capital de aproximadamente Ps. 639.9 millones entre el 2002 y 2011. Nuestras inversiones de capital durante 2012 y 2013 ascendieron aproximadamente a Ps. 111.2 millones y Ps. 166 millones, respectivamente. Para mayor información véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”.
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 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 19,1% del total de las entregas efectuadas por las distribuidoras durante el año 2013, opera dentro del área que cubre la parte sur y este del Gran Buenos Aires, incluyendo la Ciudad de Buenos Aires. Camuzzi Gas Pampeana S.A. ocupa el segundo lugar entre las empresas distribuidoras más importantes en Argentina en términos de volumen de distribución de gas con aproximadamente el 18,7% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2013, 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 15,9% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2013, opera en el área de mercado que cubre el sur de Argentina. Litoral Gas S.A., que cubre el norte de las Provincias de Buenos Aires y Santa Fe y BAN, que cubre el noroeste de la Provincia de Buenos Aires, son la cuarta y la quinta en términos de entregas de gas con aproximadamente 12,7% y 10,9% del total de entregas en el año 2013, 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 de Emergencia 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.
Argentina cuenta con un mercado de gas natural altamente desarrollado dentro del cual el gas constituye aproximadamente el 71% 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 42,9 mil millones de m3 en 2013. 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 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |
| Residencial | |||||||
| MMMC | 4.346 | 6.967 | 7.432 | 9.244 | 9.248 | 9.690 | 10,496 |
| BPC | 153 | 246 | 262 | 326 | 327 | 342 | 371 |
| Comercial | |||||||
| MMMC | 521 | 1.053 | 1.109 | 1.254 | 1.189 | 1.285 | 1.422 |
| BPC | 18 | 37 | 39 | 44 | 42 | 45 | 50 |
| Industrial | |||||||
| MMMC | 6.114 | 8.055 | 9.169 | 9.613 | 11.433 | 10.730 | 12.305 |
| BPC | 216 | 284 | 324 | 339 | 404 | 379 | 435 |
| Centrales Eléctricas | |||||||
| MMMC | 5.319 | 7.141 | 7.213 | 6.672 | 11.400 | 12.856 | 14.471 |
| BPC | 188 | 252 | 255 | 236 | 403 | 454 | 511 |
| Entidades Públicas | |||||||
| MMMC | 1.054 | 340 | 403 | 427 | 412 | 431 | 447 |
| BPC | 37 | 12 | 14 | 15 | 15 | 15 | 16 |
| GNC(a) | |||||||
| MMMC | 218 | 1.677 | 3.167 | 2.652 | 2.514 | 2.546 | 2.746 |
| BPC | 8 | 59 | 112 | 94 | 89 | 90 | 97 |
| Otros | |||||||
| MMMC | 207 | 293 | 454 | 645 | 725 | 893 | 1.055 |
| BPC | 7 | 10 | 16 | 23 | 26 | 32 | 37 |
| Total | |||||||
| MMMC | 17.779 | 25.526 | 28.947 | 30.507 | 36.921 | 38.431 | 42.941 |
| BPC | 627 | 901 | 1.022 | 1.077 | 1.304 | 1.357 | 1.516 |
______
Notas:
Principalmente utilizado para automóviles.
Fuentes: Anuario de Gas del Estado de 1990. Las cifras correspondientes a 2000, 2005, 2010, 2011, 2012, y 2013, 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. La mayoría de estas reservas fueron descubiertas como consecuencia de trabajos de exploración de petróleo. La producción nacional total de gas natural fue de 41.408 MMMC en 2013, 44.124 MMMC en 2012, y 46.313 MMMC en 2011. 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 Golfo San Jorge, las cuales en conjunto contienen aproximadamente el 92,0% de la producción nacional de gas natural de 2013. En 2011, las cuencas de Golfo San Jorge y Neuquén contenían 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 2013, aproximadamente el 61,0% se originó en la cuenca Neuquén y el 39,0% 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 | 22.642 | 800 | 4 | |
| Noroeste | Salta, Jujuy, Formosa (noroeste) | 5.116 | 181 | 3.260 | 115 | 2 | |
| Austral | Tierra del Fuego, Santa Cruz (sur) | 12.943 | 457 | 10.514 | 371 | 1 | |
| Golfo San Jorge | Chubut, Santa Cruz (sur) | 257.968 | 9.110 | 5.234 | 185 | 49 | |
| Otras Areas | 33.057 | 1.167 | 58 | 2 | 570 | ||
| Total | 393.996 | 13.914 | 41.708 | 1.473 | 9 |
_____
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 2013 y 2011 de la Secretaría de Energía Argentina.
Producción Nacional Total. La producción nacional total de gas natural durante 2013 fue de aproximadamente 41.708 MMMC, una disminución de 5,5% respecto de 2012. 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 2013, la Cuenca Neuquén produjo un promedio total de 62,0 MMMC de gas natural por día, o sea el 54,3% de la producción nacional total.
Cuenca Noroeste. En 2013, la cuenca Noroeste, ubicada en el noroeste argentino, produjo un promedio de 8,9 MMMC de gas natural por día, o el 7,8% 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 2013, las cuencas Austral y Golfo San Jorge situadas en el extremo sur de la Argentina, produjeron un promedio de 43,1 MMMC de gas natural por día, el 37,8% 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. Durante 2013, a efectos de satisfacer los requerimientos de la demanda interna, alrededor de 12.000 MMm3 debieron ser importados desde Bolivia, y gas natural fue re gasificado en las plantas de Escobar y Bahía Blanca.
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 2013. MetroGAS cuenta con aproximadamente más de 2,3 millones de clientes dentro de su área de servicio que comprende la Ciudad Autónoma 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 2013, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 39,4% 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 16.733 km. de cañerías de distribución. 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. Sin embargo, la Ley de Emergencia 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 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”.
Como consecuencia de la situación financiera adversa, el Directorio de MetroGAS aprobó su presentación en concurso preventivo el día 17 de junio de 2010, el cual fue concluido en noviembre de 2013. Para más información al respecto, véase “–Historia y Desarrollo de la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo” en esta sección.
Con anterioridad a la crisis, la Compañía había implementado una estrategia que incluía inversiones en bienes de capital y otras medidas diseñadas para: (a) continuar brindando servicio de alta calidad a sus clientes; (b) asegurar un crecimiento sostenido en los dividendos; (c) lograr una reducción significativa en los gastos operativos; (d) implementar una estrategia de mercado basada más estrictamente en la investigación de mercado; (e) mejorar el uso de su capacidad de transporte actual convirtiéndose en un participante clave en el mercado del transporte de gas natural; (f) desarrollar aún más el mercado de GNC; (g) continuar preservando el medio ambiente; (h) desarrollar sus recursos humanos; y (i) generar una cultura organizacional basada en la excelencia.
Forzada por la exposición a los riesgos y circunstancias descriptas en “Información clave – Factores de Riesgo”, la estrategia de largo plazo de la Compañía consiste en mantener y aumentar su posición dentro del mercado energético en Argentina. MetroGAS continúa siendo un participante activo dentro del mercado energético local, concentrándose en prestar un servicio eficiente y confiable de gas natural a sus clientes y seguir siendo la prestadora de los servicios de distribución de gas natural y productos relacionados más innovadora del país.
Desde que la Compañía comenzó sus operaciones, la administración se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorando la eficiencia operativa y mejorando el sistema de recaudación. Entre el 31 de diciembre de 1992 y el 31 de diciembre de 2013, la compañía redujo su plantel de 2.021 a 1.131 empleados. Asimismo, renegoció contratos de servicio con proveedores independientes tercerizando varios servicios.
MetroENERGÍA
En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo promulgó el Decreto Nº 180/04 autorizando a las distribuidoras de gas a tener una participación controlante en ese sector de la industria. Véase: “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con MetroENERGÍA”.
Conforme el Decreto Nº 180/04 la Secretaría de Energía se reserva el derecho de limitar el porcentaje de participación en el mercado de las compañías comercializadoras de gas. Estas restricciones aún no han sido llevadas a cabo.
Consecuentemente, dentro del marco de los Decretos Nº 180 y 181 de febrero de 2004, la Secretaría de Energía publicó las Resoluciones Nº 725/05 y Nº 2.020/05, a través de las cuales se estableció un esquema por el cual centrales eléctricas, grandes clientes, usuarios del servicio general “G”, del servicio general “P” y estaciones de GNC, podían comenzar a comprar gas directamente. Este proceso fue llamado “unbundling” de gas. Desde entonces, las compañías de distribución de gas no pueden vender gas a los grandes usuarios. Solamente pueden proveer servicios de transporte y distribución a tales usuarios. Dichos grandes usuarios deben comprar el gas natural en la cabeza de pozo directamente de los productores o comercializadores de gas.
