PROSPECTO

Gas Argentino S.A.

Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 por un monto de hasta U$S 2.700.000

(las “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015”). Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas y entregadas como resultado de la capitalización de intereses de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales (según se define en el presente) correspondientes a la Fecha de Pago de Intereses del 15 xx xxxxx de 2015.

OFERTA PÚBLICA AUTORIZADA POR RESOLUCIÓN Nº 17.724 DE FECHA 0 XX XXXXX XX 0000 XX XX XXX. ESTA AUTORIZACIÓN SÓLO SIGNIFICA QUE SE HA CUMPLIDO CON LOS REQUISITOS ESTABLECIDOS EN MATERIA DE INFORMACIÓN. LA COMISIÓN NACIONAL DE VALORES NO HA EMITIDO JUICIO SOBRE LOS DATOS CONTENIDOS EN EL PROSPECTO. LA VERACIDAD DE LA INFORMACIÓN CONTABLE, FINANCIERA Y ECONÓMICA, ASÍ COMO DE TODA OTRA INFORMACIÓN SUMINISTRADA EN EL PRESENTE PROSPECTO ES EXCLUSIVA RESPONSABILIDAD DEL DIRECTORIO Y, EN LO QUE LES ATAÑE, DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN DE LA SOCIEDAD Y DE LOS AUDITORES EN CUANTO A SUS RESPECTIVOS INFORMES SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES QUE SE ACOMPAÑAN Y DEMÁS RESPONSABLES CONTEMPLADOS EN LOS ARTÍCULOS 119 Y 120 DE LA XXX XX XXXXXXX DE CAPITALES. EL DIRECTORIO MANIFIESTA, CON CARÁCTER DE DECLARACIÓN JURADA, QUE EL PRESENTE PROSPECTO CONTIENE, A LA FECHA DE SU PUBLICACIÓN, INFORMACIÓN VERAZ Y SUFICIENTE SOBRE TODO HECHO RELEVANTE QUE PUEDA AFECTAR LA SITUACIÓN PATRIMONIAL, ECONÓMICA Y FINANCIERA DE LA SOCIEDAD Y DE TODA AQUÉLLA QUE DEBA SER DE CONOCIMIENTO DEL PÚBLICO INVERSOR CON RELACIÓN A LA PRESENTE EMISIÓN, CONFORME LAS NORMAS VIGENTES.

LA EMISORA SE ENCUENTRA ENCUADRADA DENTRO DEL ARTÍCULO 94 INC. 5 DE LA LEY 19.550. CONSIDERANDO LA SITUACIÓN ANTERIORMENTE DESCRIPTA, EN FECHA 28 XX XXXXX DE 2015, LA ASAMBLEA DE ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD HAN MANIFESTADO SU INTENCIÓN DURANTE EL EJERCICIO 2015 DE CONTINUAR CON LOS APORTES NECESARIOS A EFECTOS DE SOLVENTAR LA OPERACIÓN DE LA SOCIEDAD Y ASEGURAR SU LIQUIDEZ Y SOLVENCIA.

Gas Argentino S.A. ("Gas Argentino", “GASA”, la "Sociedad" o la "Emisora"), una sociedad anónima debidamente constituida conforme a las leyes de la República Argentina (la "Argentina") ofrece Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 por un monto de hasta U$S 2.700.000 (las “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015”), a ser emitidas y entregadas en el marco de, y en cumplimiento de, la propuesta concursal que efectuó la Sociedad, homologada por el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial Nº 9, Secretaría Nº 17 conforme a la resolución de fecha 22 xx xxxxxx de 2012 (y sus modificatorias). Por lo tanto, la Sociedad no recibirá fondos por la emisión de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.

SALVO POR LO MODIFICADO EXPRESAMENTE EN ESTE PROSPECTO (EL “PROSPECTO”), LE RESULTARÁN APLICABLES A LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CLASE A-L ADICIONALES JUNIO 2015 LOS MISMOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES DE LA REESTRUCTURACIÓN (SEGÚN DICHO TÉRMINO SE DEFINE MÁS ADELANTE), QUE FUERAN PLASMADOS EN EL PROSPECTO DE FECHA 13 DE FEBRERO DE 2013 (EL “XXXXXXXXX XX XX XXXXXXXXXXXXXXXX”), XXXX VERSIÓN RESUMIDA FUE PUBLICADA EN EL BOLETÍN DIARIO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES (LA “BCBA”) CON FECHA 00 XX XXXXXXX XX 0000, XXXXXXXX DICHO DOCUMENTO TAMBIÉN SER ENCONTRADO EN LA AUTOPISTA DE INFORMACIÓN FINANCIERA (LA “AIF”) DE LA COMISIÓN NACIONAL DE VALORES (LA “CNV”). POR LO TANTO, EL PRESENTE PROSPECTO DEBERÁ LEERSE CONJUNTAMENTE CON EL PROSPECTO DE LA REESTRUCTURACIÓN.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 constituirán obligaciones simples, incondicionadas, no convertibles en acciones y con garantía común sobre el patrimonio de la Emisora y serán tratadas en todo momento en igualdad de condiciones entre sí y con cualquier otra obligación presente o futura con garantía común y no privilegiada de la Emisora oportunamente en circulación. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 constituirán "obligaciones negociables" en los términos de la Ley Nº 23.576 y sus modificaciones (la "Ley de Obligaciones Negociables"). Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán colocadas a través de oferta pública en la República Argentina de acuerdo a la Ley Nº 26.831 (con sus modificatorias y reglamentarias, incluyendo, sin limitación, el Decreto 1023/2013, la “Xxx xx Xxxxxxx de Capitales”) y las normas de la CNV según texto ordenado por la Resolución General N° 622/2013 y las que eventualmente las modifiquen y/o complementen (las “Normas de la CNV”).

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 estarán listadas en el Mercado de Valores de Buenos Aires S.A. (el “Merval”) a través de la BCBA, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por

el Merval a la BCBA conforme lo dispuesto por la Resolución N° 17.501 de la CNV, y podrán negociarse a través del Mercado Abierto Electrónico S.A. (el "MAE") y/o en cualquier otro mercado.

Para un análisis de ciertos factores que deben ser considerados por los eventuales inversores en las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, véase "Información Clave sobre la Emisora" en este Prospecto.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 no han sido aprobadas ni desaprobadas por la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América (Securities and Exchange Commission o SEC), ni por ninguna comisión estadual en materia de títulos valores u otra autoridad regulatoria, y ninguna de las autoridades antes mencionadas ha emitido juicio o aprobado los méritos de esta oferta o la exactitud o adecuación de este Prospecto. Toda declaración en contrario es ilícita.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 no han sido ni serán registradas según la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos de América y sus modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”) ni bajo ninguna ley de títulos valores estadual vigente en los Estados Unidos de América. Salvo que fueran registradas en tales términos, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrán ser ofrecidas en los Estados Unidos de América únicamente en operaciones exentas o no sujetas a los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y las leyes de títulos valores de otras jurisdicciones. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán ofrecidas y entregadas por la Sociedad únicamente (a) en los Estados Unidos de América, a “compradores institucionales calificados” (los “Compradores Institucionales Calificados”) (término definido en la Norma 144A bajo la Ley de Títulos Valores Estadounidense), y (b) fuera de los Estados Unidos de América en operaciones off-shore en cumplimiento de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (la “Regulación S”).

Fuera de la República Argentina, tanto la distribución de este Prospecto como la oferta y venta de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 pueden verse restringidas por ley en algunas jurisdicciones. La Sociedad solicita a las personas a quienes llegue este Prospecto que se informen sobre tales restricciones y las cumplan.

ESTOS VALORES NEGOCIABLES NO CUENTAN CON CALIFICACIÓN DE RIESGO. VÉASE LA SECCIÓN “DATOS ESTADÍSTICOS Y

PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA—CALIFICACIÓN DE RIESGO”, DEL PRESENTE PROSPECTO.

La fecha de este Prospecto es 8 de julio de 2015

ÍNDICE

Página

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS

DEL ORGANO DE FISCALIZACIÓN 7

DATOS ESTADISTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 12

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA 19

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 46

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA 103

DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS 121

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 122

INFORMACIÓN CONTABLE 124

DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN 126

INFORMACIÓN ADICIONAL 166

REESTRUCTURACIÓN DE LA DEUDA DE LA SOCIEDAD

El 15 xx xxxxx de 2013, la Sociedad emitió Obligaciones Negociables Serie A-L por un monto de U$S

50.760.000 y Obligaciones Negociables Serie B-L por un monto de U$S 67.510.800, ambas con oferta pública y según los términos y condiciones establecidos en el Prospecto de la Reestructuración (las “Obligaciones Negociables de la Reestructuración”), y Obligaciones Negociables Serie A-U por un monto de U$S 1.306.527,99 y Obligaciones Negociables Serie B-U por un monto de U$S 1.737.690,32, sin oferta pública (las “Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública”); en la forma de Unidades L y Unidades U, respectivamente, que fueron entregadas a los acreedores quirografarios de la Sociedad que habían verificado sus acreencias en el concurso preventivo de la Sociedad (el “Concurso Preventivo”), cuyo acuerdo preventivo fue homologado por el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial Nº 9, Secretaría Nº 17 conforme a la resolución de fecha 22 xx xxxxxx de 2012 (y sus modificatorias).

Las Obligaciones Negociables de la Reestructuración fueron emitidas por la Sociedad y entregadas originalmente a los siguientes acreedores quirografarios:

Tenedor original	Monto
Continental	29.731.000,00
Xxxxxx Xxxxxxx	6.381.000,00
Coolbrand	5.511.000,00
Latam	9.137.000,00
Verificados firmes	50.760.000,00

Fuente: Interna - Gas Argentino S.A.

No obstante ello, encontrándose las Obligaciones Negociables de la Reestructuración autorizadas a la oferta pública y listado en el Mercado de Valores de Buenos Aires, tales tenedores originales pueden haber negociado sus títulos, por lo que la Sociedad no tiene conocimiento de quienes son actualmente los tenedores de los mismos ni puede entonces confirmar que las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán entregadas a dichos tenedores.

Posteriormente, el 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx emitió Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales por un monto de U$S 1.167.480, según los términos y condiciones establecidos en el prospecto de fecha 00 xx xxxxx xx 0000 (xxx “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2013”), y Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales por un monto de U$S 29.632 (las “Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Junio 2013”).

En fecha 14 de enero de 2014, la Sociedad emitió Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales por un monto de U$S 2.336.009, según los términos y condiciones establecidos en el prospecto de fecha 00 xx xxxxx xx 0000 (xxx “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Diciembre 2013”) y Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales por un monto de U$S 59.296 (las “Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Diciembre 2013”).

En fecha 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx emitió Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales por un monto de U$S 2.439.668, según los términos y condiciones establecido en el prospecto de fecha 00 xx xxxxx xx 0000 (xxx “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2014”) y Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales por un monto de U$S 61.929, (las “Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Junio 2014”).

En fecha 8 de enero de 2015, la Sociedad emitió Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales por un monto de U$S 2.547.928, según los términos y condiciones establecidos en el prospecto de fecha 0 xx xxxxx xx 0000 (xxx “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Diciembre 2014”, y conjuntamente con las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2014, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Diciembre 2013 y las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2013, las “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales”) y Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales por un monto de U$S 64.675 (las “Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Diciembre 2014” y conjuntamente con las Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Junio 2014, las Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales Diciembre 2013 y las Obligaciones Negociables Clase A-U Junio 2013, las “Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales”).

La Sociedad ha resuelto la emisión de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 toda vez que (i) conforme la cláusula G.1 del anexo A del contrato de fideicomiso de fecha 15 xx xxxxx de 2013 (el “Contrato de Fideicomiso”) y (ii) según lo dispuesto en el capítulo “De la Oferta y la Negociación - Compromisos – Derecho limitado a capitalizar intereses” del Prospecto de la Reestructuración, en cualquier

fecha de pago de intereses que tenga lugar en, o con anterioridad al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad tendrá el derecho, en lugar de pagar en efectivo el monto de intereses que sea exigible y pagadero en dicha fecha de pago de intereses respecto de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración, y de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales, de pagar tal monto de intereses, total o parcialmente, emitiendo otras obligaciones negociables por el monto de intereses capitalizado, redondeado al U$S 1 más cercano, del período de intereses respectivo a la Fecha de Registro Regular (según se define a continuación) que corresponda, para dicha fecha de pago de intereses, para el crédito de los tenedores en dicha fecha de registro regular. “Fecha de Registro Regular” significa, respecto de cualquier pago a efectuar en una fecha de pago, 15 días antes de dicha fecha de pago. La Sociedad ha resuelto favorablemente en su asamblea ordinaria de fecha 28 xx xxxxx de 2015, así como en su reunión de directorio de la misma fecha, la emisión de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 por la totalidad de los intereses que le corresponde pagar a la Sociedad bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales, en la Fecha de Pago de Intereses del 15 xx xxxxx de 2015. Corresponde, por lo tanto, emitir y entregar Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 a tales tenedores de Obligaciones Negociables de la Reestructuración y de Obligaciones Negociables Clase A- L Adicionales.

Se expone a continuación el cálculo de intereses para la Fecha de Pago de Intereses correspondiente al 15 xx xxxxx de 2015:

Cálculo Intereses devengados al 00 xx xxxxx 0000

anual

(*)

al 15/06/15

50.760.000

8,875%

15-mar-13

180 días

2.252.475

1.167.480

8,875%

15-jul-13

180 días

51.806,93

2.336.009

8,875%

14-ene-14

180 días

103.660,40

2.439.668

8,875%

11-jul-14

180 días

108.260,27

2.547.928

8,875%

08-ene-15

180 días

113.064,31

Valor Nominal

Tasa de interes

Fecha de emisión

Período de devengamiento

Intereses devengados

1) Obligaciones Negociables Clase A - Serie L de la Reestructuración

2) Obligaciones Negociables Adicionales Junio 2013

3) Obligaciones Negociables Adicionales Diciembre 2013

4) Obligaciones Negociables Adicionales Junio 2014

5) Obligaciones Negociables Adicionales Diciembre 2014

		376.791,90
Cálculo monto a emitir de ON Adicionales Clase A - Serie L
Intereses devengados al 15/06/15 sobre Obligaciones Negociables A-L de la Reestructuración	2.252.475
Monto de interés a capitalizar cada USD 1000 de tenencias nominales	44,375
Monto de interés a capitalizar cada USD 1000 - sin decimales	45
Monto de ON Adicionales a emitir por capitalización de intereses al 15/06
Clase A Serie L de la Reestructuración	2.284.200

Diferencia por redondeo ganancia (pérdida) -31.725

Cálculo monto a emitir de ON Adicionales Clase A - Serie L por capitalización de intereses devengados al 15 xx xxxxx 2015

Monto de ON Adicionales a emitir por capitalización de intereses al 15/06/15 Clase A - L

Adicionales Junio y Diciembre 2013 y Junio y Diciembre 2014 376.792 (**)

Monto Total de ON Adicionales a emitir por capitalización de intereses al 15/06/15 Clase A Serie L

2.660.992 (*) Sobre la base de un año de 360 días compuesto por doce meses de treinta días calendarios cada uno. (**) por redondeo

El cronograma previsto para la emisión de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 será informado oportunamente mediante un aviso de emisión.

Adicionalmente, se informa que en su asamblea ordinaria de fecha 28 xx xxxxx de 2015, así como en su reunión de directorio de misma fecha, se aprobó también la emisión de obligaciones negociables Clase A-U adicionales por la totalidad de los intereses que le corresponde pagar a la Sociedad bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública y las Obligaciones Negociables Clase A-U Adicionales, en la Fecha de Pago de Intereses del 15 xx xxxxx de 2015 (es decir, un monto de hasta U$S 68.000). Sin embargo, dicha emisión será realizada en forma privada y por lo tanto no se contempla en el presente Prospecto ni se ha solicitado a la CNV autorización de oferta pública.

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ORGANO DE FISCALIZACIÓN

Órgano de Administración

De acuerdo con el artículo 9 del Estatuto Social de la Emisora y las disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales, la administración de la Emisora está a cargo de un Directorio. De acuerdo al artículo 9 del Estatuto Social, reformado por la Asamblea del 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx está compuesto por tres directores titulares y tres directores suplentes nombrados por la Asamblea Ordinaria de accionistas de conformidad con el siguiente detalle: la Clase A de acciones designará dos directores titulares e igual número de suplentes; la Clase B de acciones designará un director titular y su respectivo suplente. El Presidente del Directorio de la Sociedad será uno de los Directores designados por los titulares de acciones Clase A. El Vicepresidente del Directorio será el Director designado por los titulares de acciones Clase B. Los directores suplentes reemplazarán, en el orden que fueron nombrados a los directores titulares de su respectiva clase en caso de vacancia, renuncia, o ausencia o impedimento temporario o definitivo. El reemplazo tendrá lugar en forma automática, sin necesidad de declaración al efecto del Directorio. Los directores duran en sus cargos un año, pudiendo ser reelegidos por uno o más períodos, sucesivos o no. En garantía del buen desempeño de sus funciones deberán constituir una garantía por el monto mínimo que fijen las normas legales y reglamentarias aplicables, por cada uno de ellos, debiendo constituirse dicha garantía de acuerdo a las condiciones y en cualquiera de las formas previstas por dichas normas.

Los actuales directores y síndicos de la Emisora (y sus respectivos suplentes) son los descriptos más abajo. Ninguno de los Directores mencionados más abajo percibe una remuneración alguna. Asimismo, la Emisora no tiene empleados. A continuación se detalla la composición de los órganos de administración y fiscalización de la Sociedad, cuyos miembros, salvo que se aclare lo contrario, fueron designados por la Asamblea de accionistas de fecha 28 xx xxxxx de 2015 y cuya designación de autoridades se encuentra pendiente de inscripción ante la Inspección General de Justicia.

Nombre	Cargo	Año de Designación	Fecha de vencimiento del mandato
Xxxxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx	Presidente	2015	2016
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx	Vicepresidente	2015	2016
Xxxxxxx Xxxxx	Director Titular	2015	2016
Xxxxxxx Xxxxxx	Director Suplente	2015	2016
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx	Director Suplente	2015	2016
Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxx	Director Suplente	2015	2016

A continuación, se incluye una breve reseña de los Directores titulares y suplentes de la Emisora:

Xxxxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, 55, actual presidente del Directorio de GASA. El Xx. Xxxxxxx es Técnico Eléctrico. Tiene una Especialización en Economía del Petróleo y Gas Natural del ITBA y un Máster en Ingeniería del Petróleo y el Gas Natural del IFP (Instituto Francés del Petróleo). Se desempeña actualmente como Director de Gas y Energía de YPF S.A. (“YPF”). Adicionalmente, el Xx. Xxxxxxx es presidente del directorio de MetroGAS S.A. (“MetroGAS”, “Metrogas” o la “Subsidiaria”). Anteriormente trabajó en Wintershall Energía, Total Austral y TGS. Nació el 15 de octubre de 1959, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-8, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 3 xx xxxx de 2013.

Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, 53, abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es Vicepresidente del directorio de Gas Argentino. Durante 2005/2006 realizó un Posgrado de actualización en derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como asociado en el Estudio Xxxxxx-Xxxxxxxx-Xxxxxx durante un año. Trabajó en la gerencia de Legales en Eg3 S.A. En el año 2001 ingresó a YPF en la Gerencia de Asuntos Contenciosos y Corporativos. Desde 2009, se desempeña como Gerente de Servicios Jurídicos Gas & GLP de YPF. Nació el 12 de noviembre de 1961, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20- 00000000-1, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 30 xx xxxxx de 2010.

Xxxxxxx Xxxxx, 53, Vicepresidente del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxx es economista, graduado de la Universidad Católica Argentina y tiene un master en Economía del CEMA y un PAD de Esade. El Xx. Xxxxx realizó estudios en el Institute of Public Utilities de Michigan State University. Del 2001 al 2013 se

desempeñó en las áreas de Comercialización del Gas y Desarrollo de Negocios de YPF. Con anterioridad trabajó en Camuzzi Gas Pampeana y del Sur (1993-2001) en las áreas de Despacho, Tarifas, Comercialización del Gas y Asuntos Regulatorios, y en el Grupo Xxxxx y Born. Nació el 8 xx xxxxx de 1962, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-5, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 3 xx xxxx de 2013.

Xxxxxxx Xxxxxx, 50, actual miembro suplente del Directorio de GAS Argentino S.A. La Xxx. Xxxxxx es Licenciada en Administración de Empresas del Babson College (USA) y tiene un posgrado en Comercialización de Hidrocarburos del ITBA (Buenos Aires). Anteriormente trabajó en Repsol-YPF en la División de Planeamiento Estratégico y Control. Fue designada Controller de MetroGAS desde 2003 hasta 2009. Actualmente en MetroGAS S.A. como Directora de Estrategia y Nuevos Negocios. Nació el 13 de enero de 1965, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 27-00000000-4, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 3 xx xxxx de 2013.

Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx, 38, Directora Suplente de Gas Argentino S.A. La Xxx. Xxxxx es abogada recibida en la Universidad Nacional del Litoral en 2000. Realizó un Máster en Derecho (LLM) en la Universidad xx Xxxxxx, Nueva Orleáns, Estados Unidos de América. Se desempeñó como asociada en el Estudio Xxxxx Xxxxx, Xxxxxxxx, Xxxxxxx, Xxxxxxx, Xxxxxxxx xx Xxx (h) desde el 2005 hasta el 2011. En dicho año se incorporó en la Dirección de Servicios Jurídicos de YPF en donde se desempeña como abogada interna hasta el presente. Actual Directora Titular de MetroENERGÍA S.A. Nació el 1 xx xxxxx de 1977, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 27- 00000000-4, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 22 xx xxxxx de 2012.

Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx, 43, abogado egresado de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Desde el año 2004 se desempeña como abogado interno de YPF y fue designado director titular en YPF Inversora Energética S.A. y Energía Andina S.A. y director suplente en Gas Argentino S.A. y MetroGAS S.A. Anteriormente se desempeñó como abogado de diversas compañías tales como Citibank N.A., Basf Argentina S.A. y Auchan Argentina S.A. Nació el 18 de noviembre de 1971, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-3, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 30 xx xxxxx del 2009.

Funcionarios

Se informa que la Emisora no cuenta con funcionarios ejecutivos a la fecha.

Comisión Fiscalizadora

El artículo décimo cuarto del Estatuto Social dispone la formación de una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Sociedad 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 y la Clase B designará el síndico restante y su correspondiente suplente.

El quórum para las reuniones de la Comisión Fiscalizadora quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros. Las resoluciones serán válidas solamente si son adoptadas por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, las funciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que los órganos sociales cumplan con las leyes aplicables, las disposiciones estatutarias y resoluciones de los accionistas de la Emisora, presentar a los accionistas un informe sobre los estados contables de la Emisora, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información sobre las materias que son de su competencia a solicitud de los tenedores de por lo menos el 2% del capital social de la Sociedad. 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 Emisora y de sus sociedades vinculadas no pueden ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.

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

Nombre

Cargo

Desde

Profesión

Fecha de

designación

Fecha de vencimiento del

mandato

Xxxxxxx Xxxxxxx

Titular

2014

Abogada

2015

31 de diciembre de 2015

Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx	Titular	2014	Abogado	2015	31 de diciembre de 2015
Xxxxx Xxxxx xx Xxxxxx	Titular	2014	Abogada	2015	31 de diciembre de 2015
Xxxxxxx Xxxxxxxxxx	Suplente	2014	Contadora Pública	2015	00 xx xxxxxxxxx xx 0000
Xxxxxxx Xxxxxx	Xxxxxxxx	2014	Abogado	2015	00 xx xxxxxxxxx xx 0000
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx	Suplente	2015	Contadora Público	2015	31 de diciembre de 2015

Xxxxxxx Xxxxxxx, 38, abogada con especialización en Derecho Comercial y Laboral, graduada de la Universidad de Buenos Aires, Maestría en Dirección de Empresas de la universidad del. La Xxx. Xxxxxxx se desempeña como Director Suplente y Abogada Asociada en C&F Consultores. Es además Tesorera de la Asociación Latinoamericana del Derecho del Deporte – ALADE. Anteriormente fue abogada asociada en el Estudio Jurídico Xxxxxxx Xxxx Xxxxxxxx. Nació el 11 de diciembre de 1977, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 27-00000000-3 y su Nº de DNI es 00.000.000.

Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx, 63, abogado egresado de la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires. Desde 1975 desarrolla su actividad profesional en asesoramiento de empresas. Ha ejercido y/o ejerce la actividad docente en la Universidad Notarial Argentina, la Universidad xx Xxxxxxxx y la Universidad de Buenos Aires, entre otras. Ha publicado más de 20 libros de derecho y más de 70 artículos de su especialidad en diarios y revistas, y dicta periódicamente conferencias para centros académicos, empresarios y profesionales. Nació el 22 xx xxxxx de 1952, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-4 y su Nº de DNI es 00.000.000.

Xxxxx Xxxxx xx Xxxxxx, 52, abogada y procuradora egresada de la Universidad de Buenos Aires en 1985, tiene un posgrado en Derecho Bancario y Financiero de la Universidad Austral. La Xxx. Xxxxx xx Xxxxxx ejerce la profesión de manera independiente desde 2009. Anteriormente se desempeñó en el área de Asuntos Jurídicos del Ministerio de Producción, Subsecretaría de Trabajo, Empleo y Formación Profesional, y en el área de Despacho de la Dirección Técnica, Administrativa y Legal de la Secretaría de Descentralización y Participación Ciudadana. Entre 1986 y 2004 actuó como Asesora Externa de la Cámara Argentina de Seguridad Industrial, Asesora del Estudio del Xx. Xxxxxxxx, y brindó asesoramiento a bancos y sociedades de garantía recíproca. Nació el 17 de julio de 1962, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 27-00000000-0 y su Nº de DNI es 00.000.000.

Xxxxxxx Xxxxxxxxxx, 41, Contadora Pública egresada de la Universidad xxx Xxxxxxxx en 1997. La Sra. Shamshoian se desempeñó como Jefe de Administración de GNV Group Desarrollos Urbanos hasta enero de 2013. Anteriormente trabajó en Sullair Argentina y Deloitte. Nació el 28 de diciembre de 1973, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 27- 00000000-3 y su Nº de DNI es 00.000.000.

Xxxxxxx Xxxxxx, 00, xxxxxxx, xxxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx en 1986. Desde 1990 es titular del Estudio Jurídico Xxxxxx Xxxxxxxxxxxxx. El Xx. Xxxxxx fue Secretario General del Colegio de Abogados del Departamento Judicial de San Xxxxxx entre 1998 y 2002. Fue además Consejero del Colegio de Abogados del Departamento Judicial de San Xxxxxx. Actualmente se desempeña como Secretario Académico del Colegio de Abogados de San Xxxxxx, Conjuez en el Fuero Federal de la Cámara Federal de San Xxxxxx y Conjuez de Tribunales en Primera Instancia de los Tribunales Civiles, Comerciales y Laborales del Departamento Judicial de San Xxxxxx. Nació el 20 de julio de 1958, tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-7 y su Nº de DNI es 00.000.000.

Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx, 39 años, Contadora Publica recibida en la UBA. Actualmente presidente de Denario Consultores S.A. y Síndico en Cooperativa de Crédito, Vivienda y Consumo LTDA La Xxx. Xxxxxxxx se desempeñó como Gerente de Empresas en Standard Bank S.A entre agosto 2003 y enero de 2008. Nació el 0 xx xxxxxxxxx xx 0000, Xxxxxxxxx, domiciliada en Xxxxx Xxxxxx 00 xxxx 0 “X”, Xxx Xxxxxx. Xxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. CUIT 27-00000000-3 y DNI 00.000.000. Ingreso a la empresa el 28 xx xxxxx de 2015.

Comité de Auditoría

Se informa que la Emisora no cuenta con Comité de Auditoría.

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

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

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

Remuneración

Se informa que al 31 xx xxxxx de 2015 los miembros del Directorio no percibieron remuneración alguna. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora percibieron al 31 xx xxxxx de 2015 la suma de $93.600.- Participación Accionaria

La Emisora no tiene convenios para la emisión u otorgamiento de opciones, acciones o títulos valores a

favor de sus empleados ni de otros acuerdos de participación de los empleados en su capital social.

Código de Conducta

Se informa que la Emisora no posee un Código de Conducta.

Empleados

Al 31 xx xxxxx de 2015 la Emisora no posee empleados. Al 00 xx xxxxx xx 0000, xx xxxxxxxxxx xx xx Xxxxxxxx, XxxxxXXX, posee 1.228 empleados.

Asesores Asesores Legales

PAGBAM Abogados (con domicilio en Xxxxxxxx 0000, Xxxx 00, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx) son los asesores legales en la Argentina para la presente emisión de Gas Argentino. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx & Xxxxxxxx LLP (con domicilio en Xxx Xxxxxxx Xxxxx, Xxx Xxxx, Xxxxxxx Xxxxxx de Norteamérica) son los asesores legales bajo ley americana para la presente emisión de Gas Argentino.

Auditores Independientes

Los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx de 2015, así como los Estados Financieros Consolidados Auditados correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, 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 al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2012, confeccionados de conformidad con los principios contables aceptados en Argentina, fueron auditados por Price Xxxxxxxxxx & Co. S.R.L.

Deloitte & Co. S.A., es una firma integrada por contadores públicos independientes, con domicilio en Xxxxxxx 000, xxxx 0x, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, e inscripta en el CPCECABA, Tomo 1, Folio 3. Los socios de Deloitte & Co. S.A., designados mediante acta de asamblea Nº 51 de fecha 28 xx xxxxx de 2015 como auditores para el ejercicio 2015, son los contadores Xxxxxxxx Xxxxxxx xxx Xxxx (DNI 00.000.000, CUIL 20- 00000000-1, Domicilio Xx. Xxxxxxx 0000, Xxxx 0x, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx) quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 254, Folio 138 y Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxx (DNI 00.000.000, CUIL 20-00000000-6, Xxxxxxxxx Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx 000, Xxxxxxxx), quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 233, Folio 73, designado como suplente.

Price Xxxxxxxxxx & Co. S.R.L., es una firma integrada por contadores públicos independientes, con domicilio en Xxxxxxxx 000, xxxx 0x, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, 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 Xxxxxxxxxx & Co. S.R.L., certificante de los estados contables al 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx xx Xxxxxxxx xx el contador Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx (DNI 00.000.000, CUIL 20-00000000-0, Domicilio Xx. X. Xxxxxx 0000, Xxxx 0, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), 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 Xxxxxxx xx Xxxxxx (DNI 00.000.000, CUIL 20-00000000-6, Xxxxxxxxx Xxxxxxxx 000, Xxxx 0x, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx) quien se encuentra matriculado en el CPCECABA bajo el Tomo 250, Folio 176.

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

SALVO POR LO MODIFICADO EXPRESAMENTE EN ESTE PROSPECTO, LE RESULTARÁN APLICABLES A LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CLASE A-L ADICIONALES JUNIO 2015 LOS MISMOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES DE LA REESTRUCTURACIÓN.