En ese sentido, con el objetivo de dar servicio a estos grandes clientes y compañías de transporte, a partir de la prohibición de brindar el servicio directamente a ellos, la Compañía constituyó MetroENERGÍA. En julio de 2005, el ENARGAS otorgó la aprobación para operar MetroENERGÍA como empresa comercializadora del servicio de transporte de gas natural. Actualmente la Compañía posee el 95% del capital de MetroENERGÍA siendo YIESA tenedor del 5% restante.
MetroENERGÍA, como cualquier comercializador de gas en la Argentina, puede vender gas en la boca de pozo para grandes usuarios ubicados a lo largo de todo el país. Por lo tanto, los contratos de suministro de gas de MetroENERGÍA están enfocados específicamente a clientes industriales (grandes usuarios FD, y usuarios del servicio general “G” y servicio general “P”), que están ubicados no solo en el area de distribución de MetroGAS; sino también a lo largo del resto del país. MetroENERGÍA negocia contratos de suministro de gas natural (anuales y spot) con distintos productores para proveer gas a sus clientes. La mayoría de los contratos de compra de gas de MetroENERGÍA Expiran el 31 de diciembre de 2014 y el 30 de abril de 2015. No es posible suscribir contratos por plazos mayores, en este contexto de la industria del gas en la Argentina.
Adicionalmente MetroENERGÍA suscribió contratos de facturación y cobranza, vigentes hasta agosto de 2014 con algunos productores de gas por la venta del producto a estaciones de GNC dentro del alcance del Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC conforme a las Resoluciones Nº 725/05, Nº 2.020/05, Nº 1.70/08 y Nº 275/06. Estos contratos pueden ser renovados anualmente.
Ingresos
La siguiente es una breve descripción de las principales categorías de nuestros clientes y el tipo de servicio suministrado normalmente a los usuarios de cada categoría.
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 Autónoma de Buenos Aires. En 2013, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 28% del volumen de gas natural entregado por la Compañía y el 39,4% aproximadamente de sus ventas. Durante el 2012, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 25,4% y 38% del volumen de gas natural entregado y de las ventas, respectivamente. El volumen de ventas a clientes residenciales aumentó de aproximadamente 210,0 millones de m3 en 2012 a aproximadamente 220,0 millones de m3 en 2013. La Compañía sumó aproximadamente 27.333 y 30.871 (neto) clientes residenciales nuevos en 2013 y 2012, 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 1 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 R3-4º 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 de dicho año, 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 de dicho año, los clientes residenciales R3-3º y R3-4º tampoco fueron alcanzados, del 1 de agosto al 30 de septiembre de dicho año 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 de dicho año 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 de Uso Racional de la Energía (“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 compañías 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.
El fideicomiso y el manual operativo establecen las reglas generales para la administración de los fondos depositados en la cuenta fiduciaria. Las compañías de distribución de gas deben depositar, mensualmente, las sumas recibidas de los usuarios junto con una declaración jurada que debe ser presentada al ENARGAS y a Nación Fideicomisos S.A. Adicionalmente, un Plan Anual de Inversiones debe ser suministrado al Comité Ejecutivo del ENARGAS que será responsable de aprobar la disponibilidad de fondos para que Nación Fideicomisos S.A. realice los pagos correspondientes a los proveedores, en nombre de las compañías de distribución de gas.
El contrato de fideicomiso prevé la posibilidad de que Nación Fideicomisos S.A. pueda financiar las obras de infraestructura contempladas en el Plan Anual de Inversiones, siempre y cuando tales trabajos que requieren financiación hayan sido descriptos detalladamente y aprobados por el Comité Ejecutivo del ENARGAS. Dichos trabajos solo serán financiados con los fondos del fideicomiso y solamente un porcentaje del monto neto recaudado podrá ser aplicado por las compañías de distribución de gas.
El 1 de febrero de 2013, la Compañía presentó al ENARGAS el Plan Anual de Inversiones 2013 para su aprobación, el cual fue aprobado por el Comité Ejecutivo el 21 de marzo de 2013.
Para agilizar la implementación de los procesos administrativos previstos en el manual operativo, el Comité Ejecutivo del ENARGAS autorizó, a partir del 18 de julio de 2013, un sistema alternativo conforme el cual cualquier suma recaudada es anticipada a MetroGAS para que la Compañía pueda afectarlas al pago de contratistas contratados conforme el plan oportunamente aprobado.
Hacia fines del 2013, una seria de cambios fueron introducidos al manual operativo para mejorar el procedimiento adiminsitrativo sin obstaculizar la fiscalización por parte del ENARGAS. De tal manera, el 19 de diciembre de 2013 se reformó el fideicomiso y el manual operativo. Seguidamente, ENARGAS emitió la Resolución Nº 2767 para clarificar ciertos detalles. Hay que destacar, sin embargo, que dichos procedimientos administrativos simplificados rigen para trabajos de mantenimiento y no para los de expansión.
El 6 de enero de 2014, la Compañía envió al ENARGAS el Plan Anual de Inversiones 2014, incluyendo información sobre trabajos realizados durante el plan correspondiente al año 2013. En la misma fecha, la Compañía envió a Nación Fideicomisos S.A. un informe de cuentas en relación a los desembolsos.
Centrales Eléctricas
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Centrales Eléctricas” del Prospecto.
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas
Las ventas de la Compañía a clientes industriales, comerciales y entidades públicas aumentaron el 23,5% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 comparado con el ejercicio anterior. 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. Para mayor información, véase “Infrmación sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
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. El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 autorizando la aplicación de un nuevo cuadro tarifario para todas las categorías de usuarios, a efectos de financiar inversiones de infraestructura, alcance del servicio, y expansión del sistema de distribución de gas (para más información véase “– Ingresos – Clientes Residenciales”).
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 2004, 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.
Las ventas de la Compañía de los servicios de transporte y distribución a estaciones de GNC aumentaron un 34,4% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 comparado con el mismo período del ejercicio anterior, principalmente debido a un aumento en el promedio de precios para tales servicios.
Durante 2013, la desregulación de la compra de gas natural por parte de estaciones de GNC continuó, de acuerdo a la modificación introducida por la Resolución SE Nº 275/06 (complementaria de la Resolución Nº 2.020/05). En relación a ello, a través de MetroENERGÍA, fue posible continuar cumpliendo con los contratos suscriptos con diversos productores de gas natural administrando los compromisos de ventas en dicho segmento.
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 de ello, 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. Desde julio de 2013 discontinuamos el procesamiento de gas natural para obtener hidrocarburos en la planta de Bahía Blanca. Un mes más tarde, en agosto de 2013, llegamos a un acuerdo con TGS para ceder tales hidrocarburos en el comienzo de la cañería de gas de TGS a cambio de un monto mensual. Consecuentemente, las ventas de subproductos, durante el ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2013 disminuyeron un 36,5% comparado con el ejercicio anterior, y los volúmenes entregados decrecieron un 46,6%.
Ventas de MetroENERGÍA
Las ventas de gas de MetroENERGÍA durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fueron Ps. 721,2 millones mientras que durante el mismo período del ejercicio anterior fueron Ps. 465,6 millones.
Experiencia de Despacho
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Historia y desarrollo de la emisora” del Prospecto.
Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos
Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizaban Ps. 65,2 millones y Ps. 48,9 millones al 31 de diciembre de 2013 y 2012. Al 31 de diciembre de 2013, la Compañía tenía una reserva de Ps. 14,4 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 de distribución en buen estado de conservación. 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.
Sistema de Medición
El sistema de medición de la Compañía consiste en aproximadamente 2,3 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.
Contratos Comerciales
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Contratos Comerciales” del Prospecto.
Derechos de By-pass y Competencia
Según lo analizado anteriormente, los grandes clientes dentro del área de servicio de la Compañía pueden contratar directamente con terceros la venta de gas natural (siempre que notifiquen a la Compañía y al ENARGAS con tres meses de anticipación) así como también la provisión a ellos. No obstante, si dichos usuarios utilizaran el sistema de distribución de la Compañía deberán pagarle una tarifa. Estos usuarios pueden también construir sus propios sistemas de transporte y con ellos bypasear completamente los servicios de la Compañía en cuyo caso, no le correspondería a ésta ninguna tarifa. Los usuarios que desean bypasear íntegramente el sistema de la Compañía enfrentan obstáculos importantes, incluso gastos significativos en la construcción y mantenimiento de líneas de conexión y acceso limitado a la capacidad de transporte en firme.