Sociedad	Gas Argentino S.A.
Títulos	Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas como resultado del derecho de la Sociedad, en cualquier fecha de pago de intereses que tenga lugar en, o con anterioridad al 31 de diciembre de 2015, de pagar el monto de intereses que resulte aplicable, total o parcialmente, emitiendo otras obligaciones negociables por el monto de intereses capitalizado.
Monto	Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015: Hasta U$S 2.700.000(Dólares Estadounidenses dos millones setecientos mil).
Forma y Denominación	Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 estarán representadas por un certificado global permanente depositado en DTC. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán de un Dólar Estadounidense (U$S 1) de valor nominal.
Plazo de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015	El vencimiento de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 operará el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 (xx “Fecha de Vencimiento”).
Fecha de Emisión	Será la que se informe en un aviso de emisión a ser publicado por la Sociedad en el Boletín Informativo del Merval, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por el Merval a la BCBA conforme lo dispuesto por la Resolución N° 17.501 de la CNV y en la AIF de la CNV. De conformidad con la cláusula G.1 de los anexos A y B del Contrato de Fideicomiso, la Fecha de Emisión deberá ocurrir dentro de los treinta (30) días de la fecha de pago de intereses del día 15 xx xxxxx de 2015.
Fiduciario, Coagente de Registro y Principal Agente de Pago del Contrato de Fideicomiso y Agente de Transferencia	The Bank of New York Mellon
Representante del Fiduciario en Argentina	Banco de Valores S.A.
Entrega de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015	El cronograma previsto para la emisión y entrega de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 será informado mediante un aviso complementario a este Prospecto que será publicado en el Boletín Informativo del Merval, en virtud del ejercicio de la facultad delegada por el Merval a la BCBA conforme lo dispuesto por la Resolución N° 17.501 de la CNV, y en la autopista de información financiera de la CNV.
Cronograma de Amortización	Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán amortizadas en un solo pago, a ser efectuado en la Fecha de Vencimiento de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.
Tasa de Interés	8,875%, pagadero semestralmente, sobre el saldo adeudado, el 15 xx xxxxx y el 15 de diciembre de cada año calendario. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 devengarán intereses desde el 15 xx xxxxx de 2015.
Derecho Limitado a Capitalizar Intereses	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”.

Rescate Obligatorio con Fondos Excedentes	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”.
Rescate Obligatorio de Obligaciones Negociables Clase A- L Adicionales Junio 2015 por Emisiones de Acciones, Venta de Activos y Operaciones de Venta con Alquiler Reciproco	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”.
Moneda	Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas y pagadas en Dólares Estadounidenses. Si la Sociedad tuviese restringido o limitado el acceso al mercado de cambios, la Sociedad realizará cualquier pago de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 en Dólares Estadounidenses, de conformidad con lo permitido por la ley mediante cualquier procedimiento legal que exista en la Argentina.
Montos Adicionales	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”.
Contrato de Fideicomiso	Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas conforme al contrato de fideicomiso de fecha 15 xx xxxxx de 2013 (el “Contrato de Fideicomiso”).
Rango	La Emisora asegurará que en todo momento sus obligaciones -contraídas por las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 y en el Contrato de Fideicomiso- constituyan obligaciones no garantizadas, que gozarán de igual prioridad de pago en caso de quiebra o concurso según la ley argentina que todo otro Endeudamiento no garantizado de la Emisora, existente y futuro (excluido el Endeudamiento que tuviera prioridad por ley o de pleno derecho).
Rescate Opcional	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”
Ciertos Compromisos	La Emisora emitirá las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 conforme al Contrato de Fideicomiso. El mencionado Contrato, entre otras cuestiones, requerirá que la Emisora proporcione ciertos informes a los tenedores de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 y limite su capacidad, y en ciertos casos, la capacidad de sus Subsidiarias Significativas para:
	 incurrir o garantizar Endeudamiento;
	 realizar Pagos Restringidos;
	 efectuar cualquier Venta de Activos;
	 realizar inversiones de cualquier tipo;
	 llevar a cabo Operaciones de Venta con Alquiler Recíproco (sale and leaseback);
	 llevar a cabo operaciones con sociedades vinculadas;
	 constituir o asumir gravámenes;
	 celebrar fusiones o consolidaciones; y
	 efectuar una venta o alquiler de la totalidad o sustancialmente la totalidad de sus activos.
	Se informa, adicionalmente, que estos compromisos son idénticos a los compromisos consignados en el Prospecto de la Reestructuración, y por lo tanto

	dichos compromisos le resultan aplicables a las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 objeto de este Prospecto.
Series, Forma y Listado	A diferencia de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 no serán emitidas como parte de ninguna unidad. En consecuencia, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrán ser libremente ofrecidas, vendidas o de otro modo transferidas por los tenedores de las mismas. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán fungibles con las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Diciembre 2014, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2014, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Diciembre 2013 y las Obligaciones Negociables Clase A-L Junio 2013 (las “Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales”). Una vez emitidas, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 tendrán, mutatis mutandi, los mismos términos que las Obligaciones Negociables Clase A-L del Prospecto de la Reestructuración; teniendo en cuenta que las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 devengarán intereses únicamente desde el 15 xx xxxxx de 2015. La Sociedad solicitará el listado de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 en el Merval.
Ley Aplicable. Jurisdicción.	Una vez emitidas las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, 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 Clase A-L Adicionales Junio 2015 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 Clase A-L Adicionales Junio 2015 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. Asimismo se reconoce la competencia no exclusiva de cualquier tribunal estadual o federal con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, cualquier tribunal argentino con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, incluidos los juzgados de primera instancia en lo comercial y el Tribunal de Arbitraje General de la BCBA o el tribunal arbitral xxx xxxxxxx de valores que lo reemplace, en virtud de la delegación de facultades otorgadas por el Merval a la BCBA en materia de constitución de Tribunales Arbitrales, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución Nº 17.501 de la CNV, según las disposiciones del Artículo 46 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, y cualquier tribunal competente del lugar en el que la Emisora tiene constituido su domicilio legal a efectos de cualquier acción, juicio o procedimiento que surja o se relacione con el Contrato de Fideicomiso o las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.
Factores de Riesgo	Deberá revisarse cuidadosamente la información incluida en el título “Factores de Riesgo” de este Prospecto. Una inversión en las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 implica un alto grado de riesgo, incluyendo la posibilidad significativa de pérdida del total de su inversión.
Destino de los fondos	Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas en concepto de capitalización del 100% de los intereses que le corresponde pagar a la Sociedad bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales en la Fecha de Pago de Intereses del 15 xx xxxxx de 2015. De esta manera las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 se emitirán y se entregarán a los tenedores de Obligaciones Negociables de la Reestructuración y de Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales a los

	efectos de cumplir con el pago de los intereses correspondientes a dicha Fecha de Pago de Intereses.
Calificación de Riesgo	La Sociedad no ha solicitado la calificación de ninguna de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.
Acción Ejecutiva	En el supuesto de incumplimiento por parte de la Sociedad en el pago del capital y/o intereses a su vencimiento, cualquier tenedor de Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrá iniciar una acción ejecutiva directamente contra la Sociedad por pagos adeudados con respecto a dicho Título de conformidad con el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables con las siguientes salvedades: El Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que "los títulos representativos de las obligaciones otorgan acción ejecutiva a sus tenedores para reclamar el pago de capital, actualizaciones o intereses y para ejecutar las garantías otorgadas". Los Tenedores de las Obligaciones Negociables que sean emitidas y que estén representados por un título global (el "Título Global"), serán beneficiarios finales mas no titulares registrales. Las constancias emitidas por los sistemas de liquidación autorizados (DTC, Euroclear, Clearstream, Caja de Valores S.A. y otros sistemas de depósito colectivo) o sus depositantes a favor de un beneficiario en el Título Global pueden no ser suficientes a los efectos de que los Tenedores de las Obligaciones Negociables Clase Adicionales Junio 2015 inicien una acción ejecutiva en la República Argentina.
	Asimismo, cabe destacar que la Xxx xx Xxxxxxx 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.
	No obstante lo informado precedentemente, es de destacar que no existe certeza respecto de la interpretación que realizarán los jueces de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales a los efectos mencionados.
Supuestos de Incumplimiento	Véase el contenido del apartado “De la Oferta y la Negociación”. Se informa, adicionalmente, que tales supuestos de incumplimiento descriptos en “De la Oferta y la Negociación” son idénticos a los supuestos de incumplimiento consignados en el Prospecto de la Reestructuración, y por lo tanto dichos supuestos de incumplimiento le resultan aplicables a las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 objeto de este Prospecto.
Restricciones a la Transferencia	La Sociedad no ha registrado ni registrará ninguna participación en las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En consecuencia, no se ha presentado, ni se presentará, ninguna solicitud de autorización de oferta pública ante la SEC. Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 sólo serán ofrecidas y entregadas por la Sociedad únicamente (a) en los Estados Unidos de América, a Compradores Institucionales Calificados (término definido en la Norma 144A bajo la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y (b) fuera de los Estados Unidos de América en operaciones off-shore en cumplimiento de la Regulación S.
	Se recomienda consultar con sus propios asesores financieros y legales antes de realizar cualquier oferta o venta de las Obligaciones Negociables Clase A-L

Adicionales Junio 2015 para determinar si es válido realizar una transferencia de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 de acuerdo con los requisitos de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. La Sociedad no realiza ninguna declaración, y no asume ninguna responsabilidad por (i) el registro de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 o la disponibilidad de una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense con respecto a ofertas y ventas de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 o (ii) las circunstancias bajo las cuales las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 pueden ser ofrecidas o vendidas legalmente en los Estados Unidos, o en favor o en beneficio de Personas Estadounidenses dentro del significado de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Declaraciones; Restricciones de Venta

Cada titular beneficiario de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 se considerará que ha declarado y haberse comprometido a lo siguiente:

(1) Que dicho titular beneficiario: (A) es un comprador institucional calificado como se define dicho término en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y está adquiriendo las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 por su propia cuenta o por cuenta de uno o más Compradores Institucionales Calificados, o (B) no es una persona estadounidense fuera de Estados Unidos como se contempla en la Norma 903(a)(1) de la Regulación S, pero no un corredor bursátil o fiduciario profesional constituido en, o en caso de ser una persona física, residente de Estados Unidos con una cuenta discrecional o cuenta similar, que no sea una sucesión o fideicomiso a favor de una persona que no es una persona estadounidense como se contempla en la Norma 903(a)(1) de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y sabe que las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 se emiten con fundamento en la Regulación S;

(2) dicho titular beneficiario entiende y acepta que las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 se están ofreciendo exclusivamente en una operación que no constituye una oferta pública dentro del significado de la Ley de Títulos Valores y que su posterior ofrecimiento, reventa, prenda o transferencia sólo podrá efectuarse: (i) a nosotros, (ii) durante el plazo en que las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 puedan revenderse de acuerdo con la Norma 144A, a una persona que el vendedor razonablemente considere que es un comprador institucional calificado de acuerdo con el significado de la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense que compra las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 por su propia cuenta o por cuenta de uno o más Compradores Institucionales Calificados en una operación que cumple con los requisitos de la Norma 144A, (iii) en una operación internacional que cumple con los requisitos de la Norma 903 o 904 (según corresponda) de la Regulación S, o (iv) en el marco de una exención de inscripción de la Ley de Títulos Valores Estadounidense contenida en la Norma 144 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si fuera el caso), (v) de acuerdo con otra exención de los requisitos de inscripción de acuerdo con la Ley de Títulos Valores Estadounidense, siempre que como condición para inscribir la transferencia de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 de acuerdo con el punto (v), dicho tenedor o beneficiario nos entregue y entregue al fiduciario de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 que corresponda, una opinión legal o cualquier otra constancia que el fiduciario o nosotros pudiéramos solicitar, en cuanto al cumplimiento de dicha exención, ó (vi) de acuerdo con un documento de inscripción válido en el marco de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, en cada caso de acuerdo con las leyes de valores aplicables de cualquier estado de Estados Unidos y de cualquier otra jurisdicción; sujeto, en cada caso, a cualquier requisito legal que establezca que la disposición

de los bienes del vendedor o de los bienes de las cuentas de inversor debe permanecer en todo momento dentro del control del vendedor o de la cuenta.

(3) Que el titular beneficiario y cada titular beneficiario posterior informará a cualquier comprador que le compre sus Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, las restricciones de transferencia mencionadas en el punto (2) anterior, si estuvieran vigentes.

(4) Que el titular beneficiario recibió una copia de este Prospecto y conviene que

(a) ni GASA ni ninguna persona que nos represente le han hecho ninguna declaración en cuanto a nosotros o al ofrecimiento y al canje de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 que no sea la información que se presenta en este Prospecto, y (b) que tuvo acceso a esa información financiera y de otro tipo y que se le permitió evacuar dudas acerca nuestra y recibió respuestas, en la medida de lo necesario para tomar la decisión de comprar Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 llevarán una leyenda con el siguiente texto, salvo que la Sociedad determine lo contrario en cumplimiento de las leyes aplicables:

LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CLASE A-L ADICIONALES JUNIO 2015 NO HAN SIDO REGISTRADAS BAJO LA LEY DE TÍTULOS VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS DE 1933, Y SUS MODIFICATORIAS, (LA "LEY DE TÍTULOS VALORES"), O CUALQUIER LEY DE TITULOS VALORES ESTADUAL. EL TENEDOR DE ESTE TITULO, AL COMPRAR ESTE TITULO, ACEPTA EN BENEFICIO DEL EMISOR QUE ESTA OBLIGACION NEGOCIABLE O CUALQUIER INTERES O PARTICIPACION EN LA MISMA PUEDE SER OFRECIDA, REVENDIDA, PRENDADA U TRANSFERIDA SOLO (1) A FAVOR DEL EMISOR, (2) MIENTRAS ESTE TÍTULO SEA ELEGIBLE PARA SU REVENTA DE ACUERDO CON LA NORMA 144A DE LA LEY DE VALORES (LA "NORMA 144A"), A FAVOR DE UNA PERSONA QUE EL VENDEDOR RAZONABLEMENTE CONSIDERE QUE ES UN COMPRADOR INSTITUCIONAL CALIFICADO, DENTRO DEL SIGNIFICADO DE LA NORMA 144A DE LA LEY DE VALORES, QUE COMPRA EL TÍTULO POR SU PROPIA CUENTA O POR CUENTA DE UNO O MÁS COMPRADORES INSTITUCIONALES CALIFICADOS, (3) EN UNA OPERACIÓN INTERNACIONAL QUE CUMPLA CON LAS DISPOSICIONES DE LA NORMA 903 O 904 (SEGÚN CORRESPONDA) DE LA REGULACIÓN S DE LA LEY DE VALORES, (4) DE ACUERDO CON UNA EXENCIÓN DE INSCRIPCIÓN DE ACUERDO CON LA LEY DE VALORES CONTEMPLADA EN LA NORMA 144 DE LA LEY DE VALORES (SI FUERA EL CASO), (5) DE ACUERDO CON LA RESITRACION EFECTIVA DE UN PROSPECTO BAJO LA LEY DE VALORES, Y EN CADA UNO DE ESOS CASOS, DE ACUERDO CON CUALQUIER LEY DE TITULOS VALORES APLICABLE DE CUALQUIER ESTADO DE LOS ESTADOS UNIDOS U OTRA JURISDICCION APLICABLE. EL TENEDOR DE ESTA OBLIGACION NEGOCIABLE, AL COMPRAR ESTA NOTA, REPRESENTA Y ACEPTA QUE NOTIFICARÁ A CUALQUIER COMPRADOR DE ESTA NOTA DE LAS RESTRICCIONES A LA TRANSFERENCIA MENCIONADAS EN EL PRESENTE.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 vendidas en cumplimiento de la Regulación S tendrán la siguiente leyenda, salvo que determinemos lo contrario en cumplimiento de las leyes aplicables:

PARTICIPACION EN LA MISMA PUEDE SER OFRECIDA, REVENDIDA, PRENDADA U TRANSFERIDA SOLO DE ACUERDO CON LA

REGISTRACION EFECTIVA DE UN PROSPECTO BAJO LA LEY DE VALORES, SALVO QUE LOS TÍTULOS GOCEN DE ALGUNA EXENCIÓN, O NO SE ENCUENTREN SUJETOS, A DICHA REGISTRACION Y DE ACUERDO CON CUALQUIER LEY DE VALORES APLICABLE DE CUALQUIER JURISDICCION APLICABLE

Asimismo, hasta la expiración del plazo de 40 días posteriores a (i) la fecha de este Prospecto o (ii) la entrega de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, lo que fuere posterior, cualquier venta u oferta de Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 efectuada por un distribuidor (dealer) dentro de los Estados Unidos de América podría resultar violatoria de los deberes de registro contemplados por la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA INFORMACIÓN CONTABLE Y FINANCIERA

El siguiente resumen de la información contable, financiera y operativa consolidada ha sido obtenido de nuestros estados financieros consolidados 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 nuestros Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados 2014”), a nuestros Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2013 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados 2013”) y, Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios por el período de tres meses finalizado el 00 xx xxxxx 0000 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx 2015”) y al análisis en "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” que se incluye en otra sección de este Prospecto.

Los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2013 preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera, han sido auditados por Deloitte & Co. S.A. quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 6 xx xxxxx de 2014 de acuerdo con Normas Internacionales de Auditoría adoptadas por la FACPCE a través de la Resolución Técnica N° 32, tal como fueron aprobadas por el IAASB de la IFAC. Dicho informe de auditoría incluía párrafos adicionales aclaratorios, los cuales no afectaban la opinión de auditoría, relacionados con incertidumbres por: i) el desarrollo futuro del negocio de la Sociedad y su capacidad para continuar operando como empresa en marcha debido a la ecuación económica y financiera de la Sociedad y su sociedad controlada MetroGas S.A. por la suspensión del régimen original de actualización de tarifas de MetroGas S.A. y el resultado final del proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional; ii) la situación patrimonial de la Sociedad, la cual al 31 de diciembre de 2013 registraba patrimonio neto negativo y iii) la recuperabilidad de los activos no corrientes por no estar en condiciones de prever si las premisas utilizadas por la Dirección para elaborar las proyecciones se concretarán en el futuro.

Los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014 preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera, han sido auditados por Deloitte & Co. S.A. quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 25 de febrero de 2015 de acuerdo con Normas Internacionales de Auditoría adoptadas por la FACPCE a través de la Resolución Técnica N° 32, tal como fueron aprobadas por el IAASB de la IFAC. Dicho informe de auditoría incluía párrafos adicionales aclaratorios, los cuales no afectaban la opinión de auditoría, relacionados con incertidumbres por: i) la capacidad de Gas Argentino de continuar como empresa en marcha en relación al cumplimiento de los pagos de capital de su deuda financiera al vencimiento y ii) la situación patrimonial de la Sociedad, la cual al 31 de diciembre de 2014 registraba patrimonio neto negativo.

Los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx de 2015, preparados conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera, han sido aprobados por el Directorio para su emisión el 6 xx xxxx de 2015 y revisados por Deloitte & Co S.A. quienes emitieron su informe de revisión de estados financieros intermedios con fecha 0 xx xxxx xx 0000 xx xxxxxxx con Normas Internacionales de Encargos de Revisión adoptadas por la FACPCE a través de la Resolución Técnica N° 33, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (“IAASB”, por su sigla en inglés) de la Federación Internacional de Contadores (“IFAC”, por su sigla en inglés). Dicho informe de revisión incluía párrafos adicionales aclaratorios, los cuales no afectaban la conclusión, relacionados con las incertidumbres mencionadas en el párrafo precedente.

En opinión de la Sociedad los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx de 2015 contemplan todos los ajustes necesarios para ser presentados sobre bases uniformes con los estados financieros consolidados anuales.

Presentación de la Información Contable

La Comisión Nacional de Valores (“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, 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 los 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”, fue 1° de enero de 2012.

Disposiciones Varias

Salvo que se indique lo contrario, los balances utilizan el tipo de cambio vigente para cada fecha relevante o cierre del período cotizado por el Banco de la Nación Argentina.

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

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.

Resumen de información contable y financiera de Gas Argentino

A continuación se presentan los datos que surgen de los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx de 2015 y comparativos, que deberán ser leídos conjuntamente con la sección "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera" en este Prospecto y junto con los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios de la Compañía y las notas a dichos estados financieros.

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS INTERMEDIOS DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS Y OTRO RESULTADO INTEGRAL POR LOS PERÍODOS DE TRES MESES FINALIZADOS EL 00

XX XXXXX XX 0000 X 0000 (expresados en miles de pesos).

Por los períodos de tres meses finalizados el
	31.03.15	31.03.14
Ingresos ordinarios (a)	774.442	454.337
Costos de operación	(595.610)	(391.364)
Ganancia bruta	178.832	62.973
Gastos de administración	(102.446)	(65.765)
Gastos de comercialización	(90.703)	(58.386)
Otros ingresos y egresos	409	(8.485)
Pérdida operativa	(13.908)	(69.663)
Ingresos financieros	5.109	5.357
Costos financieros	(142.650)	(345.969)
Resultados financieros, netos (b)	(137.541)	(340.612)
Resultado antes del impuesto a las ganancias	(151.449)	(410.275)
Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta	(1.856)	(17.895)
Resultado neto del período	(153.305)	(428.170)
Otros resultados integrales	-	-
Resultado neto e integral del período	(153.305)	(428.170)

Resultado neto e integral del período participación controlante	(118.286)	(323.694)
Resultado neto e integral del período participación no controlante	(35.019)	(104.476)
Total Resultado neto e integral del período	(153.305)	(428.170)
Resultado neto por acción	(1,23)	(3,72)

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS INTERMEDIOS DE SITUACIÓN FINANCIERA AL

31 XX XXXXX DE 2015 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2014 (expresados en miles de pesos).

	31.03.15	31.12.14
Activo
Activo no corriente
Propiedades, planta y equipo	1.991.152	1.950.718
Activos por impuestos diferidos	6.555	4.620
Otras inversiones	-	1.066
Propiedades de inversión	2.440	2.455
Otros créditos	3.351	4.108
Total del activo no corriente	2.003.498	1.962.967
Activo corriente
Créditos por ventas	637.034	658.855
Otros créditos	117.406	79.266
Efectivo y equivalentes de efectivo	131.496	100.174
Total de activo corriente	885.936	838.295
Total del activo	2.889.434	2.801.262
Patrimonio Neto
Capital social	96.095	96.095
Resultados acumulados (Pérdidas)	(825.896)	(707.610)
Patrimonio Xxxx atribuible a los propietarios de la controlante	(729.801)	(611.515)
Participaciones no controlantes	(94.951)	(59.932)
Total del patrimonio neto	(824.752)	(671.447)
Pasivo
Pasivo no corriente
Deudas financieras	1.826.597	1.690.756
Pasivos por impuestos diferidos	239.063	249.828
Pasivo concursal	16.313	16.313
Otras cargas fiscales	6.430	6.732
Provisiones	72.074	69.518
Total del pasivo no corriente	2.160.477	2.033.147
Pasivo corriente
Cuentas por pagar	1.148.546	1.014.606
Remuneraciones y cargas sociales	70.591	100.581
Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta ("IGMP")	11.863	7.196
Otras cargas fiscales	103.663	102.838
Deudas financieras	186.436	185.439
Otras deudas	32.610	28.902
Total del pasivo corriente	1.553.709	1.439.562
Total del pasivo	3.714.186	3.472.709
Total del pasivo y patrimonio neto	2.889.434	2.801.262

ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS INTERMEDIOS DE FLUJO DE EFECTIVO AL 00

XX XXXXX XX 0000 X 0000 (expresados en miles de pesos).

	31.03.15	31.03.14
Flujo de efectivo generado por (aplicado a) actividades operativas
Resultado neto del período	(153.305)	(428.170)
Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente
de las actividades operativas
Impuesto a las ganancias y la ganancia mínima presunta	1.856	17.895
Depreciación de propiedades, planta y equipo de propiedades de inversión	22.792	21.038
Valor residual de bajas de propiedades, planta y equipo y de propiedades de inversión	1.553	2.424
Cargo neto por provisiones	7.958	14.955
Resultados financieros netos	136.909	339.250
Variaciones en activos y pasivos
Cuentas por cobrar	17.017	(24.057)
Otros créditos	(37.383)	(5.856)
Cuentas por pagar	133.940	47.311
Otras inversiones no corrientes	1.066	(76)
Remuneraciones y cargas sociales	(29.990)	(5.789)
Impuesto a las ganancias a pagar e IGMP	(6.845)	(10.276)
Otras cargas fiscales	523	(17.259)
Otras deudas	3.863	18.202
Provisiones	(146)	-
Impuesto a la ganancia y a la ganancia mínima presunta pagado en el período	(3.044)	(1.170)
Flujo neto de efectivo generado por (aplicado a) las actividades operativas	96.764	(31.578)
Flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión
Aumentos de propiedades, planta y equipos	(65.371)	(31.312)
Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión	(65.371)	(31.312)
Flujo de efectivo (aplicado a) generado por actividades de financiación
Préstamos obtenidos	-	45.000
Pago intereses	(333)	(118)
Aporte en efectivo de los propietarios	-	714
Flujo neto de efectivo (aplicado a) generado por actividades de financiación	(333)	45.596

Aumento (disminución) neta del efectivo y equivalentes de efectivo	31.060	(17.294)

Indicadores financieros seleccionados comparativos

31.03.15

31.03.14

Índice de Liquidez (activo corriente / pasivo corriente)

0,57

0,65

Índice de Solvencia (patrimonio neto / total pasivo)

(0,22)

(0,12)

Índice de Inmovilización del capital (activo no

corriente / total activo)

0,69

0,79

Índice de Rentabilidad (resultado integral del período

/ patrimonio neto promedio) (1)

0,20

4,46

(1) Al 31 xx xxxxx de 2015 y 2014 el ratio no resulta representativo de la realidad económica de la Sociedad dado que la misma posee Resultado del ejercicio y Patrimonio Neto negativo.

Información Operativa Seleccionada (c)

	31.03.15	31.03.14
Cantidad total de clientes	2.337.960	2.313.273
Residenciales	2.256.168	2.231.295
Otros	81.792	81.978
Kilómetros de gasoductos	16.816	16.733
Cantidad total de empleados	1.228	1.128

Notas:

(a) Representa la venta bruta, es decir, sin deducir el Impuesto a los Ingresos Brutos que se expone en Gastos de Comercialización

(b) Incluye principalmente las diferencias cambiarias originadas en pasivos financieros provenientes de su deuda financiera pendiente denominados en moneda extranjera de la Sociedad e ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad.

A continuación se presentan los datos que surgen de los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014 y comparativos y al 31 de diciembre de 2013 y comparativos, que deberán ser leídos conjuntamente con la sección "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera" en este Prospecto y junto con los Estados Financieros Consolidados de la Compañía y las notas a dichos estados financieros.

ESTADOS CONSOLIDADOS DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS Y OTRO RESULTADO INTEGRAL POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 Y 2012 (expresados

en miles de pesos).

Por los ejercicios finalizados el
	31.12.14	31.12.13	31.12.12
Ingresos ordinarios	3.184.474	1.936.211	1.481.375
Costos de operación	(2.589.406)	(1.433.202)	(1.192.226)
Ganancia bruta	595.068	503.009	289.149
Gastos de administración	(336.716)	(229.633)	(170.468)
Gastos de comercialización	(356.615)	(258.753)	(199.413)
Otros ingresos y egresos	3.752	46.046	(6.086)
(Pérdida) ganancia operativa	(94.511)	60.669	(86.818)
Ingresos financieros	18.359	25.560	29.917
Costos financieros	(697.239)	(477.461)	(240.110)
Resultados financieros, netos	(678.880)	(451.901)	(210.193)
Resultado por canje de deuda concursal	-	1.140.862	-
Resultado antes del impuesto a las ganancias	(773.391)	749.630	(297.011)
Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta	(24.800)	(252.888)	49.060
Resultado neto del ejercicio	(798.191)	496.742	(247.951)
Otros resultados integrales	-	-	-
Resultado neto e integral del ejercicio	(798.191)	496.742	(247.951)
Resultado neto e integral del ejercicio participación controlante	(609.006)	418.367	(194.245)
Resultado neto e integral del ejercicio participación no controlante	(189.185)	78.375	(53.706)
Total Resultado neto e integral del ejercicio	(798.191)	496.742	(247.951)
Resultado neto por acción	(6,54)	5,16	(1,24)

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014,

2013 Y 2012 (expresados en miles de pesos).

	31.12.14	31.12.13	31.12.12
Activo
Activo no corriente
Propiedades, planta y equipo	1.950.718	1.849.603	1.780.930
Activos por impuestos diferidos	4.620	1.107	751
Otras inversiones	1.066	909	646
Propiedades de inversión	2.455	5.339	5.459
Otros créditos	4.108	2	336
Total del activo no corriente	1.962.967	1.856.960	1.788.122
Activo corriente
Créditos por ventas	658.855	339.257	258.705
Otros créditos	79.266	27.968	20.467
Efectivo y equivalentes de efectivo	100.174	118.525	157.785
Total de activo corriente	838.295	485.750	436.957
Total del activo	2.801.262	2.342.710	2.225.079
Patrimonio Neto
Capital social	96.095	87.081	74.619
Aportes irrevocables	-	-	8.100
Resultados acumulados (Pérdidas)	(707.610)	(98.604)	(516.971)
Patrimonio Xxxx atribuible a los propietarios de la controlante	(611.515)	(11.523)	(434.252)
Participaciones no controlantes	(59.932)	129.253	50.878
Total del patrimonio neto	(671.447)	117.730	(383.374)
Pasivo
Pasivo no corriente
Deudas financieras	1.690.756	1.224.730	-
Pasivos por impuestos diferidos	249.828	255.697	52.072
Pasivo concursal	16.313	17.040	1.980.853
Otras cargas fiscales	6.732	7.898	8.996
Provisiones	69.518	58.304	-
Total del pasivo no corriente	2.033.147	1.563.669	2.041.921
Pasivo corriente
Cuentas por pagar	1.014.606	461.938	338.296
Remuneraciones y cargas sociales	100.581	61.010	49.286
Impuesto a las ganancias e IGMP	7.196	32.269	10.271
Otras cargas fiscales	102.838	94.245	56.975
Deudas financieras	185.439	398	-
Otras deudas	28.902	11.451	9.679
Provisiones	-	-	102.025
Total del pasivo corriente	1.439.562	661.311	566.532
Total del pasivo	3.472.709	2.224.980	2.608.453
Total del pasivo y patrimonio neto	2.801.262	2.342.710	2.225.079

ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS

EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 Y 2012 (expresados en miles de pesos).