La Compañía mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes principales y se encuentra implementando políticas contractuales a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa y sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Compañía. El efecto de cualquiera de estas situaciones, podría, sin embargo, ser parcialmente mitigado por las cláusulas de los contratos de transporte firme con TGS las cuales preven que, si alguno de los usuarios celebrara un acuerdo de transporte firme con TGS (directamente con TGS o con una tercera parte ya sea un productor o un broker de gas), MetroGAS tendría derecho a reducir su compromiso de transporte firme con TGS por hasta la cantidad del servicio perdido entre la Sociedad y dicho cliente. Los contratos de transporte firme con TGN contienen cláusulas similares.
Con fecha 1° de junio de 2000, el ENARGAS promulgó la Resolución N° 1.748/00 que introdujo modificaciones a las Condiciones Especiales del Reglamento de Servicio para Pequeños y Grandes Clientes las cuales permiten a los usuarios de 5.000 m3 por día en lugar de los 10.000 m3 de gas anteriores contratar capacidad de transporte en firme sobre una base de compromiso y permiten que los usuarios de 1,5 MMm3 por año de gas, en lugar de 3 MMm3 de gas por año contraten capacidad de transporte sobre una base interrumpible. Adicionalmente el período para notificar al ENARGAS y las compañías de distribución todo bypass propuesto se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo oponiéndose a estas modificaciones que no ha sido resuelto todavía.
En 2004, el Decreto 180/2004 del Poder Ejecutivo introducjo cambios en la regulación del servicio para el servicio especial “Grandes Usuarios – Transporte Interruptible”, al modificar la tarifa máxima que una compañía de distribución de gas puede cobrar a un usuario grande que contrata solamente el servicio de distribución en forma interrumpida. Esta tarifa es la misma que la compañía puede cobrar cuando el usuario contrata tanto el servicio de transporte como de distribución de forma interrumpida.
En la actualidad se utilizan fuentes alternativas de energía como sustitutos del gas natural, principalmente el fuel-oil para centrales eléctricas y el LPG para clientes residenciales y comercios pequeños. La abundancia de gas natural en Argentina históricamente ha brindado al gas una gran ventaja de costo con respecto al fuel oil. Sin embargo, en años recientes, la Argentina tuvo que importar LNG y el costo de gas nacional excedió el de otras fuentes de energía alternativas.
Asimismo, en el pasado CAMMESA ha ejercido presiones para garantizar capacidad de transporte para las centrales eléctricas. CAMMESA recientemente obtuvo su propia capacidad de transporte de gas debido a la expansión del sistema de transporte de gas. Esta nueva posición de CAMMESA en el mercado del gas y su esfuerzo de lobby podrían significar un riesgo para los servicios de la Sociedad. Podría la Sociedad ser sujeto de by-pass y la posición de MetroGAS verse severamente afectada.
En octubre de 2009, la Secretaría de Energía a través de la Nota Nº 6.866, estableció un programa voluntario para compañías generadoras que quisieran participar en un “Procedimiento para el despacho de gas natural para la generación eléctrica”. De acuerdo con este programa, los productores de gas natural participantes entregan su producción de gas natural disponible a CAMMESA, quien elige las centrales eléctricas que recibirán el gas natural. Aunque este programa es voluntario, todas las centrales eléctricas clientas de la Compañía han participado. Consecuentemente, esto impactaría en las ventas de la Sociedad si CAMMESA decidiera entregar energía a centrales dentro del área de servicios de MetroGAS, y disminuiría el modo en que afectaría a la Sociedad si CAMMESA eligiera destinatarios fuera del área de servicios de MetroGAS. Además, dado el mayor costo de LNG comparado con fuel oil, CAMMESA elige despachar energía eléctrica central a las centrales eléctricas dentro del area de MetroGAS, utilizando fuel oil en lugar de gas natural. Este hecho está afectando negativamente el factor de carga de la capacidad de transporte en firme durante el verano.
En marzo de 2013, la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 95 que establece que para minimizar costos y optimizar el suministro de combustibles a las plantas de energía, la gestión comercial es efectuada por CAMMESA. Seguidamente, la Secretaría de Energía emitió la Nota Nº 2053 que establece el criterio para implementar la resolución antes mencionada. Como consecuencia de dicha resolución, las plantas de energía pueden ser prevenidas de renovar sus contratos de suministro al vencimiento.
Seguros
Al 31 de diciembre 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$S 103,97 millones. Contamos con seguros por interrupción de nuestro negocio por hasta U$S 24,5 millones. 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 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 actual de la Constitución Argentina.
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
La Ley del Gas dispone que sólo las empresas privadas licenciatarias pueden intervenir en la distribución de gas. Cada licencia otorga el derecho exclusivo de distribución de gas dentro de un área geográfica específica, sin perjuicio de que los subdistribuidores ya existentes o aquéllos que puedan crearse con la aprobación del ENARGAS puedan también distribuirlo. El derecho exclusivo de distribución de gas en un área geográfica no comprende el derecho exclusivo de vender gas dentro de esa área; en ciertas circunstancias los clientes pueden comprar gas directamente a los productores o comercializadores. No obstante, si el gas comprado a terceros es entregado utilizando el sistema de distribución de MetroGAS, se aplica el mismo margen ya sea que la compañía distribuidora entregue su propio suministro a un cliente o que el cliente compre el suministro a terceros.
El cliente que desee el suministro de gas de un tercero deberá notificar su intención al ENARGAS con una anticipación mínima de tres meses. Sujeto a las condiciones del mercado, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. Dadas las condiciones actuales del mercado, el período de notificación ha sido reducido a tres meses. En caso de que un cliente compre gas directamente a terceros y posteriormente deseara adquirirlo de MetroGAS, MetroGAS no está obligado a reinstalar este servicio. No obstante, en caso de que el cliente objetara el rechazo de MetroGAS de reinstalarle el servicio, la cuestión será resuelta por el ENARGAS. Véase “Infamación sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
Obligaciones de MetroGAS
MetroGAS tiene varias obligaciones de acuerdo con la Ley del Gas, incluyendo la obligación de cumplir con todas las solicitudes de servicios razonables dentro de su área de servicio. No se considerará razonable la solicitud de servicio si resultara antieconómico para la distribuidora el hecho de asumir la ampliación del servicio solicitado. MetroGAS también tiene la obligación de operar y mantener sus instalaciones en forma segura, lo que puede requerir ciertas inversiones para el reemplazo o mejora de las instalaciones según lo estipulado en la Licencia.
La Licencia detalla otras obligaciones de MetroGAS, las que incluyen la obligación de (a) proporcionar un servicio de distribución, (b) mantener un servicio continuo, (c) operar en una forma prudente, (d) mantener la red de distribución, (e) llevar a cabo las inversiones obligatorias, (f) mantener ciertos registros, y (g) proporcionar ciertos informes periódicos al ENARGAS. La Licencia también prohíbe que MetroGAS, sin la aprobación previa del ENARGAS, asuma deudas de Gas Argentino, otorgue un derecho real de garantía sobre sus activos a favor de los acreedores de Gas Argentino, reduzca su capital o distribuya sus bienes salvo a través de dividendos de acuerdo con la ley argentina.
Ampliaciones
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Ampliaciones” del Prospecto.
Servidumbres
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Servidumbres” del Prospecto.
Sistema de sanciones y revocación de la Licencia
La Licencia establece un sistema de sanciones en caso de incumplimiento de las obligaciones por parte de MetroGAS, en virtud de sus términos, incluyendo apercibimientos, multas y revocación de la Licencia. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio - La ley del Gas y la Licencia”. Estas sanciones pueden ser fijadas por el ENARGAS basándose, entre otras consideraciones, en la magnitud del incumplimiento o en su efecto sobre el interés público. Se podrán imponer multas de hasta U$S 500.000 en caso de reincidencia en los incumplimientos de los términos de la Licencia.
La revocación de la Licencia puede ser declarada únicamente por el Poder Ejecutivo a instancias del ENARGAS. La Licencia especifica varios motivos de revocación, incluyendo (a) el incumplimiento en el suministro del 35% o más del servicio durante quince días consecutivos o treinta días no consecutivos en un año, o (b) el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio durante treinta días consecutivos o sesenta días no consecutivos durante un año, siempre que dicho incumplimiento sea por causas imputables a MetroGAS. La Licencia también puede ser cancelada por el Gobierno 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, habiendose prorrogado el estado de emergencia económica hasta el 31 de diciembre de 2015 en virtud de la Ley Nº 26.896. 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 nueva 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 Índice de Precios de Productor (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.
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”.
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, 262/12, 946/12, 2.686/2012, 1.524/2013 y 222/2014, cada uno por un período adicional de 180 días.
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 mencionado decreto. Dicho 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. En ambos casos, los cuadros tarifarios reflejaban cambios en el precio del gas en boca de pozo y no provocaban ajuste en los márgenes del servicio que prestan las distribuidoras y transportistas.
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 recibían 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 tenía 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.