	31.12.14	31.12.13	31.12.12
Flujo de efectivo generado por las actividades operativas
Resultado neto del ejercicio	(798.191)	496.742	(247.951)
Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente
de las actividades operativas
Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta	24.800	252.888	(49.060)
Resultado por venta de propiedades de inversión	(8.067)	-	-
Depreciación de propiedades, planta y equipo y de propiedades de inversión	87.014	81.088	76.072
Valor residual de bajas de propiedades, planta y equipo	11.335	9.586	662
Cargo neto por provisiones	27.144	(30.013)	19.466
Resultado por canje de deuda	-	(1.155.488)	-
Resultados financieros netos	670.220	450.166	229.193
Variaciones en activos y pasivos
Créditos por ventas	(332.848)	(86.700)	(29.807)
Otros créditos	(52.855)	(7.167)	(2.485)
Créditos impositivos diferidos	-	(356)	(308)
Cuentas por pagar	552.053	123.642	68.607
Otras inversiones no corrientes	-	(263)	(201)
Remuneraciones y cargas sociales	39.571	11.724	9.755
Impuesto a las ganancias a pagar e IGMP	(34.510)	(21.959)	(25.930)
Otras cargas fiscales	7.427	35.336	9.889
Otras deudas	17.451	1.772	726
Provisiones	(468)	(42)	(926)
Pasivo concursal	(516)	-	(737)
Impuesto a la ganancia y a la ganancia mínima presunta pagado en el ejercicio	(24.719)	(5.286)	(7.018)
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas	184.841	155.670	49.947
Flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión
Aumentos de propiedades, plantas y equipos	(200.344)	(166.046)	(111.178)
Cobro por venta de propiedades de inversión	8.295	-	-
Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión	(192.049)	(166.046)	(111.178)
Flujo de efectivo (aplicado a) generado por las actividades de financiación
Préstamos obtenidos	90.000	-	-
Pago intereses	(111.724)	(32.153)	-
Aporte en efectivo de los propietarios	9.014	4.362	9.260
Flujo neto de efectivo (aplicado a) generado por las actividades de financiación	(12.710)	(27.791)	9.260

Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo	(19.918)	(38.167)	(51.971)

	Dic. 2014	Dic. 2013	Dic. 2012
Indicadores financieros seleccionados:
Índice de liquidez (activo corriente / pasivo corriente)	0,58	0,73	0,77
Índice de solvencia (patrimonio neto / total pasivo)	(0,19)	0,05	(0,15)
Índice de Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo)	0,70	0,79	0,80
Índice de Rentabilidad (Resultado integral del ejercicio / patrimonio neto promedio) (1)	2,88	(3,74)	0,94
(1) El ratio no resulta representativo de la realidad económica de la Sociedad dado que la misma posee Resultado del ejercicio y/o Patrimonio Neto promedio negativo.
Información Operativa Seleccionada
	Dic. 2014	Dic. 2013	Dic. 2012
Cantidad total de clientes	2.334.829	2.307.810	2.280.557
Residenciales	2.253.022	2.225.700	2.198.367
Otros	81.807	82.110	82.190
Kilómetros de gasoductos	16.816	16.733	16.651
Cantidad total de empleados	1.228	1.131	1.148
Fuente: Información interna MetroGAS S.A.

	Dic. 2014	Dic. 2013	Dic. 2012
	MMMC	MMMC	MMMC
Volúmenes Transportados:
Capacidad de transporte en firme diaria promedio	24,3	24,6	24,6
Volumen diario promedio	20,1	22,0	23,4
En firme (incluyendo residenciales)	10,7	12,9	13,1
Interrumpible	9,4	9,1	10,3
Factor de carga	82,8%	89,4%	95,1%
Volúmenes Entregados:
Volumen diario promedio	19,2	21,0	22,3
En firme (incluyendo residenciales)	10,2	12,3	12,5
Interrumpible	9,0	8,7	9,8

Fuente: Interna - Gas Argentino S.A.

Capitalización y Endeudamiento

El siguiente cuadro muestra el estado de capitalización y endeudamiento de la Sociedad al 31 xx xxxxx de 2015. Este cuadro debería leerse junto con los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014 y los Estados Financieros Consolidados Condensados Intermedios al 31 xx xxxxx de 2015 incluidos en otros capítulos de este Prospecto.

	00 xx xxxxx xx 0000
	(xxxxx xx xxxxx) (x)
Xxxxx Financiera (c):
No corriente
Obligaciones negociables (ON´s) (d)	1.738.035
Partes Relacionadas – Línea de Crédito y ON´s (e)	88.562
Subtotal Deuda Financiera No Corriente	1.826.597
Corriente
Intereses Obligaciones Negociables a pagar (f)	127.230
Partes Relacionadas – Línea de Crédito y ON´s (g)	59.206
Subtotal Deuda Financiera Corriente	186.436
Total deuda financiera	2.013.033
Patrimonio neto:
Capital integrado (b):
Clase A	52.534
Clase B	43.561
Aportes Irrevocables	-
Reserva legal	-
Resultados acumulados	(825.896)
Participaciones no controlantes	(94.951)
Total patrimonio neto	(824.752)
Total capitalización	1.188.281

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 y Acciones Clase B, de Ps. 1,00 valor nominal. Cada acción tiene derecho a un voto. Todo el capital social de la Sociedad está totalmente suscripto e integrado. La Sociedad no tiene acciones preferidas en circulación. Los aumentos que totalizan miles de $9.014 se encuentran pendientes de inscripción en el Registro Público de Comercio.

(d) Corresponden a Obligaciones negociables emitidas por Gas Argentino miles de $375.854 y a Obligaciones Negociables emitidas por MetroGAS miles de $1.362.181.

(e) Corresponden a Obligaciones Negociables emitidas por MetroGAS en poder de YPF por miles de $

30.481 e YSUR Energía Argentina S.R.L. por miles de $ 1.259 y préstamo tomado por MetroGAS a YPF por miles $ 56.822.

(f) Corresponden a intereses a pagar por Obligaciones negociables emitidas por Gas Argentino miles de

$ 89.514 y a intereses a pagar por Obligaciones Negociables emitidas por MetroGAS miles de $ 37.716.

(g) Corresponde a la línea de crédito otorgada por YPF a MetroGAS miles de $ 58.374 y a intereses a pagar por Obligaciones Negociables en poder de YPF por miles $ 832.

Razones para la oferta y destino de los fondos

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 serán emitidas en concepto de

capitalización del 100% de los intereses que le corresponde pagar a la Sociedad bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales en la Fecha de Pago de Intereses del 15 xx xxxxx de 2015.

De esta manera las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 se emitirán y se entregarán a los tenedores de Obligaciones Negociables de la Reestructuración y de Obligaciones Negociables Clase A- L Adicionales a los efectos de cumplir con el pago de los intereses correspondientes a dicha Fecha de Pago de Intereses, por lo que la emisión de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 corresponde a la refinanciación de pasivos de la Sociedad de conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables. Para mayor información véase “Datos Estadísticos y programa previsto para la Oferta” en este Prospecto.

Factores de Riesgo

Los inversores deberán considerar cuidadosamente los riesgos detallados a continuación, junto con la restante información suministrada en el presente, incluyendo sus Estados Contables Auditados y No Auditados.

Factores de riesgo relacionados con Argentina

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

GASA es una sociedad anónima constituida en la Argentina. La totalidad de sus activos está constituida por las acciones de Metrogas. Por consiguiente, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad, dependen en gran medida de la situación política y macroeconómica de la Argentina, incluyendo, entre otros, los efectos vinculados al índice de variación de precios, el endeudamiento público, las tasas de interés, los controles de precios, los controles cambiarios y los impuestos y retenciones, todo lo cual directa o indirectamente afecta a las entidades del sector privado dentro del que se encuentra la Sociedad, así como también, sobre los precios y rendimientos de los títulos valores, incluidos las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015. No es posible garantizar que en el futuro los acontecimientos económicos, políticos y sociales que ocurran en la Argentina, sobre los que la Sociedad carece de control, no afectarán negativamente los negocios, situación financiera o resultados de las operaciones, sus perspectivas o su capacidad para cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.

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 xx xxxxx 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.

En enero 2014, el peso argentino ha sido sujeto a una devaluación de aproximadamente un 23%. 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 acumulada del período enero - diciembre alcanzó el 23,9%. 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 00 xx Xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx xx Xxxxxxxxx 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 xx xxxxx de 2013. El 30 xx xxxxxx 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 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxx xxx Xxxxxxxx xxxxxxxx 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, aunque finalmente resolvió, con fecha 16 xx xxxxx de 2014, que la Corte del Distrito tenía la facultad para permitir que los acreedores de deuda argentina soliciten información sobre todos los activos de ese país en todo el mundo.

Adicionalmente, el mismo 16 xx xxxxx de 2014, la Corte Suprema de Estados Unidos rechazó el recurso interpuesto por la República Argentina contra la sentencia de la Cámara Federal de Apelaciones de Nueva York, confirmatoria de la del Juez de Distrito Sur según la cual la República Argentina habría violado la denominada cláusula pari passu con relación a los bonistas que no ingresaron a los canjes de deuda soberana de los años 2005 y 2010, debiendo en consecuencia y de acuerdo al criterio de dicho magistrado efectuar el pago del 100% de lo debido a los demandantes junto con el pago de los importes debidos en el siguiente vencimiento a los acreedores que ingresaron al canje (ratable payment). Habiendo quedado firme la orden del Juez Griesa, el 18 xx xxxxx de 2014 la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de los Estados Unidos levantó la suspensión de la ejecución de dicha Orden (stay). El 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx solicitó al juez Xxxxxx, de la Corte del Distrito Sur de Nueva York, un nuevo pedido de suspensión (stay) de

su fallo que permita entablar conversaciones con los demandantes en un plazo de tiempo razonable que pueda llevar a la resolución del litigio.

El 00 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxxxxxx procedió a depositar el monto aplicable al pago de los servicios de capital e intereses correspondientes a los tenedores de bonos bajo ley extranjera, que adhirieron voluntariamente al canje de deuda del período 2005-2010, por el equivalente a 832 millones de dólares, de los cuales 539 millones de dólares fueron depositados en cuentas del Banco New York Mellon (BONY), en el Banco Central de la República Argentina, y cuyo vencimiento operaba el 30 xx xxxxx de 2014. En este mismo día, el juez Xxxxxx rechazó reponer el "stay" solicitado el 23 xx xxxxx de 2014.

El día 27 xx xxxxx de 2014, en una audiencia llevada a cabo en la Corte de Distrito Sur de Nueva York, el Juez de la causa dispuso que los fondos antes mencionados no debían ser girados por el banco a los tenedores de deuda reestructurada sin que exista previamente un acuerdo con los holdouts. A la fecha de emisión de estas Obligaciones Negociables, las partes no han arribado a un acuerdo y el BONY no ha girado los fondos depositados por la República Argentina a los tenedores de bonos bajo ley extranjera. En fecha 11 de septiembre de 2014 se promulgó la Ley 26.984 que contempla diversos mecanismos a fin de posibilitar el pago al 100% de los acreedores en las condiciones de los canjes 2005 y 2010, autorizando con ese propósito, entre otras cuestiones, al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a cambiar el agente fiduciario de pagos y a instrumentar un canje voluntario de los títulos actuales por nuevos títulos con idénticas condiciones financieras pero regidos por legislación y jurisdicción locales.

El 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx promulgó la Ley 26.984 de pago soberano que contempla diversos mecanismos a fin de posibilitar el pago al 100% de los acreedores en las condiciones de los canjes 2005 y 2010, autorizando con ese propósito, entre otras cuestiones, al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a cambiar el agente fiduciario de pagos y a instrumentar un canje voluntario de los títulos actuales por nuevos títulos con idénticas condiciones financieras pero regidos por legislación y jurisdicción locales.

El 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxx xx Xxxxxxxx xxxxxxx x xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx en desacato, pero no impuso sanciones al país. El 0 xx xxxxxxx xx 0000 xx Xxxx xx Xxxxxxxx xxxxxx x xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx que repare las relaciones con el Bank of New York Mellon, remueva a Nación Fideicomisos S.A. como agente de pagos de la deuda y resuelva la situación con los holdouts.

El 22 de octubre de 2014 la Corte de Apelaciones de Nueva York rechazó su competencia en relación con la apelación de la República Argentina respecto de la paralización de los fondos abonados al Bank of New York Mellon.

El 28 de octubre de 2014 el Juez de Distrito rechazó el pedido de embargo de los fondos abonados por la República Argentina y paralizados en el Bank of New York Mellon.

A solicitud de Citibank, en la medida que se han dado vencimientos de títulos emitidos en dólares bajo legislación argentina, el Juez de Distrito ha autorizado su pago, difiriendo una decisión definitiva sobre esta cuestión.

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.

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 xx xxxxxxx 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 vio 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 Xxxxxx, Xxxxxxx, 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 2014 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 xxx xxxxxxx 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 Sociedad

La única fuente de fondos de Gas Argentino para los pagos de sus obligaciones son los dividendos pagados por MetroGAS. No obstante ello, la capacidad de MetroGAS de pagar dividendos a sus accionistas está restringida por el acuerdo alcanzado por MetroGAS como parte de su proceso de reestructuración. MetroGAS no puede distribuir dividendos hasta que haya amortizado por lo menos U$S 74.622.469 millones de su deuda pendiente de pago. Adicionalmente, de acuerdo a los términos de sus obligaciones negociables, MetroGAS debe destinar su “exceso de caja” a rescatar dichas obligaciones negociables y recién una vez cubiertas tales deudas estaría en condiciones de pagar dividendos en la medida en que cumpla con la legislación argentina. Además, desde 2002, MetroGAS ha acumulado pérdidas y por lo tanto, conforme a lo establecido en el artículo 71 de la Ley de Sociedades Comerciales No. 19.550, no puede distribuir dividendos hasta tanto no se hayan revertido dichas pérdidas. En ausencia de dichos flujos por dividendos, la Sociedad podría verse obligada a recurrir a formas de financiación, a precios, tasas y condiciones no atractivas. A su vez, dicho financiamiento podría no encontrarse disponible en el momento que la Sociedad lo necesitare.

A la fecha del presente prospecto no es posible predecir el resultado del proceso de renegociación tarifaria de MetroGAS ni determinar sus implicancias finales sobre la operatoria y los resultados de la Sociedad. Las circunstancias mencionadas anteriormente respecto a MetroGAS sumada a la imposibilidad de la Sociedad de recibir dividendos, mencionada en el párrafo precedentemente por los compromisos asumidos por MetroGAS en relación con su propia deuda, y a la situación financiera y patrimonial de MetroGAS generan incertidumbre respecto a la capacidad de la Sociedad de continuar como empresa en marcha en relación al cumplimiento de los pagos de capital de su deuda financiera al vencimiento.

El 00 xx xxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx fue notificado de un pedido de quiebra presentado por un supuesto acreedor de la Compañía. Consecuentemente, el 00 xx xxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx solicitó la apertura de su Concurso Preventivo ante un juzgado argentino y acorde con la Ley Nº 24.522 de Concursos y Quiebras.

Con fecha 7 xx xxxxxx de 2012, se presentó la propuesta definitiva consistente en el pago de los créditos quirografarios verificados o declarados admisibles mediante la entrega, en canje y dación en pago de tales créditos, de obligaciones negociables con oferta pública, denominadas en Dólares Estadounidenses. En este sentido, se emitieron Obligaciones Negociables Simples (i) Clase A por el 38,60%, y (ii) Clase B por el 61,40% -calculado en Dólares Estadounidenses- del monto total del crédito quirografario verificado o declarado admisible. Asimismo, las Obligaciones Negociables Clase A devengan intereses a partir de la fecha de su emisión, a una tasa equivalente al 8,875%, pagadero semestralmente, y las Obligaciones Negociables Clase B sólo devengarán intereses a partir de la fecha en que se produjera un Hecho Desencadenante a una tasa equivalente al 8,875%, pagadero semestralmente.

El 22 xx xxxxxx de 2012, el juez homologó el acuerdo preventivo (la “Propuesta Concursal Homologada”) y el 15 xx xxxxx de 2013, de conformidad con la Propuesta Concursal Homologada, la Sociedad emitió las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública.

Con fecha 12 de julio de 2013, el juez resolvió declarar cumplido el Acuerdo Preventivo de Gas Argentino.

Adicionalmente, de conformidad con la Propuesta Concursal Homologada, en concepto de pago de intereses sobre las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública, con fecha 15 de julio de 2013, 14 de enero de 2014, 11 de julio de 2014

y 8 de enero de 2015, la Sociedad emitió obligaciones negociables adicionales Para más información, véase “Reestructuración de la deuda de la Sociedad en este Prospecto”.

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

Al 31 de diciembre de 2014 y 00 xx xxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx registraba un patrimonio neto negativo encontrándose la Sociedad alcanzada por las disposiciones del artículo 94 inciso 5° y el artículo 96 de la Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales. Si bien la Sociedad estima que sus accionistas continuarán efectuando los aportes necesarios a efectos de solventar la operación de la Sociedad y asegurar su liquidez y solvencia, la Sociedad podría verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.

Modificaciones en nuestros accionistas podrían tener un impacto en nuestros resultados y operaciones

Con fecha 14 de noviembre de 2012, el Presidente de Gas Argentino recibió una nota de BG Inversiones Argentinas S.A. (“BGIA”) comunicando que BGIA había celebrado un acuerdo para la venta de sus

40.793.136 acciones Clase A en Gas Argentino con Integra Gas Distribution LLC. La transferencia de las acciones se encontraba sujeta, entre otras condiciones, a la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y el no ejercicio por parte de YPF Inversora Energética S.A. (“YPFIE”) de su derecho de compra preferente. El acuerdo también incluía, sujeto a otras condiciones adicionales a las mencionadas, la venta de 38.941.720 acciones Clase B de BG Gas International B.V. en MetroGAS.

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

El 0 xx xxxx xx 0000, XXXX informó a Gas Argentino la transferencia de acciones a favor de YPFIE.

Por su parte, el 1 xx xxxxxx de 2013, YPFIE comunicó a Gas Argentino la transferencia de 1.683.246 acciones ordinarias Clase A, de valor nominal $ 1 cada una y un voto por acción, representativas del 2% del capital social de la Sociedad, a Operadora de Estaciones de Servicios S.A. (OPESSA).

Al haberse consumado las transacciones, YPF por medio de YPFIE y OPESSA., subsidiarias de YPF, posee el 100% de las acciones y votos de Gas Argentino.

El Gobierno indirectamente controla a Gas Argentino conforme a las políticas energéticas de acuerdo a la Ley N° 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.

Factores de riesgo relacionados con MetroGAS

MetroGAS 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 la licencia de distribución de gas (la “Licencia”), y en la relación entre MetroGAS 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, MetroGAS 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 xx xxxxx 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 00 xx xxxxx xx 0000 XxxxxXXX firmó un acuerdo provisorio, el cual fue ratificado mediante el Decreto Nº 455, publicado en el Boletín Oficial con fecha 7 xx xxxxx 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 MetroGAS 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 xx xxxxx 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”).

Basándose en estimaciones de MetroGAS, 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, MetroGAS no puede garantizar que estos aumentos de tarifa no impactarán negativamente en sus cuentas por cobrar, y consecuentemente, en los resultados de sus operaciones.

MetroGAS 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. Adicionalmente MetroGAS inició el trámite de retiro del registro.

Como resultado de su concurso preventivo, los ADSs de MetroGAS fueron (i) suspendidos en su negociación en la Bolsa de Nueva York a partir del 18 xx xxxxx de 2010, y (ii) retirados de la cotización en esa Bolsa siguiendo con el procedimiento presentado bajo el Form 25 ante la SEC el 15 de julio de ese mismo año. La suspensión en la negociación de sus ADSs en la Bolsa de Nueva York y su consecuente retiro de la cotización han impactado negativamente en los niveles de liquidez de los tenedores de sus 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, MetroGAS no puede garantizar que será capaz de volver a cotizar sus ADSs en la Bolsa de Nueva York en caso de superar la reorganización societaria que se está llevando a cabo.

Con fecha 21 de enero de 2015, la Sociedad inició ante la SEC el trámite legal de retiro del registro de la SEC, lo que implica el cese de su deber de información ante la misma (“Formulario 15F”).De acuerdo a la SEC, la presentación del Formulario 15F implica la inmediata suspensión de la obligación de la Sociedad de la presentación del Formulario 20F (Reporte Anual) y Formulario 6K (Hechos Relevantes) ante la SEC.

El trámite iniciado no afecta el deber de información de MetroGAS de conformidad con la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, Normas de la CNV y sus eventuales modificatorias y complementarias, y el Reglamento de Cotización de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

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 MetroGAS 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 xx xxxxxx 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 MetroGAS 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 MetroGAS, a pesar de que MetroGAS 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 MetroGAS.

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 las operaciones de MetroGAS, así también como a (i) los aumentos en la demanda de gas natural, (ii) disminuciones en la capacidad de provisión y transporte de MetroGAS, y (iii) el vencimiento de los

contratos de compraventa de gas natural a largo plazo, MetroGAS ha enfrentado dificultades en el cumplimiento de la demanda de sus clientes industriales, especialmente durante las épocas invernales. MetroGAS considera que dicha tendencia se mantuvo durante el año 2014. Sin embargo durante el año 2014 particularmente por las temperaturas altas de ese invierno si bien hubo restricciones no fueron tantas como los años anteriores y hubo más disponibilidad de gas para industrias. En cuanto al abastecimiento de la demanda prioritaria, desde la Resolución N° I/1410 del ENARGAS no ha faltado gas para las distribuidoras.

Si MetroGAS no pudiera 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 MetroGAS, luego de un procedimiento administrativo MetroGAS podría ser multada por hasta Ps. 500.000 y finalmente quedar sujeta a la rescisión de su Licencia. Asimismo, MetroGAS podrá quedar expuesta a responsabilidad por daños y perjuicios originados a sus clientes por tales interrupciones. Las dificultades anteriormente descriptas que MetroGAS ha enfrentado para alcanzar la demanda de gas natural de los usuarios no ocasionó el ejercicio de estas previsiones de emergencia. Si MetroGAS 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 MetroGAS se ve altamente influenciada por las condiciones climáticas de la Argentina.

Las ventas e ingresos de MetroGAS se ven altamente influenciados por las condiciones climáticas imperantes en la Argentina. La demanda de gas natural es, y en consecuencia, los ingresos de MetroGAS son, significativamente mayores durante los meses de invierno que durante el resto del año. Un clima inusualmente cálido en el área de servicio de MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS no pudiera utilizar su capacidad de transporte excedente para otras clases de clientes o disponer de su capacidad excedente.

Los ingresos de MetroGAS podrán verse afectados de manera adversa por aumentos en el suministro de energía hidroeléctrica.

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

MetroGAS 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 MetroGAS.

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

En febrero de 2004, el 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 comercializadoras de gas natural. Véase “Información sobre la Emisora - MetroGAS - 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 suscripto fue ratificado por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios por Resolución Nº 208/04.

Bajo el amparo de 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 xx xxxxxx 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 - MetroGAS - Panorama de negocios”.

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

Por Decreto Nº 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de establecer límites máximos a la participación xx xxxxxxx, en el área licenciada de la distribuidora, aplicables a aquellas comercializadoras en las que las distribuidoras o sus accionistas posean, de manera directa o indirecta, parte o el total del capital. Asimismo podrá establecer límites a la participación de empresas comercializadoras sobre los distintos mercados de gas y de transporte, en función de la evolución observada de la industria. Estas distribuidoras no han estado sujetas aún a regulación, pero no puede garantizarse que esta situación continuará en el futuro.

El 00 xx xxxx xx 0000, xxx Xxxxxxx 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. El último Decreto es el N° 2704/2014 de fecha 30 de diciembre de 2014.

La Sociedad no puede garantizar que esta intervención no resultará en mayores regulaciones que podrían afectar negativamente la actividad de MetroGAS o la Sociedad en el futuro cercano. La Sociedad 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 Sociedad. Véase “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Panorama de negocios” y “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Marco regulatorio - Cambio en las reglamentaciones”.

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

El 27 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo aprobó el Decreto Nº 2.067/08 (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008), que dispuso la creación de un nuevo Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural necesarias para complementar la inyección de gas natural que sea requerida para satisfacer las necesidades nacionales. A su vez, la Resolución MPFIPYS N° 1.451/2008, publicada el 23 de diciembre de 2008, reglamentó el funcionamiento del referido Fondo Fiduciario, disponiendo la creación del fideicomiso correspondiente, y la Resolución ENARGAS N° I/563/2008, también publicada el 23 de diciembre de 2008, dispuso la implementación, con vigencia a partir del 1° de noviembre de 2008, de los pertinentes cargos tarifarios para la financiación del fideicomiso en cuestión, siendo aquellos pagaderos por los usuarios residenciales con consumos anuales mayores a 1.000 m3. Con fecha 4 xx xxxxx de 2009, el ENARGAS mediante Resolución N° 768 dispuso que durante el período comprendido entre el 1° xx xxxx y

31 xx xxxxxx de 2009, los clientes residenciales del área de MetroGAS correspondientes a las categorías R3 1° y R3 2°, es decir los que presentan consumos anuales entre 1001 y 1500 m3, quedan exceptuados del cargo establecido por el decreto N° 2.067/08. Con fecha 18 xx xxxxxx de 2009 el ENARGAS notificó la Resolución N° 828/08 por medio de la cual extendió hasta el 0x xx xxxxxxx xx 0000 xx xxxxxxxx xxxxxx 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 xx xxxxx y julio de 2009, y del 70% para los consumos de los meses xx xxxxxx y septiembre de 2009.

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 “xxxx xx xxxxx” y garantizando el abastecimiento de gas natural en el mercado interno. No obstante, MetroGAS 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, MetroGAS no puede garantizar que estos aumentos de tarifas no afectarán negativamente sus cuentas por cobrar en xxxx 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 subsidio dejaría de otorgarse al considerarse 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 xx xxxxx 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 31/03/2014 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 0x xx xxxxx, 0x xx xxxxx x 0x xx xxxxxx xx 0000.

Dicha Resolución 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. Agregando 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° xx xxxxx 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.

MetroGAS ha estado y continúa estando sujeta a ajustes de tarifas determinados por el ENARGAS.

Los resultados de las operaciones de MetroGAS 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 de gas. La interpretación y aplicación del marco regulatorio por parte del ENARGAS ha sido adversa para la actividad de MetroGAS 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 MetroGAS en la distribución de gas a sus clientes. Sin perjuicio de ello, MetroGAS ha estado limitado en varias ocasiones a trasladar el costo, impuestos y demás cargos del gas adquirido por MetroGAS.

MetroGAS 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 MetroGAS. Véase “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Panorama de negocios”.

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

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

El Acuerdo Transitorio ratificado por el Decreto N° 445/2014 de fecha 01/04/2014, 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.

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

Si las pérdidas de MetroGAS en cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, MetroGAS se vería obligada a reducir su capital social según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina. Asimismo, si el patrimonio neto de MetroGAS fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor que el activo) en cualquier cierre de ejercicio, MetroGAS será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, salvo que se restituya la ecuación económico-financiera de MetroGAS 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 2014, el total del patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora era negativo y ascendía a miles de $ 210.186, encontrándose la Sociedad alcanzada por las disposiciones del art. 94 inciso 5to. y del art. 96 de la Ley N°19.550 de Sociedades Comerciales.

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

La Licencia de MetroGAS, el correspondiente pliego de bases y condiciones de la privatización de Gas del Estado S.E. (“Gas del Estado”) (el "Pliego") y la reglamentación de la ley según la cual se privatizó MetroGAS, 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 GASA de las Acciones Clase A de MetroGAS y la transferencia por parte de los accionistas de GASA de sus acciones de GASA. El incumplimiento de estos requisitos o restricciones podrá dar como resultado la revocación de la Licencia de MetroGAS por el Estado Nacional, por recomendación del ENARGAS. En ciertas circunstancias, la compra de MetroGAS 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 la Licencia están obligados a realizar en un período razonable, toda reparación y mejora necesaria sobre aquellos Activos Esenciales de su propiedad que han completado su vida útil. En conexión con tal requerimiento, han 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 su sistema de distribución, modernizar y centralizar sus sistemas de información, y actualizar la red de clientes. Han 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 sus tarifas, a principios de 2002 han tenido que reconsiderar su estrategia frente a desafíos al corto plazo. Desde entonces, la estrategia a corto plazo ha estado dirigida a trabajar en sus negociaciones de tarifas a fin de asegurar la continuidad de las operaciones, mantener la seguridad y los estándares de calidad, y afrontar sus pagos de deuda. Es por ello, que han reducido el gasto de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar su habilidad para brindar a sus clientes el servicio de forma segura y continua en el corto plazo, en concordancia con calidad y los estándares propios que lo caracterizan.

Los gastos de capital de MetroGAS representaron aproximadamente 158.8 millones de pesos entre 2002 y 2006 mientras que durante 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013 significaron aproximadamente, 105.8 millones de pesos, 119.1 millones de pesos, 109.1 millones de pesos, 116.7 millones de pesos, y 166.0 millones de pesos, respectivamente. Siendo que la renegociación tarifaria permanece demorada, la habilidad de MetroGAS para dedicar recursos a gastos de capital se ha visto significativamente reducida, y podría no estar en condiciones de efectuar las mejoras necesarias a sus 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 su licencia.

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

Como regla general, al vencimiento de su Licencia, MetroGAS 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 MetroGAS, neto de costos e impuestos pagados por quien resulte adjudicatario.

Si el Gobierno Nacional rescindiera la Licencia de MetroGAS antes del vencimiento de su plazo total como resultado del incumplimiento de MetroGAS, el Gobierno Nacional podrá compensar contra el valor neto en libros de MetroGAS cualquier suma adeudada al Gobierno Nacional por daños y perjuicios originados en los hechos resultantes en la revocación de su Licencia. La Licencia establece que tales daños y perjuicios deben ser de como mínimo el 20% del valor neto en libros de los activos de MetroGAS. Alternativamente, el Gobierno Nacional en tales circunstancias podría exigir a Gas Argentino transferir su tenencia de acciones de MetroGAS al ENARGAS como síndico para su venta posterior mediante un proceso licitatorio. La indemnización recibida por MetroGAS 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 al endeudamiento existente de MetroGAS pueden restringir adversamente su flexibilidad financiera y operativa.

El endeudamiento existente contiene numerosos compromisos restrictivos que limitan la flexibilidad financiera de MetroGAS. Estas restricciones, entre otras cosas, pueden limitar su capacidad para operar el negocio y pueden prohibir o limitar la capacidad para mejorar las operaciones o tomar ventaja de potenciales oportunidades de negocios que puedan surgir. El incumplimiento a cualquiera de tales compromisos o el incumplimiento de MetroGAS a cualquiera de tales condiciones pueden resultar en un evento de incumplimiento bajo todo o parte de dicho endeudamiento. La capacidad de MetroGAS de cumplir con tales compromisos puede ser afectado por eventos fuera de su control, incluyendo condiciones económicas, financieras, industriales o de la Licencia. Adicionalmente, si no pudiese generar suficiente flujo de efectivo de sus operaciones, podría ser que tuviera que refinanciar su deuda u obtener financiamiento adicional. MetroGAS no puede asegurar que dicha refinanciación o que el financiamiento adicional pueda ser aceptado en términos aceptables.

Asimismo, conforme la Ley de Sociedades Comerciales, MetroGAS puede pagar dividendos en Pesos de cualquier ganancia no distribuida. La capacidad de MetroGAS de pagar dividendos a sus accionistas está restringida por los compromisos anteriormente mencionados.

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 MetroGAS.

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 00 xx xxxx xx 0000 x 00 xx xxxx 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 xx xxxx directamente a los productores.

En consecuencia, y con el objetivo de atender indirectamente a grandes usuarios de gas (industriales y comerciales), MetroGAS constituyó MetroENERGÍA. En julio de 2005, el ENARGAS autorizó a MetroGAS a operar MetroENERGÍA como una comercializadora de gas natural. Actualmente, MetroGAS posee el 95% del capital en MetroENERGÍA, y YPF Inversora Energética S.A. (“YIESA”), es el tenedor del restante 5%.

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

MetroENERGÍA opera en un mercado altamente competitivo.

MetroENERGÍA negocia sus contratos con los distintos productores de gas para el suministro de gas natural a tales clientes. La mayoría de los contratos expiran entre el 31 de diciembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2015. Contratos de plazos mayores no son posibles en el escenario actual xxx xxxxxxx del gas en la Argentina.