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 estableció 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 fue 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 cuales 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. Todo lo cobrado será utilizado por ENARSA para financiar el gas importado.
El 21 de noviembre de 2012, MetroGAS, 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, 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 inversiones relacionadas con la infraestructura, conexión de servicios y expansión de los sistemas de distribución de gas (FOCEGAS). Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las compañías 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.
El Acuerdo Transitorio ratificado por el Decreto N° 445/2014, de fecha 1° de abril de 2014, y la aplicación de la Resolución N° I/2851, aprueban nuevos Cuadros Tarifarios con vigencia a partir del 1° de abril de 2014, 1° de junio de 2014 y 1° de agosto de 2014. Las nuevas tarifas se aplican a todas las categorías de clientes residenciales y comerciales. Los clientes industriales no se ven alcanzados por estos aumentos.
Renegociación de las tarifas
En enero de 2002, en el marco de la Ley de Emergencia, 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.
De acuerdo con la Ley de Emergencia, 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, que originalmente expiraba en diciembre de 2003, fue prorrogada en varias ocasiones hasta el 31 de diciembre de 2015. 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 cumpliría 10 años de vigencia, el 29 de diciembre de 2011, MetroGAS presentó un reclamo judicial contra el Gobierno Argentino por los daños provocados por el resultado de las medidas sobre las condiciones financieras y económicas establecidas en la Licencia, así como un reclamo, presentado ante el MPFIPyS.
MetroGAS no puede asegurar cuál será el resultado de la renegociación con el Gobierno Nacional.
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 continuó demorado sin resolución.
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.
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, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia. Desde entonces, UNIREN y la Compañía han estado reuniéndose e intercambiando comentarios sobre el borrador de Acuerdo Definitivo propuesto por UNIREN. Desafortunadamente no hubo consenso que haya satisfecho los intereses del Gobierno, nuestros intereses y los intereses de nuestros accionistas.
Como se señaló anteriormente, el 21 de noviembre de 2012, la Sociedad, al igual que el resto de las distribuidoras de gas, salvo una, suscribió un acta (“Acta”) con el ENARGAS, en la cual se acuerda establecer un monto fijo por factura, diferenciado por categoría de usuario. Los importes por tal concepto cobrados por las distribuidoras son depositados en un fideicomiso creado a tal efecto y utilizados para la ejecución de obras y son tomados a cuenta de los ajustes tarifarios previstos en los acuerdos de renegociación de la Licencia oportunamente suscriptos, en el caso concreto de MetroGAS del Acuerdo Transitorio aprobado por el Decreto N° 234/2009.
El 26 de marzo de 2014, en el marco del proceso de renegociación de tarifas, firmamos un acuerdo provisorio con la UNIREN en el que se acordó un nuevo régimen tarifario a los efectos de obtener recursos adicionales a los obtenidos de la aplicación de la Resolución Nº I/2407 del ENARGAS, de fecha 27 de diciembre de 2012, que estableció la recaudación de un monto fijo por factura dependiendo de la categoría de cliente, que debía ser transferido a un fideicomiso especialmente creado para la ejecución de los trabajos. Las sumas que recaudamos conforme dicha resolución fueron considerados pagos a cuenta en relación con los ajustes provistos por el Acuerdo Transitorio aprobado mediante Decreto Nº 234 del 26 de marzo de 2009.
El Acuerdo 2014, ratificado mediante Decreto Nº 445/2014 del 1 de abril de 2014, y publicado en el Boletín Oficial el 7 de abril de 2014 establece un regimen tarifario provisional desde el 1 de abril de 2014, consistiendo en un reajuste de precios y tarifas considerando las circunstancias necesarias para poder seguir operando, así como un criterio común aplicable a todas las licencias de distribución, respetando las regulaciones tarifarias en vigencia, e incluyendo cambios en los precios del gas en boca de pozo.
El Acuerdo 2014 también preve incluir cambios como resultado de modificaciones en las normas impositivas, excepto por el impuesto a las ganancias, estando pendientes las resoluciones. También incluye clausulas relativas a los costos basados en exploración e inversiones costo estructura, e indices de precios representativos de tales costos. Bajo ciertos eventos, y sobre una base semianual, podría haber un procedimiento de revisión bajo el cual el ENARGAS analizaría las modificaciones en el costo de explotación e inversión de la licenciataria, para luego determinar la necesidad o no de un ajuste a la tarifa de distribución.
El Acuerdo 2014 también establece que, desde la fecha del acuerdo hasta el 21 de diciembre de 2015, fecha de vencimiento de la Ley de Emergencia Económica, la UNIREN, en nombre del fideicomisario y de la licenciataria deberá reunir los consensos necesarios respecto de la metodología, terminos y oportunidad para firmar el “Acta Acuerdo de Renegociación Contractual Integral”.
El 27 de marzo de 2014, el Gobierno anunció la redistribución de subsidios, y el 31 de marzo de 2014 la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 226/14 a través de la cual determinó que nuevos precios de gas natural y un esquema de uso responsable de los recursos son necesarios.
En este contexto, nuevos precios de gas natural fueron establecidos para clients residenciales y para Clientes del Servicio General “P” para cada area de producción y categoría de usuario. Estos nuevos precios serán aplicados comparando el consumo en dos períodos mensuales iguales del corriente y años previos. Adicionalmente, un esquema de tres etapas de precios fue establecido para el 1 de abril de 2014, 1 de junio de 2014 y 1 de agosto de 2014. Para los clientes que reducen su consumo por 20% o más, los precios al 31 de marzo de 2014 (conforme Resolución Nº 1417/2008 de la Secretaría de Energía) continúan iguales. Los clientes que reducen el uso entre 5% y 20% tendrán un precio especial y más bajo comparado con el precio aplicado a los clientes que no son capaces de reducir el consumo o cuya reducción es menor al 5%,
Mediante la nota ENRG/SD Nº 03097 del 7 de abril de 2014, el ENARGAS notificó la Resolución Nº I/2851 de misma fecha, donde el nuevo Cuadro Tarifario fue aprobado con efecto a partir del 1° de abril de 2014, 1° de junio de 2014 y 1° de agosto de 2014. Dicho cuadro dispone cambios en la tarifa final aplicable a clientes residenciales y a clientes del servicio general completo. Esto incluye modificaciones en el precio del gas en boca de pozo, como resultado de la aplicación de nuevos precios por area establecidos en la mencionada Resolución Nº 226/2014 de la Secretaría de Energía; cambios en la tarifa de transporte como consecuencia del nuevo cuadro tarifario aplicable para compañías de transporte de gas que refleja el Acuerdo Provisorio del año 2008, y el margen de distribución de MetroGAS luego de la firma del Acuerdo 2014 por parte de la Compañía.
La mencionada resolución del ENARGAS establece que los cuadros tarifarios aplicables hasta el 31 de marzo de 2014 deben ser aplicados a usuarios esenciales (hospitales, colegios públicos, instituciones religiosas, etc. y usuarios elegibles conforme las Notas MPFIPyS Nº 10/2009 de fecha 13 de agosto de 2009). Bajo dicho mecanismo, los licenciataris también tendran distintos precios para el servicio de distribución de gas conforme al comportamiento del usuario en términos de consumo de gas.
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 Finanzas Públicas de la Nación 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.
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, MetroGAS 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, 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 tasa de costo de capital que no satisfizo 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. El restante accionista, con el 5% del capital social, es YIESA.
Cuestiones Legales
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Cuestiones Legales” del Prospecto.
Estructura y Organización de la Emisora y su grupo económico
Indirectamente, MetroGAS es controlada por YPF. Para más información véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en el Prospecto.
Activo Fijo
Los principales bienes de la Compañía están conformados por las cañerías de distribución, redes de servicios, estaciones de reducción de presión, reguladores, válvulas, medidores e inmuebles para las oficinas centrales, oficinas operativas y sucursales. Estos bienes están situados en todas las áreas de servicio y se describen en otro capítulo del presente. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios - Centrales eléctricas”.
A continuación se exponen los saldos contables del rubro “Propiedades, planta y equipo” y su apertura al 31 de marzo de 2014:
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, debiendo ser leída conjuntamente con el capítulo “Reseña y perspectiva operativa y financiera” del mismo donde se expone toda la información aquí resumida.
Producto Bruto Interno
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Producto Interno Bruto Argentino” del Prospecto.
Índices de Precios Argentino
| 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | ||
| Índice de precios mayoristas (variación % anual) | 14.8 | 13,1 | 12,7 | 14,6 | 10,3 | |
| Índice de precios al consumidor (variación % anual) | 10.9 | 10,8 | 9,5 | 10,9 | 7,7 |
_____________
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 el año 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 la sección “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo” incluida en este Prospecto Resumido, y queda calificado en su totalidad por lo dispuesto en dicha sección. 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 PEN 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 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, firmamos el Acuerdo Transitorio con la UNIREN. 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 PEN. El 14 de abril de 2009, el PEN 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 de 2008).
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 de acuerdo con la propuesta de renegociación de la licencia. La misma contenía algunos cambios respecto a cuestiones de forma, pero mantenía el requisito de que los accionistas directos e indirectos de MetroGAS se pronuncien expresamente poniendo en suspenso sus acciones contra el Estado Nacional sujeto a la puesta en vigencia del nuevo cuadro tarifario objeto de negociación.
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, la UNIREN y la Compañía han estado reuniéndose 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. El contrato de fideicomiso fue firmado el 12 de diciembre de 2012 y el manual operativo fue firmado el 16 de enero de 2013. Estamos facturando esta nueva tarifa desde el 3 de diciembre de 2012.
El 26 de marzo de 2014 la Compañía firmó el Acuerdo 2014. Dicho Acuerdo 2014 es complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN.
El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
Conforme lo antedicho, el ENARGAS emitió la Resolución I/2851, publicada en el Boletín Oficial el 9 de abril de 2014, el cual incluye un nuevo cuadro tarifario applicable a MetroGAS, y las condiciones bajo las cuales el mismo debe ser aplicado (para más información vease “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio – ENARGAS – Tarifas”).
- 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 y una parte importante de los bienes de capital que adquiere MetroGas son importados y pagados en dólares estadounidenses. Por lo tanto, el monto de su deuda e inversiones en bienes de capital ha aumentado significativamente en términos de pesos. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con Argentina”.
- Eliminación del acceso al financiamiento
Otro factor que afectó adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía fue imposibilidad de acceder a fuentes de financiamiento. Aunque la Compañía pudo reestructurar parte significativa de su deuda en 2006 y en el año 2013, 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 series de obligaciones negociables denominadas en dólares estadounidenses: la Serie A que representa el 53.2% de la deuda verificada y la Serie B que representa el 46.8% de la deuda verificada (para más información véase “Información sobre la Emisora – Historia y Desarrollo de la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo” en el Prospecto).
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.
Resultados Operativos
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Resultados Operativos” del Prospecto.
Resultados de las operaciones para los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2014 y 2013 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 2014 y 2013 de acuerdo a NIIF” del Prospecto.
Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre 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 ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012 de acuerdo a NIIF” del Prospecto completo del Programa.
Liquidez y recursos de capital
Fuentes de Liquidez
La Compañía es una compañía dedicada a la distribución de gas. Historicamente, sus principales fuentes de liquidez derivaron de (i) el efectivo generado por la operación anteriormente mencionada, y (ii) diversas fuentes de financiación, entre ellas entidades financieras y el mercado de capitales.
Nuestras principales fuentes de liquidez y usos de efectivo durante los ejercicios finalizado el 31 de diciembre de 2013 y 2012 se describen en la tabla a continuación:
| Por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre | ||||
| 2013 | 2012 | |||
| (en millones de pesos) | ||||
| Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio | 153,2 | 207,3 | ||
| Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas | 162,7 | 54,8 | ||
| Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión | (166,0) | (111,2) | ||
| Flujo neto de efectivo generado por las actividades de financiación | (32,2) | 0,0 | ||
| Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo | (35,5) | (56,4) | ||
| Diferencia de cambio sobre efectivo y equivalentes de efectivo | (1,1) | 2,4 | ||
| Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período (1) | 116,6 | 153,2 |
(1) Del total de efectivo al cierre de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, Ps. 77,3 millones y Ps. 47,6 millones, respectivamente corresponden a saldos cobrados por fideicomisos y Resolución I-2621/2013 los cuales fueron depositados durante el mes siguiente.
A los efectos de nuestro flujo de efectivo, consideramos todas las inversiones líquidas con un vencimiento igual o menor a tres meses, consistente principalmente de inversiones en fondos comunes de inversión y plazos fijos, a ser equivalentes de efectivo. Nuestro efectivo y equivalentes de efectivo están tipicamente denominados en Pesos, con el remanente estando denominado en moneda extranjera tal como el Dólar estadounidense.
Tenemos ciertas obligaciones financieras descriptas bajo la sección “Información sobre la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo”.
Las condiciones financieras adversas de MetroGAS llevó a nuestro Directorio a aprobar el ingreso a concurso preventivo el 17 de junio de 2010. El proceso concursal generó un supuesto de incumplimiento bajo nuestras obligaciones de deuda existentes en su momento. Conforme dichos términos, el supuesto de incumplimiento generó la aceleración de los vencimientos de todas nuestras obligaciones de deuda. No obstante ello, al solicitar la apertura del concurso preventivo se frenó el pago de capital e intereses bajo dicha deuda.
En este contexto, al 31 de diciembre de 2013 registramos pérdidas acumuladas que ascendieron a Ps. 878.1 millones y capital de trabajo negativo que ascendió a Ps. 175.8 millones.
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 inversiones relacionadas con la infraestructura, conexión de servicios y expansión de los sistemas de distribución de gas. Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las compañías 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. El contrato de fideicomiso fue firmado el 12 de diciembre de 2012 y el manual operativo fue firmado el 16 de enero de 2013. Estamos facturando esta nueva tarifa desde el 3 de diciembre de 2012. Sin embargo, actualmente estimamos que los fondos a ser recibidos por nosotros como resultado de este aumento de tarifas (luego del pago de las inversiones) nos permitirá cubrir algunos de los gastos que, de otra manera, deberíamos financiar, pero serán insuficientes para remediar nuestra situación económica y financiera. Al 31 de diciembre de 2012, el monto facturado fue de Ps. 10 millones y al 31 de diciembre de 2013 dicho monto fue de Ps. 194 millones.
El 26 de marzo de 2014 firmamos el Acuerdo 2014. Dicho Acuerdo 2014 es complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN.
El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
Conforme lo antedicho, el ENARGAS emitió la Resolución I/2851, publicada en el Boletín Oficial el 9 de abril de 2014, el cual incluye un nuevo cuadro tarifario aplicable a MetroGAS, y las condiciones bajo las cuales el mismo debe ser aplicado (para más información véase “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio – ENARGAS – Tarifas”).
Basados en lo antedicho, estimamos que el aumento en las tarifas permitirá a MetroGAS continuar operando como una empresa en marcha. No obstante ello, el impacto real dependerá en una variable que escapa del control de MetroGAS: esto es, la reducción en el consumo de gas que los consumidores pueden causar, lo que dependerá no sólo en la reacción de ellos al aumento del precio, sino también a los efectos del clima.
Flujo de efectivo
Flujos de efectivo netos aplicados a actividades operativas
Los flujos de efectivo netos generados en actividades operativas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fueron Ps. 162.7 millones, comparados con Ps. 54.8 millones generados en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.
Los Ps 108 millones de incremento se deben principalmente a un incremento de Ps. 84.8 millones en el flujo de efectivo provisto por el resultado operativo del año 2013 como consecuencia de que comenzamos a facturar las nuevas tarifas establecidas por la Resolución MPFIPyS Nº 2000/05, autorizada por Resolución ENARGAS Nº 2407/12, compensado principalmente por una disminución de Ps. 23.2 millones en el flujo de efectivo requerido para nuestras necesidades de capital de trabajo.
La disminución de Ps. 23.2 millones en el flujo de efectivo requerido para capital de trabajo en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 se debió principalmente a una disminución en nuestros pagos en efectivo de servicios de gas, transporte y otros durante dicho ejercicio, como consecuencia de nuestra decisión de modificar las condiciones de pago a ciertos proveedores, principalmente productores y transportistas de gas.
Flujos de efectivo netos aplicados a actividades de inversión
Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de inversión ascendieron a Ps. 166 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, comparado con Ps. 111.2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Nuestra adquisición de propiedades, planta y equipo aumentó 49.3% en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 por aumentos en gastos de capital para asegurar la operación segura de nuestra red, como resultado de un incremento en el efectivo resultante de nuestras actividades operativas, principalmente como consecuencia de que comenzamos a facturar las nuevas tarifas establecidas por la Resolución MPFIPyS Nº 2000/05, autorizada por Resolución ENARGAS Nº 2407/12.
Flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiación
Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiación ascendieron a Ps. 32.2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 como consecuencia del pago parcial de intereses en oportunidad del canje de deuda concursal ocurrido el 11 de enero de 2013, y en oportunidad de los vencimientos de las obligaciones negociables en junio y diciembre de 2013.