Adicionalmente, MetroENERGÍA ha firmado convenios de facturación y recaudación 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 compañías 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 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 desequilibrio ha sido compensado parcialmente con la importación de gas ya sea desde Bolivia o vía barcos de LNG, como así también con mayores restricciones a la demanda de gas industrial o destinado a la generación eléctrica, especialmente durante el período invernal. ENARSA es el principal importador de dicho recurso, ya sea con contratos a plazo o SPOT. El gas importado es luego entregado a los distintos segmentos, según prioridades, los cuales pagan el suministro en similares condiciones que si hubiesen recibido el gas de origen nacional. MetroENERGÍA no recibió gas de ENARSA para sus clientes, pero podría llegar a consumirlo en el caso de no poder afrontar sus compromisos de entrega según lo pautado por la Resolución I/1410 del ENARGAS. 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 aún 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 Clase A-L Adicionales Junio 2015

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

Gas Argentino es una sociedad anónima constituida según las leyes de la Argentina. La totalidad de los activos de Gas Argentino 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 Sociedad 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.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 son títulos valores con restricciones en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 no han sido registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense u otra ley estadual relativa a títulos valores. La Sociedad no tiene la obligación de hacerlo ni tampoco planea registrarlas en el futuro. En consecuencia, las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 no podrán ser transferidas ni revendidas en una transacción, a menos que se registren o se encuentren exentas del requisito de registro con arreglo a la Ley de Títulos Valores Estadounidense y leyes estaduales aplicables.

Podría no desarrollarse o no ser sostenible un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociable Clase A-L Adicionales Junio 2015.

No podemos garantizar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 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 Clase A-L Adicionales Junio 2015, el precio xx xxxxxxx y liquidez de las mismas podría verse seriamente afectados.

Riesgos de incumplimiento de pago de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 relacionados con los negocios de la Sociedad

La Sociedad podría verse impedida de repagar sus obligaciones financieras, incluyendo las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, a causa de la falta de liquidez que podría sufrir debido a su condición de sociedad holding.

La Sociedad, como compañía holding, solamente desarrolla sus negocios a través de su subsidiaria, MetroGAS, por lo que no lleva a cabo operaciones ni posee activos sustanciales, excepto por la participación en MetroGAS. Excluyendo dicho activo, la capacidad de repago de las obligaciones de la Sociedad se encuentra sujeta a los flujos de fondo generados por su subsidiaria y de la capacidad de dicha subsidiaria para pagar dividendos en efectivo. En ausencia de dichos flujos, la Sociedad podría verse obligada a recurrir a formas de financiación, a precios, tasas y condiciones no atractivas. A su vez, dicho financiamiento podría no encontrarse disponible en el momento que la Sociedad lo necesitare.

En virtud de su propio concurso, MetroGAS ha emitido obligaciones negociables que restringen su capacidad de pagar dividendos hasta que haya amortizado por lo menos U$S 74,6 millones de su deuda pendiente de pago. Adicionalmente, de acuerdo a los términos de sus obligaciones negociables, MetroGAS debe destinar su “exceso de caja” a rescatar dichas obligaciones negociables y recién una vez cubiertas tales deudas estaría en condiciones de pagar dividendos en la medida en que cumpla con la legislación argentina.

La legislación argentina establece que los dividendos no pueden ser aprobados ni distribuidos a los socios, sino por ganancias realizadas y líquidas resultantes de un balance confeccionado de acuerdo con la ley y el estatuto. Además, se establece que las ganancias no pueden distribuirse hasta tanto no se cubran las pérdidas de ejercicios anteriores.

En virtud de lo descripto, MetroGAS podrá verse restringida de efectuar pagos que permitan a la Sociedad cancelar sus pasivos (incluyendo las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015) o entregarle fondos disponibles para tales fines. MetroGAS es una persona jurídica distinta de la Sociedad y debido a determinadas circunstancias, a restricciones legales o contractuales, así como a las condiciones financieras y requerimientos operativos de las subsidiarias, la Sociedad puede ver limitada su capacidad de recibir dividendos y, eventualmente, cumplir con sus obligaciones de pago, incluidas las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrían sufrir una disminución en su valor de negociación.

Las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrían tener limitada su capacidad de liquidez por encontrarse su negociación restringida, y por lo tanto el valor de los títulos puede disminuir. No puede asegurarse que la negociación de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 tendrá un mercado líquido para su negociación. De existir dichas circunstancias, los tenedores de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 podrán verse afectados.

Los pagos de sentencias contra nuestra Compañía en relación con las Obligaciones Negociables Clase A- L Adicionales Junio 2015 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 Datos de Inscripción

La Emisora fue constituida el 21 de diciembre de 1992 e inscripta en la Inspección General de Justicia el 23 de diciembre de 1992 bajo el número 12.660, Libro 112, Volumen A de Sociedades Anónimas, y de acuerdo con sus estatutos sociales, su objeto es ser una sociedad de inversión (sociedad holding) en relación con su participación en MetroGAS. La Emisora inscribió con fecha 11 de noviembre de 1993 en la Inspección General de Justicia la primera reforma estatutaria bajo el número 11.223, Libro 114, Volumen A de Sociedades Anónimas, con fecha 16 de septiembre de 2003, se inscribió en la Inspección General de Justicia la segunda reforma estatuaria bajo el número 13.261, libro 22, Tomo A de Sociedades Anónimas, y con fecha 23 xx xxxxxx de 2013, se inscribió en la Inspección General de Justicia la tercera reforma estatutaria bajo el número 16.349, libro 65, Tomo A de Sociedades Anónimas.

La Emisora tiene una duración de 99 años y su sede social está ubicada en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (0000) Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx (Teléfono: 0000-0000, Facsímil: 4309-1300, correo electrónico: xxx@xxxxxxxx.xxx.xx).

El número de CUIT de la Emisora es 33-65852154-9

Descripción de la Emisora

La Emisora es titular del 70% de las acciones de la Subsidiaria, incluyendo todas las Acciones Clase A (representativas del 51% del capital social de la Subsidiaria) y aproximadamente del 48,7% de las Acciones Clase B (representativas del 19% del capital social de la Subsidiaria). Las Acciones Clase B de MetroGAS representan en total el 39% de las acciones de la Subsidiaria. Gas Argentino controla la política de dividendos de MetroGAS y, en consecuencia, tiene autoridad para aprobar o rechazar la declaración, el monto y pago de los dividendos de la Subsidiaria sujeto a las leyes aplicables.

De acuerdo con los términos xxx Xxxxxx y desde el 0 xx xxxxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx tiene la libre disposición de sus Acciones Clase B, estando obligada a mantener sus Acciones Clase A durante el término que dure la Licencia, salvo que el ENARGAS apruebe lo contrario según se detalla en otro capítulo del presente. Desde el 28 de diciembre de 1995, el ENARGAS puede autorizar la transferencia por parte de Gas Argentino de sus Acciones Clase A a un adquirente que pase a ser titular de la totalidad de las Acciones Clase A de la Subsidiaria (i) si dicha transferencia no afecta la calidad del servicio prestado por la Subsidiaria y (ii) si se realiza en una operación que mantenga vigente el Contrato de Asistencia Técnica existente o un nuevo acuerdo aprobado por el ENARGAS. Las restricciones mencionadas rigen en caso de dilución de las tenencias accionarias de Gas Argentino en la Subsidiaria con motivo de la emisión de acciones o por cualquier otra causa.

Gas Argentino puede solicitar la autorización del ENARGAS para liquidar sus activos y distribuir sus acciones en MetroGAS entre sus accionistas. Dicha aprobación podrá otorgarse en caso de que el ENARGAS determine que las condiciones xxx xxxxxxx de capitales son apropiadas para hacerlo y si dicha operación no fuera a afectar adversamente el interés público.

El 7 de diciembre de 2005, Gas Argentino celebró un acuerdo con los tenedores de su deuda financiera, esto es, con Xxxxxxx Investment Management Limited (los “Fondos Xxxxxxx”), y Marathon Asset Management para cancelar todas sus obligaciones financieras relacionadas con dicha deuda financiera en canje de (i) la emisión por parte de Gas Argentino y/o la transferencia de sus accionistas a ese momento a favor de los Fondos Xxxxxxx de las acciones ordinarias de Gas Argentino que totalizaban a ese momento el 30% de las acciones ordinarias con posterioridad a la emisión, y (ii) la transferencia a los Fondos Xxxxxxx y Marathon Asset Management de aproximadamente el 19,2% y 80,8% respectivamente de sus Acciones Clase B de titularidad de Gas Argentino (lo que representa aproximadamente el 3,65% y 15,35%, respectivamente del capital social de la Subsidiaria). Asimismo, Gas Argentino ha informado que dicha reestructuración se encuentra sujeta a, entre otras cuestiones, la aprobación por parte del ENARGAS y la Secretaría de Comercio Interior con el acuerdo previo de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (la “CNDC”). Mientras que se obtuvo la aprobación del ENARGAS, la aprobación de la CNDC y la autorización de la Secretaría de Comercio Interior se encontraban aún pendientes.

Con fecha 00 xx xxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx recibió una comunicación de Fondos Marathon por la cual manifiestan su decisión de terminar el acuerdo de reestructuración de fecha 7 de diciembre de 2005,

ejerciendo la opción contemplada en dicho acuerdo, que establecía que cualquier acreedor estaba facultado a terminarlo si no se obtenían las aprobaciones correspondientes.

Con fecha 25 xx xxxxxx de 2008, Gas Argentino recibió el mandamiento de intimación de pago, embargo y citación de remate de uno de sus acreedores financieros reclamando a la Sociedad el pago de la suma de US$ 7,6 millones con más intereses y costas.

Con fecha 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx se presentó en dichas actuaciones planteando diversas excepciones y defensas contra el progreso de la ejecución. El tribunal interviniente deberá decidir si se producirá alguna de las pruebas ofrecidas por la Sociedad y, eventualmente, si hace lugar a las excepciones y/o defensas planteadas.

Con fecha 00 xx xxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx recibió la notificación de solicitud de embargo promovida por dicho acreedor financiero sobre las acciones de MetroGAS propiedad de la Sociedad por la suma reclamada.

Asimismo, durante el mes de noviembre de 2008 otros dos acreedores financieros promovieron juicios ejecutivos, que se encuentran pendientes de resolución, y trabaron embargo sobre las acciones de MetroGAS, propiedad de la Sociedad, por las sumas reclamadas, que ascienden a US$ 8,8 millones y US$ 12,6 millones, respectivamente, con más intereses y costas.

Con fecha 00 xx xxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx recibió la notificación del pedido de quiebra iniciado por uno de sus acreedores financieros.

Con fecha 19 xx xxxx de 2009, por decisión del Directorio de Gas Argentino, la Sociedad solicitó la formación de su concurso preventivo ante el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial Nº9, Secretaría Nº17 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Con fecha 8 xx xxxxx de 2009, dicho juzgado resolvió la apertura del concurso preventivo, ordenando la suspensión de los juicios de contenido patrimonial contra la sociedad. Todos los juicios fueron suspendidos con excepción de la acción subrogatoria iniciada por Coolbrand LLC en donde reclama la subrogación en los derechos que tendría Gas Argentino sobre el laudo arbitral emitido a favor de BG Group PLC.

Con fecha 25 xx xxxxx de 2009, la Asamblea de Accionistas decidió ratificar y continuar el trámite del concurso preventivo y autorizar al Directorio de la Sociedad a presentar oportunamente la propuesta de acuerdo preventivo.

El 00 xx xxxxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx presentó una propuesta de acuerdo preventivo dirigida a los acreedores quirografarios verificados y declarados admisibles.

La propuesta fue homologada el 00 xx xxxxxx xx 0000 (xx “Propuesta Concursal Homologada”), y el 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx dio cumplimiento a la misma mediante la emisión de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y de Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública.

Con fecha 12 de julio de 2013, el juez resolvió declarar cumplido el Acuerdo Preventivo de Gas Argentino.

Adicionalmente, de conformidad con la Propuesta Concursal Homologada, el 00 xx xxxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx emitió Obligaciones Negociables Adicionales Junio 2013, en virtud del ejercicio del derecho de Gas Argentino de capitalizar los intereses que resultaban pagaderos bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración en la fecha de pago de intereses que tuvo lugar el 15 xx xxxxx de 2013. Para más información, véase “Reestructuración de la deuda de la Sociedad en este Prospecto”.

Como sociedad inversora, la Emisora tiene el derecho a percibir dividendos de MetroGAS según se distribuyan periódicamente, lo que le proporcionará una fuente de fondos para satisfacer los pagos de intereses y capital que deban hacerse en relación con las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015, considerando lo mencionado en el punto “Riesgos de incumplimiento de pago de las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015 relacionados con los negocios de la Sociedad” respecto del pago de dividendos por MetroGAS.

En virtud de lo descripto, MetroGAS podrá verse restringida de efectuar pagos que permitan a la Sociedad cancelar sus pasivos (incluyendo las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015) o entregarle fondos disponibles para tales fines. MetroGAS es una persona jurídica distinta de la Sociedad y debido a determinadas circunstancias, a restricciones legales o contractuales (Ver “Los compromisos restrictivos al endeudamiento existente de MetroGAS pueden restringir adversamente su flexibilidad financiera y operativa”), así como a las condiciones financieras y requerimientos operativos de las subsidiarias, la Sociedad puede ver limitada su capacidad de recibir dividendos y, eventualmente, cumplir con sus obligaciones de pago, incluidas las Obligaciones Negociables Clase A-L Adicionales Junio 2015.

Actividad Comercial y Administración

Al haberse cumplido el plazo mínimo de 8 años desde la adquisición de la participación mayoritaria en MetroGAS, mediando aprobación de la autoridad regulatoria, la sociedad inversora puede distribuir las acciones de MetroGAS a sus accionistas. De acuerdo con ello, la Emisora se constituyó como una sociedad inversora para ser titular de la participación mayoritaria accionaria en MetroGAS, pudiendo girar comercialmente, de acuerdo con los términos de sus Estatutos Sociales, sólo como una sociedad de inversión en MetroGAS, excepto que el ENARGAS autorice a la Sociedad para participar en otras actividades.

Títulos de Deuda emitidos por la Sociedad

La Asamblea Extraordinaria de Accionistas celebrada el 28 de octubre de 1997 resolvió aprobar la emisión de obligaciones negociables no convertibles en acciones por un valor nominal de US$ 130 millones, con vencimiento en diciembre del año 2002. Con fecha 18 de noviembre de 1997, la CNV autorizó la oferta pública de la mencionada emisión, la cual, cumpliendo con el Plan de Afectación de Fondos establecido, había sido destinada íntegramente a la refinanciación de las obligaciones negociables emitidas por la Sociedad el 7 de diciembre de 1993. En noviembre de 1999, la Sociedad aprobó la recompra de las mencionadas obligaciones negociables por un valor nominal de US$ 60 millones con un descuento del 14% sobre el valor nominal de las mismas. Con fecha 17 de diciembre de 1999, la Bolsa de Comercio de Buenos Aires autorizó la cotización (hoy listado) de las obligaciones negociables simples por un valor nominal de US$ 70 millones.

El 5 xx xxxxx de 2002, Gas Argentino anunció la suspensión de pagos de capital e intereses sobre la totalidad de su deuda financiera. Ciertos acreedores solicitaron a la Sociedad que elaborara un plan de reestructuración de su deuda financiera, el que fue desarrollado junto con J.P. Xxxxxx Securities Inc. y J.P. Xxxxxx Xxxxx Bank Sucursal Buenos Aires.

Con fecha 15 xx xxxxx de 2013, y en cumplimiento de la Propuesta Concursal Homologada, la Sociedad emitió las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública. Adicionalmente, en concepto de pago de intereses sobre las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y las Obligaciones Negociables de la Reestructuración sin Oferta Pública, con fecha 15 de julio de 2013, 14 de enero de 2014, 11 de julio de 2014 y 8 de enero de 2015, la Sociedad emitió obligaciones negociables adicionales. Para más información, véase “Reestructuración de la Deuda de la Sociedad” en este Prospecto.

Procedimientos legales

Al 31 xx xxxxx de 2015, la Sociedad no es parte directamente en juicios o reclamos de envergadura dado que Gas Argentino es una sociedad sin empleados cuyo único propósito es ser titular de las acciones de MetroGAS. Para mayor información véase Nota 19 a los estados consolidados intermedios condensados a dicha fecha.