Fuentes de Capital
Desde los comienzos de la crisis económica Argentina de diciembre del 2001, hemos sufrido restricciones significativas en nuestra liquidez y no hemos podido acceder a nuevas fuentes de financiamiento mediante los mercados financieros locales e internacionales, dado que permanecen cerrados para la Compañía. Como resultado de los significativos y materiales cambios en la economía argentina, incluyendo, entre otros, la suspensión de los ajustes de las tarifas, la conversión de las tarifas denominadas en Dólares a Pesos a una tasa de Ps 1 por U$S 1 y la devaluación del Peso, perdimos acceso al mercado de capitales y a otras fuentes de financiamiento, tanto local como internacional.
Al 31 de diciembre de 2013, nuestra deuda financiera consistía de U$S 173.2 millones de nuestras Obligaciones Negociables Serie A-L (incluyendo obligaciones negociables adicionales emitidas como resultado de capitalización de intereses); U$S 17.3 millones de las Obligaciones Negociables Serie A-U (también incluyendo obligaciones negociables adicionales emitidas como resultado de capitalización de intereses); U$S 121.6 millones de las Obligaciones Negociables Serie B-L y US$ 13 millones de las Obligaciones Negociables Serie B-U.
Las Obligaciones Negociables Serie B solo serán exigibles a MetroGAS si:
(A) se habrá declarado el vencimiento anticipado de todas las Obligaciones Negociables Serie 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 Serie A y tenedores de por lo menos el 25% del monto de capital de las Obligaciones Negociables Serie 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 Serie 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”). En caso que no haya ocurrido un Hecho Desencadenante antes de la Fecha Límite, entonces las Obligaciones Negociables Serie B serán canceladas automáticamente y la Compañía no tendrá obligaciones bajo las mismas. Las Obligaciones Negociables Serie B devengarán intereses solamente en caso de acaecimiento de un Hecho Desencadenante antes de la Fecha Límite, y a partir del acaecimiento de dicho Hecho Desencadenante. Dicho interés también será del 8.875%.
Nuestra deuda financiera como porcentaje de nuestra capitalización total, incluyendo los montos en nuestros Estados Contables Auditados bajo el concepto “Obligaciones Concursales” alcanzaron a 62.2% y 88.5% al 31 de diciembre de 2013 y 2012, respectivamente.
Deuda
Al 31 de marzo de 2014 el endeudamiento financiero contable de la Sociedad era de Ps. 1.260,5 millones. Asimismo, el endeudamiento nominal ascendía a US$ 329,4 millones. Al 31 de diciembre de 2013 el endeudamiento financiero de la Sociedad era de Ps. 953,1 millones. Al 31 de diciembre de 2012 el endeudamiento financiero de la Compañía era de Ps. 1.282,3, y al 31 de diciembre de 2011 era de Ps. 1.119,3 millones.
Con fecha 25 de marzo de 2002, MetroGAS anunció la suspensión de los pagos de capital e intereses sobre la deuda financiera dado que la Ley de Emergencia, conjuntamente con las reglamentaciones correspondientes, han alterado los parámetros fundamentales de la licencia de la Sociedad, incluyendo la suspensión de la aplicación de la fórmula de ajuste de las tarifas y la conversión de las tarifas a pesos, así como también la devaluación del peso.
El 9 de noviembre de 2005, la Sociedad efectuó el lanzamiento de una solicitud de consentimiento para reestructurar su deuda financiera quirografaria en los términos de un acuerdo preventivo extrajudicial (“APE”) de acuerdo con la Ley Argentina.
Con fecha 12 de mayo de 2006 se produjo la finalización del proceso de reestructuración de deuda financiera realizándose el canje efectivo de los títulos. Para ello se emitieron Obligaciones Negociables Serie 1 por un monto total de US$ 236.285.638 de valor nominal, Serie 2 Clase A por un monto total de US$ 6.254.764 de valor nominal y Serie 2 Clase B por un monto total de euros 26.070.450 de valor nominal. Adicionalmente se efectuaron pagos por un total de US$ 105.608.445 por las opciones recibidas de compra en efectivo y US$ 19.090.494 y euros 469.268 correspondientes a intereses devengados por las obligaciones negociables Series 1 y Series 2 hasta el 30 de diciembre 2005.
Las condiciones adversas en las que se encontraba la Sociedad, llevó a que el 17 de junio de 2010 el Directorio de MetroGAS solicitara la apertura del concurso preventivo de acreedores. El concurso preventivo generó un supuesto de incumplimiento al programa de Obligaciones Negociables de MetroGAS que automáticamente aceleró los saldos pendientes de la deuda existente. No obstante, el concurso preventivo suspendió los pagos del capital y los intereses de la deuda concursal (en la que está incluida la deuda financiera) de MetroGAS.
En cumplimiento del concurso preventivo de acreedores, el 11 de enero de 2013, MetroGAS las Obligaciones Negociables de la Reestructuración. Con fecha 25 de julio de 2013, MetroGAS emitió obligaciones negociables adicionales, por un monto de U$S 9.101.000 en concepto de verificaciones tardías en el marco de su concurso y por un monto de U$S 7.461.246 como resultado del derecho de MetroGAS de elegir capitalizar una porción de los intereses que resultaban pagaderos bajo dichas obligaciones negociables. Adicionalmente, el 29 de enero de 2014 MetroGAS emitió obligaciones negociables adicionales por un monto total de U$S 3.887.956 como resultado del derecho de MetroGAS de elegir capitalizar una porción de los intereses que resultaban pagaderos bajo dichas obligaciones negociables. Para más información sobre dichas emisiones de obligaciones negociables y sobre el concurso preventivo de MetroGAS, véase “Información sobre la Emisora – Historia y desarrollo de la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo” en el Prospecto.
Adicionalmente, el Directorio de MetroGAS aprobó por unanimidad una propuesta de apertura de línea de crédito con YPF. Dicha línea de crédito tiene un costo de BADLAR (actualmente en torno al 26% anual) más un spread de 6% anual. YPF otorga a MetroGAS una línea de crédito "No Comprometida" por hasta miles de $ 180.000, por un plazo de 180 días corridos contados a partir de la fecha de aceptación de la propuesta, el cual puede ser prorrogado por YPF. MetroGAS podrá requerir los desembolsos que estime convenientes de acuerdo a sus necesidades hasta el monto máximo de la línea de crédito y durante el plazo mencionado, y podrá hacer pagos anticipados parciales o totales sin penalidades. Por último, en caso de mora tiene un interés punitorio del 10% anual.
El 24 de febrero de 2014, MetroGAS efectuó la propuesta de apertura de la línea mencionada solicitando miles de $ 45.000. El 16 de abril de 2014, la Sociedad realizó la segunda solicitud de desembolso bajo la misma línea de crédito. Ambos desembolsos serán repagados por la Sociedad dentro del plazo de 1 año desde su efectivo puesta a disposición por parte de YPF. A la fecha de este Prospecto Resumido, la Sociedad ha tomado miles de $ 90.000 de esta línea de crédito.
Inversiones de Capital
Como parte de nuestra estrategia, comenzamos y continuamos a través del año 2001 un programa de inversiones de capital destinado a extender y renovar las cañerías, reguladores, valvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de nuestra red de distribución, para modernizar y centralizar nuestros sistemas de información y para actualizar nuestra red de atención al cliente. Incurrimos aproximadamente en Ps. 524.9 millones de inversiones de capital desde 1993 hasta el año 2001. Dada la crisis económica Argentina, en el año 2002 reducimos nuestras inversiones de capital a lo necesario requerido para cumplir con la Licencia y asegurar la operación segura de nuestra red. De tal modo, redujimos nuestras inversiones de capital y programa de mantenimiento preventivo sin afectar nuestra abilidad para servir a nuestros clientes de manera segura o de operar nuestra red conforme la calidad y normas ambientales. Efectuamos inversiones de capital de aproximadamente Ps. 639.9 millones entre el 2002 y 2011. Nuestras inversiones de capital durante 2012 y 2013 ascendieron aproximadamente a Ps. 111.2 millones y Ps. 166 millones, respectivamente.
Nuestras inversiones de capital en los últimos tres años estuvieron financiadas por efectivo provisto por nuestras actividades operativas y nuestras inversiones de capital para el año 2013 fueron aplicadas principalmente a asegurar la operación segura de nuestra red, conforme la Licencia. Adicionalmente, como resultado del concurso preventivo, se suspendió el pago de capital e intereses bajo nuestra deuda, lo que otorgó recursos de capital adicionales durante los años 2011 y 2012. Durante el año 2012, también modificamos la política de pago a productores de gas y no es posible asegurar si serán o no modificadas en el futuro. Consecuentemente, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, registramos una capital de trabajo negativo de Ps. 175.8 millones.
Investigación y Desarrollo, Patentes y Licencias
La Sociedad no desarrolla ni patrocina actividades de investigación y desarrollo y como consecuencia de ello, no ha incurrido en gastos vinculados a tal actividad. Asimismo, la Sociedad no es titular de patentes relevantes y no otorga licencia a terceros vinculados con derechos sobre propiedad intelectual propia.
Política ambiental y de Seguridad
La Compañía considera que actualmente lleva a cabo sus operaciones de conformidad con las leyes, normas y reglamentaciones de seguridad y protección del medio ambiente aplicables. Para asegurar la continua mejora y el cumplimiento de los requisitos legales, regulatorios y societarios, la Compañía está comprometida a cumplir con las normas ISO 14001 (Gestión Ambiental) y OHSAS 18001 (Occupational Health and Safety Assessment Series). MetroGAS fue exitosamente auditada en noviembre de 2013 por la firma de auditoría externa DNV (Det Norske Veritas) y, consecuentemente, mantenemos así las correspondientes certificaciones. Asimismo, la Compañía está constantemente buscando formas de reducir la emisión de gases green house para minimizar su impacto en el medio ambiente.
Durante septiembre de 2013, un auditor independiente realizó la auditoría medioambiental obligatoria de tres años, en cumplimiento de la regla NAG 153, emitida por el ENARGAS. No se encontró ningún incumplimiento material.
El cumplimiento con las regulaciones actuales fue verificado en ocasión de las visitas a nuestras dependencias por parte de la Superintendencia de Riesgos Ocupacionales.
Finalmente, no hemos tenido multas ni penalidades relacionados con la salud, seguridad o cuestiones ambientales.
Información sobre tendencias
Para mayor información sobre tendencias, véase “Información sobre la Emisora – Oferta y Demanda de Gas – Consumo y Demanda de Gas Natural” y “Información sobre la Emisora – Descripción del negocio – Marco Regularorio” en el Prospecto.
DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS
Directores y gerencia
Directorio
La siguiente tabla indica los actuales miembros del directorio de MetroGAS, sus respectivos cargos, el año en que fueron designados en los mismos y el año de vencimiento de su actual mandato:
| Nombre | Cargo | Año de designación | Última designación (1) | Fecha de vencimiento del mandato |
| David José Tezanos Gonzalez (a) | Presidente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Marcelo Adrián Núñez (a) | Vicepresidente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Gabriel Leiva (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Gustavo Ernesto Di Luzio (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Daniel Alfonso Suarez (a) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Raúl Ángel Rodríguez (a) | Director Titular | 2014 | 2014 | 2015 |
| Juan Carlos Fronza (b) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Héctor Caram (b) | Director Titular | 2010 | 2014 | 2015 |
| María Eugenia Gozzi Valdez (b) | Director Titular | 2013 | 2014 | 2015 |
| Cristian Alexis Girard (b) | Director Titular | 2012 | 2014 | 2015 |
| Jorge Alberto Depino (c) | Director Titular | 2004 | 2014 | 2015 |
| Fernando Nardini (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Fernando Gomez Zanou (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Rodrigo Cuesta (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Patricio Da Re (a) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Alejandro Héctor Fernández (a) | Director Suplente | 2014 | 2014 | 2015 |
| Pablo Manuel Vera Pinto (a) | Director Suplente | 2012 | 2014 | 2015 |
| Raúl Podetti (b) | Director Suplente | 2008 | 2014 | 2015 |
| David René Jacoby* (b) | Director Suplente | 2013 | 2014 | 2015 |
| Luis Alberto Chaparro (c) | Director Suplente | 2004 | 2014 | 2015 |
Respecto de los datos personales, la experiencia laboral, actividades desarrolladas fuera de MetroGAS y otros datos relativos a la actividad profesional de los directores, véase “Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización” del Prospecto.
Gerencia de primera línea
La siguiente tabla indica los gerentes de primera línea de MetroGAS y sus respectivos cargos:
| Nombre | Cargo | Año de designación |
| Marcelo Adrián Núñez | Director General | 2013 |
| Patricia Carcagno | Directora Técnica | 2013 |
| Jorge Edgardo Gutierrez | Director de Recursos Humanos | 2013 |
| 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 |
| Valeria Soifer | Directora de Estrategia y Nuevos Negocios | 2013 |
| Diego Carlos Gamba | Director de Sistemas de Información | 2014 |
Respecto de los datos personales, la experiencia laboral, actividades desarrolladas fuera de MeetroGAS y otros datos relativos a la actividad profesional de los gerentes de primera línea, véase “Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización” del Prospecto.
Relación familiar entre los miembros de directorio y entre los gerentes de primera línea
No existe relación familiar entre los miembros del Directorio ni entre los gerentes de primera línea.
Entendimiento con terceros para la designación de directores y gerentes de primera línea
No existe entendimiento o acuerdo entre la Emisora y sus accionistas, clientes, proveedores u otros, en virtud del cual hayan sido elegidas alguna de las personas designadas como directores o gerentes de primera línea.
Remuneración
Compensaciones pagadas a directores
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, el Directorio percibió honorarios por Ps. 1,6 millones, conforme lo aprobó la asamblea de accionistas de la Sociedad celebrada con fecha 28 de abril de 2014.
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, el monto de compensaciones y beneficios en especie concedidos a la Gerencia de Primera Línea ascendió a Ps. 13,6 millones.
Inexistencia de opciones sobre acciones
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.
Otra información relativa al órgano de administración, de fiscalización y comités especiales
Fecha de expiración de los mandatos – Período de ejercicio
Para mayor información relacionada con los plazos de los mandatos respecto de los integrantes del órgano de administración, de fiscalización y Comité de Auditoría, véase “Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización”en este Prospecto Resumido.
Inexistencia de contratos con directores con beneficios luego de su terminación
No existen contratos de locación de servicios de los directores con beneficios luego de la terminación de sus mandatos.
Comité de Auditoría
Para mayor información relacionada al Comité de Auditoría de la Compañía, véase “Datos sobre directores, administradores, gerentes, asesores y miembros del organo de fiscalización” en este Prospecto Resumido.
Empleados
Al 31 de marzo de 2014, MetroGAS tenía 1.127 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 2014 y al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:
| Cantidad de Empleados | ||||
| Departamento | Al 31 de marzo de 2014 | Al 31 de diciembre de 2013 | Al 31 de diciembre de 2012 | Al 31 de diciembre de 2011 |
| Dirección General | 15 | 74 | 51 | 52 |
| Operaciones | 480 | 475 | 490 | 455 |
| Recursos Humanos | 50 | 51 | 59 | 66 |
| Comercial | 362 | 367 | 435 | 383 |
| Asuntos Legales y Regulatorios | 13 | 13 | 14 | 14 |
| Sistemas de Información | 56 | - | - | - |
| Administración y Finanzas | 86 | 85 | 99 | 89 |
| Técnica Estrategia y Desarrollo de Nuevos Negocios | 58 8 | 58 8 | - - | - |
| Total | 1128 | 1.131 | 1.148 | 1.059 |
Al 31 de marzo de 2014, aproximadamente el 40,32% % 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 el sindicato, pero en la actualidad no mantiene ningún convenio colectivo de trabajo con esta entidad. 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.
Propiedad accionaria
Propiedad accionaria de directores, síndicos y gerentes de primera línea
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 gerente de primera línea tiene acciones de la Compañía a la fecha del Prospecto Resumido.
Inexistencia de convenios con empleados sobre participaciones en el capital
No existen convenios con empleados de la Emisora sobre participaciones en el capital de la Emisora.
ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS
Para mayor información sobre los accionistas principales de MetroGAS, por favor remitir a “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en elProspecto Resumido.
Convenio de Accionistas
A la fecha, no se ha notificado a MetroGAS sobre la existencia de ningún convenio de accionistas entre los tenedores de las acciones ordinarias de la Sociedad.
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 2014(a):
| País | Clase | Cantidad |
| Argentina | A | 290.277.316 (b) |
| B | 174.181.949 (c) | |
| C | 56.917.121 | |
| Otros países | B | 47.794.823 |
______
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.
(c) 108.142.529 de estas Acciones Clase B pertenecen a Gas Argentino.
Al 31 de marzo de 2014, MetroGAS tenía 1.187 accionistas registrales en la Argentina y 18 en otros países (Estados Unidos, Uruguay, España, Gran Bretaña, Brasil, Suiza, Luxemburgo e Irlanda).
Transacciones con partes relacionadas
MetroGAS realiza operaciones y transacciones con partes relacionadas dentro de las condiciones generales de mercado, las cuales forman parte de la operación habitual de la sociedad en cuanto a su objeto y condiciones.
YPF controla indirectamente el 100% del capital social de Gas Argentino, el principal accionista de MetroGAS. Asimismo, con fecha 3 de mayo de 2012, el Congreso de la Nación sancionó la Ley N°26.741, por medio de la cual se declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de acciones Clase D de dicha empresa pertenecientes a Repsol sus controlantes o controladas, directa o indirectamente, disponiéndose al mismo tiempo la ocupación temporánea de tales acciones en los términos de los artículos 57 y 59 de la Ley N° 21.499.
MetroGAS ha comprado gas a YPF en el curso ordinario de sus negocios y ha devengado comisiones de salarios, gastos y otros costos. Por otra parte, MetroGAS provee el servicio de transporte y distribución a AstraEvangelista S.A., indirectamente relacionada con YPF y Operadora de Estaciones de Servicio S.A., una compañía directamente relacionada con YPF.
Asimismo, en virtud de la Resolución I-2.621/13 del ENARGAS, MetroGAS se encuentra facturando por cuenta y orden de ENARSA los volúmenes inyectados para GNC a partir de junio de 2013.Así también, MetroGAS debe facturar, cobrar y liquidar tres cargos específicos, con diversa afectación, lo cual hace por cuenta y orden de Nación Fideicomisos S.A. Los saldos al 31 de diciembre de 2013 por esta operatoria se exponen en la Nota 20 a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013.
Por último, MetroGAS suscribió con ENARGAS el 21 de noviembre de 2012 un Acta acuerdo en la que se establece un monto fijo por factura, diferenciado por categoría de cliente que debe ser tomado a cuenta de los ajustes tarifarios. En dicha Acta se establece que los importes cobrados por tal concepto sean depositados en un fideicomiso creado a tal efecto y utilizados para la ejecución de obras de infraestructura, de conexión, repotenciación, expansión y/o adecuación tecnológica de los sistemas de distribución de gas por redes. A tal fin, con fecha 12 de diciembre de 2012 se firmó un contrato de fideicomiso entre MetroGAS y Nación Fideicomisos S.A. Los saldos por esta operatoria se exponen en las Notas 13 y 20 a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013.
La información detallada en los cuadros siguientes muestra los saldos con las sociedades relacionadas a la Compañía al 31 de marzo de 2014, así como las operaciones con las mismas por los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2014 y 2013.
La información detallada en los cuadros siguientes muestra los saldos con las sociedades relacionadas a la Compañía al 31 de diciembre de 2013 y 2012 y al 1 de diciembre de 2012, así como las operaciones con las mismas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012.
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 mayor información referirse a la Nota 29 a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013.
Política de dividendos
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Política de dividendos” del Prospecto.
INFORMACIÓN CONTABLE
Los estados contables que integran el Prospecto son los estados contables financieros consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2013, y comparativos y los estados financieros consolidados condensados intermedios al 31 de marzo de 2014 y comparativos.
Asimismo, a efectos informativos se incluye información por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011, que surge de los estados contables oportunamente aprobados conforme a las NCA, aplicadas por la Sociedad previas a la aplicación de las NIIF.
Los inversores podrán consultarlos en la AIF de la CNV (www.cnv.gob.ar) en la sección “Información Financiera – Emisoras – Emisoras en el Régimen de Oferta Pública – Metrogas S.A. – Estados Contables”. Copias de dichos estados financieros, del Prospecto, y de este Prospecto Resumido podrán obtenerse en el domicilio legal de la Sociedad sita en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Sin perjuicio de lo mencionado, todos los hechos relevantes posteriores a los estados financieros al 31 de marzo de 2014 que pudieran tener impacto y fueran de conocimiento de la Sociedad a la fecha de emisión de dichos estados financieros se informan en la Nota 30 a los estados financieros correspondientes al período de tres meses finalizado el 31 de marzo de 2014.
DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN
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, 15 de octubre de 2004 y 24 de febrero de 2010, 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, (junto con sus modificaciones, 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 las Normas de la CNV.
Se podrá solicitar autorización para que las Obligaciones Negociables sean listadas 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 sean listadas en la BCBA y negociadas 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.
Prescripción
Los reclamos contra la Sociedad por el pago de capital e intereses prescribirán para el caso de Obligaciones Negociables Nominativas, dentro de los 10 años de la fecha de vencimiento correspondiente para el pago de capital y dentro de los 4 años de la fecha de vencimiento correspondiente para el pago de los intereses.
Gastos de la emisión
Los gastos de emisión serán informados oportunamente en los respectivos Suplementos de Prospecto.
INFORMACIÓN ADICIONAL
Capital social
A la fecha de este Prospecto Resumido, el capital social de la Compañía ascendía a Ps. 569.171.208; el cual se encuentra totalmente suscripto, registrado e integrado.
El capital social está representado por acciones ordinarias, escriturales de un (1) peso de valor nominal cada una y con derecho a un (1) voto por acción. 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 2014 | 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.
Acciones poseídas por la propia Compañía o por sus subsidiarias
La Compañía no posee acciones propias, ni por sí misma ni por sus subsidiarias.
Capital autorizado pero no emitido o compromiso de incrementar el capital
No existe capital autorizado pero no emitido o compromiso de incrementar el capital.
Opciones concedidas
La Compañía no concedió opción alguna en relación con sus acciones.
Evolución del capital social en los últimos tres años
| Capital social | Acciones | Total del capital suscripto |
| Al 31 de diciembre de 2013 | 569.171.208 | 100% |
| Al 31 de diciembre de 2012 | 569.171.208 | 100% |
| Al 31 de diciembre de 2011 | 569.171.208 | 100% |
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. Con fecha 19 de abril de 1993 se inscribió en el Registro Público de Comercio la primera reforma estatutaria bajo el número 3030, Libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas. Con fecha 20 de septiembre de 1994 se inscribió en el Registro Público de Comercio la segunda reforma estatutaria bajo el número 9564 del Libro 115, Tomo A de Sociedades Anónimas. Posteriormente, por instrumento privado del 19 de abril de 1995 se inscribió en el Registro Público de Comercio el 30 de junio de 1995 bajo el N° 5645 del Libro 117 Tomo A de Sociedades Anónimas la tercer reforma estatutaria. Luego, por instrumento privado del 7 de febrero de 1996 se inscribió en el Registro Público de Comercio el 4 de marzo de 1996 bajo el N° 1851 del Libro 118 Tomo A de Sociedades Anónimas la cuarta reforma estatutaria. Por instrumento privado del 29 de abril de 2003 y del 10 de diciembre de 2003, inscripto en la Inspección General de Justicia el 5 de febrero de 2004, bajo el número 1572 del libro 24, de Sociedades por Acciones se inscribió la quinta reforma estatutaria. Por instrumento privado del 29 de julio de 2005, inscripto en la Inspección General de Justicia el 22 de septiembre de 2005, bajo el número 11027 del libro 29 de Sociedades por Acciones se inscribió la sexta refrorma estatutaria. Por último, por instrumento privado del 30 de abril de 2013, inscripto en la Inspección General de Justicia el 6 de diciembre de 2013, bajo el número 24315 del libro 66 de Sociedades por Acciones se inscribió la séptima y última reforma estatutaria.
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.
Conforme el artículo 20 de la Ley de Mercado de Capitales, la CNV puede designar veedores con facultades de veto en relación con decisiones tomadas por el Directorio. Adicionalmente, la CNV puede remover a los miembros del Directorio por un plazo máximo de 180 días. Las decisiones sobre designación de veedores y la remoción a los miembros del Directorio, podrán ser recurridas ante el presidente de la CNV y el Ministro de Economía y Finanzas Públicas de la Nación, respectivamente, conforme indican los incisos I) y II) del referido artículo.
Gobierno corporativo
La Compañía se rige por tres órganos separados: su asamblea de accionistas, su Comisión Fiscalizadora y su Directorio. Asimismo, a los fines de cumplir con la Ley de Mercado de Capitales y las resoluciones de la CNV aplicables, el Directorio aprobó el Reglamento del Comité de Auditoría. Podrá accederse a las prácticas de gobierno corporativo ingresando a la página de Internet de MetroGAS. Los accionistas, a su solicitud, podrán obtener copia de dichas prácticas y normas de gobierno societario. El 7 de mayo de 2004, el Directorio estableció un Comité de Auditoría conformado por tres directores. Las funciones de estos órganos están definidas por las leyes argentinas y por sus Estatutos Sociales y, en general, se pueden describir como sigue:
Controles de cambio
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Controles de Cambio” del Prospecto.
Carga tributaria
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Carga Tributario” del Prospecto.
Regulaciones sobre lavado de activos y financiamiento del terrorismo
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Regulaciones sobre lavado de activos y financiamiento del terrorismo” del Prospecto.
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, y 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 del Prospecto, de este Prospecto Resumido, 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.
Avisos Importantes
Para un desarrollo completo del presente item, sírvase remitir a la sección “Avisos Importantes” del Prospecto.
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