Descripción del negocio

Conforme lo explicado anteriormente en “Descripción de la Emisora” en esta sección, Gas Argentino es titular del 70% de las acciones de MetroGAS. En tal sentido, a continuación se incluye una explicación de dicha sociedad y su negocio, toda vez que el objeto social de la Emisora es exclusivamente de inversión mediante la participación en el capital accionario de MetroGAS.

Metrogas

Historia y desarrollo

Antes de su privatización, Gas del Estado (“GdE”), una compañía estatal creada por el Gobierno Nacional,

era propietaria y operaba virtualmente la totalidad de los servicios de transporte y distribución de gas natural de la Argentina. El gas era transportado por GdE a través de gasoductos de alta presión de aproximadamente

10.590 km de longitud, desde las cuencas productoras ubicadas principalmente en el oeste, noroeste y sur de la Argentina hasta las áreas de distribución a efectos de ser suministrado a los clientes.

La privatización de GdE se llevó 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 xx xxxx nuevas compañías, dos de transporte y ocho de distribución cada una de las cuales está habilitada y regulada por un nuevo marco regulatorio. En diciembre de 1992, el Gobierno Nacional concluyó con éxito la privatización de GdE mediante la transferencia de la mayor parte de las acciones ordinarias de todas las empresas de distribución y transporte de gas a las respectivas sociedades de inversión formadas por los consorcios que las adquirieron. El Gobierno Nacional conservó la titularidad de una parte del paquete accionario de cada una de las nuevas empresas participando en las mismas con porcentajes que varían entre el 10% y el 40% incluyendo una participación en MetroGAS del 30%. El Gobierno ha vendido posteriormente gran parte de su participación en varias compañías de transporte y distribución mediante ofertas públicas de acciones, como por ejemplo la oferta pública local e internacional de las acciones ordinarias Clase B de MetroGAS o en transacciones privadas, como la venta privada del resto de las acciones Clase B en enero de 1997. En cuanto a la clase C de acciones del Gobierno en MetroGAS, éstas fueron transferidas a los respectivos empleados a través del Programa de Propiedad Participada.

MetroGAS es una sociedad anónima constituida en Buenos Aires con fecha 24 de noviembre de 1992 e inscripta en el Registro Público de Comercio el 1 de diciembre de 1992 bajo el número 11.670, libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas; y cuyo contrato social tiene fecha de vencimiento el día 1 de diciembre de 2091. La sede social se encuentra establecida en la xxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, (0000) Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, su teléfono es el (5411) 0000-0000, su fax: (5411) 0000- 0000, y su Website: xxx.xxxxxxxx.xxx.xx.

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

El consorcio (el "Consorcio") formado por British Gas plc., ("British Gas"), Xxxxx Xxxxxxx, Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. ("Astra") e Invertrad S.A. ("Invertrad"), resultó adjudicatario del 70% del capital de MetroGAS. Los miembros del Consorcio constituyeron una sociedad denominada Gas Argentino para ejercer la titularidad de dicho 70% en MetroGAS. El 20 de enero de 1993, Invertrad cedió su participación en el Consorcio Argentina Private Development Trust Co. Ltd. (APDT), ahora denominado Argentina Private Development Co. Ltd. ("APDC"). El 12 de noviembre de 1993, British Gas plc. transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a British Gas Netherlands Holding ("BGNH"), una sociedad totalmente controlada de British Gas. El 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000, Xxxxx xxxxxxxx x Xxxxx-Xxx Holdings Establishment el 100% de las acciones de APDC. El 11 xx xxxxxx de 1998 Xxxxx Xxxxxxx transfirió su participación en Gas Argentino a BGNH, Astra y APDC, que adquirieron dicha participación en proporción a sus respectivas tenencias. El 30 xx xxxxxx de 1999, BGNH transfirió su participación en el Consorcio y en Gas Argentino a BGI, una subsidiaria totalmente controlada por British Gas.

Xxxxx se fusionó con YPF el 1 de enero de 2001. El 21 de diciembre del mismo año, APDC vendió su participación en Gas Argentino a YPF. Durante el año fiscal 2005, las acciones de Gas Argentino fueron transferidas como se detalla (i) el 00 xx xxxxxxx xx 0000 XXX xxxxxxxx xx xxxxx de todas sus acciones en Gas Argentino a YPFIE; y (ii) el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, XXX xxxxxxxx xx xxxxx de todas sus acciones en Gas Argentino a BG Inversiones Argentinas S.A. Por último, el 3 xx xxxx de 2013, BG Group transfirió a YPFIE el 54,67% de las acciones que BG Group poseía en Gas Argentino.

El Pliego establecía que cada oferta debía estar conformada por un monto determinado en Dólares (pagadero parte en efectivo y parte en títulos de la deuda pública argentina externa e interna) más un monto fijo de U$S 62,0 millones a ser desembolsado en efectivo a la Fecha de Toma de Posesión correspondiente a diversos pasivos de GdE en favor del Gobierno Nacional. Luego de varias ruedas de ofertas, el Consorcio resultó ganador ofertando U$S 300,0 millones más el monto obligatorio de U$S 62,0 millones. Como resultado, el

precio ofertado por la participación mayoritaria del 70% en MetroGAS totalizó la suma de U$S 362,0 millones.

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

MetroGAS asumió sólo aquellos pasivos y deudas expresamente previstos en el Contrato de Transferencia y en el Pliego. El Contrato de Transferencia estableció que (además del precio de licitación pagado por Gas Argentino) MetroGAS debía asumir determinadas deudas de corto y mediano plazo de GdE por un monto total aproximado de U$S 110,0 millones. Tal monto estaba conformado por deudas a favor del Gobierno Nacional en la suma de U$S 60,0 millones y a favor de YPF por U$S 50,0 millones. Asimismo, MetroGAS libró tres pagarés de corto plazo por un monto total aproximado de U$S 26,0 millones para pagar ciertos créditos y facturas por suministro de gas realizado antes de la Fecha de Toma de Posesión por GdE. Al 31 de diciembre de 1997, la Sociedad había cancelado los U$S 60,0 millones de su deuda con el Gobierno Nacional, la deuda por U$S 40,0 millones con YPF y los tres pagarés de aproximadamente U$S 26,0 millones. Asimismo, el Contrato de Transferencia dispuso que MetroGAS actuara como agente de cobro en relación con determinados créditos vencidos adeudados a GdE. Al respecto, la Sociedad debió efectuar una precancelación no reembolsable de U$S 23,8 millones, la que representó un pago mínimo a ser percibido por GdE a cuenta de deudas vencidas.

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

Intervención de MetroGAS por el ENARGAS

En el año 2010 el ENARGAS intervino a MetroGAS. Dicha decisión fue prorrogada sucesivamente. El 00 xx xxxx xx 0000, xxx xxxxxxx, el ENARGAS dictó la Resolución N° I/2587, la cual dispuso la terminación de dicha intervención.

Descripción del negocio

Antecedentes Históricos. La Industria del Gas Natural

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

Los activos del servicio de distribución de Gas del Estado fueron divididos en nueve sistemas sobre una base geográfica según lo especificado en la licencia de cada una de las nueve empresas distribuidoras. El área metropolitana de Buenos Aires, el principal mercado de gas en Argentina, se dividió entre dos empresas distribuidoras, MetroGAS y Gas Natural BAN S.A. ("BAN"). MetroGAS, la más grande de ellas, en términos de número de clientes y volumen de entrega de gas, con aproximadamente el 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 xx xxxxxxx que cubre el sur de Argentina. Litoral Gas S.A., que cubre la parte norte de la Provincia de Buenos Aires y Provincia de Santa Fe, y Gas Natural, cubriendo 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, respectivamente. 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 MetroGAS está conectado directamente al sistema del gasoducto troncal sur operado por TGS, la principal proveedora del servicio de transporte de gas de MetroGAS. Además, MetroGAS 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 xx xxxx, por un período transitorio de entre uno y dos años a partir xx xxxxx de 1992, para ser desregulados antes xx xxxxx de 1994. Con anterioridad a la desregulación, el precio fue establecido en U$S 0,97 por MMBtu en boca xx xxxx, 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 MetroGAS ha aumentado. No obstante, la promulgación de la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública impactó en forma negativa los precios del gas en boca xx xxxx. Desde mediados de 2004, los precios del gas en boca xx xxxx 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 xx xxxx 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 xx xxxx 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 42,94 mil millones de m3 en 2013. Estos aumentos reflejan la sustitución xx xxxxxxx 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 xxx xxxxxxx 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, MetroGAS 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................................	000	000	000	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 xxx Xxxxxxx Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y el ENARGAS.

Oferta

En 2011, la Argentina contaba con reservas de gas natural comprobadas por aproximadamente 393.996 MMMC, con una vida útil estimada de 9 años. En 2010, dichas reservas estaban calculadas en 358.726 MMMC, con una vida útil estimada de 8 años. La mayoría de estas reservas fueron descubiertas como consecuencia de trabajos de exploración de petróleo. La producción nacional total de gas natural fue de

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 Xxxxx y Austral en el sur del país (que incluye yacimientos en el continente y en el mar). Las principales cuencas productoras de gas natural son la Neuquén, Austral y Noroeste, las cuales en conjunto contienen aproximadamente el 92% de la producción nacional de gas natural de 2013. En 2011, las xxxxxxx xx Xxxxx San Xxxxx 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 Xxxxx. 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% se originó en la cuenca Neuquén y el 39% restante en las cuencas Austral y Golfo San Xxxxx.

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 Útil 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 Xxxxx......	Chubut. Santa Xxxx (sur)	257.968	9.110	5.234	185	49
Otras Áreas ............		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. 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 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx xxxxxx Xxxxxxx 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 Xxxxxxxxx. Xx 0000, xx Xxxxxx Xxxxxxx produjo un promedio total de 62,04 MMMC de gas natural por día, o sea el 54,3% de la producción nacional total.

Xxxxxx Xxxxxxxx. Xx 0000, xx xxxxxx 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 Xxxxx. En 2013, las cuencas Austral y Golfo San Xxxxx 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 Xxxxx 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 natural licuado. El costo del gas natural importado excede sustancialmente el nivel de precio que el Gobierno estableció en el mercado local.

Panorama de Negocios

MetroGAS 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 de Buenos Aires y el área xxxxxxxxxxxxx xxx x xxxx xxx xxxx Xxxxxx Xxxxx, una zona

densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustible alternativo, y clientes industriales y comerciales de gas natural. MetroGAS es una de las 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 MetroGAS considerablemente más altos durante los meses de invierno (mayo 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. Véase “Información sobre la Emisora - MetroGAS- Antecedentes históricos – La industria del gas natural”.

El sistema de distribución de MetroGAS está conformado por aproximadamente 16.816 km. de cañerías. MetroGAS adquiere el gas natural principalmente a los productores ubicados en el sur y oeste de Argentina. El gas adquirido por MetroGAS es transportado a través de dos sistemas de gasoductos troncales operados uno por TGS y el otro por TGN.

En 1992, con la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional otorgó a MetroGAS una licencia por 35 años, prorrogable por períodos adicionales xx xxxx 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. MetroGAS se encuentra regulada por el ENARGAS, un organismo dependiente del Gobierno Nacional que ejerce amplias facultades de control sobre la industria de distribución y transporte de gas, incluyendo sus tarifas. La Ley del Gas establece que la tarifa para el gas natural cobrada a los consumidores finales por MetroGAS se compone de la suma de tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia establece un ajuste semestral de las tarifas como consecuencia de las variaciones del IPP y, en otras circunstancias determinadas. La Ley del Gas y la Licencia disponen que las tarifas serán ajustadas cada cinco años según el método de “precio tope con revisión periódica”, un tipo de incentivo que permite a las sociedades reguladas (i) retener una porción de los beneficios económicos provenientes de las ganancias por eficiencia y (ii) recuperar el costo de las inversiones efectuadas así como un retorno razonable sobre ellas. La Ley de Emergencia Pública que convirtió a Pesos las tarifas de MetroGAS 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 - MetroGAS- Marco regulatorio”.

Estrategia de Negocios de MetroGAS

En julio de 2013 la empresa se embarcó en un proceso de revisión de su estrategia corporativa de negocios con el objeto de:

 Generar un documento que marque el camino hacia donde se espera que la empresa evolucione en los próximos años, delineando iniciativas estratégicas y proyectos claves.

 Lograr que la Compañía vuelva a tener un pensamiento estratégico xx xxxxxxx y largo plazo.

 Volver a tener en consideración ciertas iniciativas estratégicas que fueron evaluadas oportunamente y no pudieron ser desarrolladas debido al contexto.

 Xxxxxxx a la Organización con objetivos desafiantes y compartidos y poder transmitir el rumbo. En el mismo proceso de Planeamiento Estratégico se definió la nueva Visión y Misión de la Compañía:

Visión: Ser el referente de la distribución de gas y líder en la comercialización de productos energéticos, contribuyendo al desarrollo del país y a la calidad de vida de los argentinos.

Misión: Somos una empresa nacional que presta el servicio público de distribución de gas natural y uno de los principales comercializadores de servicios energéticos del país.

Operamos de forma eficiente, segura y confiable; comprometidos con el medio ambiente y la sociedad.

En todo lo que hacemos actuamos con integridad y principios éticos, creando valor para nuestros accionistas, la comunidad y los empleados.

Para poder cumplir con los objetivos trazados, se fijaron tres ejes estratégicos como camino crítico de recuperación y crecimiento:

Impacto de Corto Plazo: Lograr que MetroGAS tenga Resultado Operativo positivo y mejorar su situación financiera.

Crecimiento Orgánico: Convertir a MetroGAS en una empresa saneada y sustentable.

Largo Plazo: Posicionar a MetroGAS como referente en la recomposición de la industria del gas.

Con respecto a la estrategia de corto plazo y en respuesta a la situación de la empresa y su contexto, MetroGAS apunta a trabajar en conjunto con el Gobierno Nacional y sus accionistas para definir el esquema necesario que asegure la continuidad de las operaciones, el mantenimiento de los parámetros de seguridad y calidad y la cobertura de la amortización de su deuda.

La estrategia de largo plazo de MetroGAS consiste en mantener y aumentar su posición dentro xxx xxxxxxx energético en Argentina. MetroGAS continúa siendo un participante activo dentro xxx xxxxxxx energético local, concentrándose en prestar un servicio eficiente y confiable de gas natural a todos sus clientes.

Estrategia de Negocios - 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.

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 xx xxxx directamente de los productores o comercializadores de gas.

En ese sentido, con el objetivo de dar servicio a estos grandes clientes, a partir de la prohibición de brindar el servicio directamente a ellos, MetroGAS 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 MetroGAS 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 xx xxxx 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 área 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 entre el 31 de diciembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2015. No es posible suscribir contratos por plazos mayores, en este contexto de la industria del gas en la Argentina.

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 62% 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 1º de septiembre de 2008, las tarifas del servicio residencial se segmentaron en 8 nuevas subcategorías (R1, R2-1º, R2-2º, R2-3º, R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º) de acuerdo con el consumo de gas natural anual de cada subcategoría.

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

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

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. Este fondo tiene como objeto complementar la producción local de gas con el fin de disminuir el número de “xxxx xx xxxxx” 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 xx xxxx 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 xx xxxxx hasta el 31 de julio de dicho año, los clientes residenciales R3-3º y R3-4º tampoco fueron alcanzados, del 1 xx xxxxxx al 30 de septiembre de dicho año solo 30% del cargo por el fondo mencionado fue aplicado a clientes categorizados 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 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx, xx xxxxx 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. 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 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 0 xx xxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx presentó al ENARGAS el Plan Anual de Inversiones 2013 para su aprobación, el cual fue aprobado por el Comité Ejecutivo el 21 xx xxxxx 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 serie de cambios fueron introducidos al manual operativo para mejorar el procedimiento administrativo 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.

En noviembre de 2014, la Compañía envió al ENARGAS el Plan Anual de Inversiones 2015, incluyendo información sobre trabajos realizados durante el plan correspondiente al año 2014.

Con motivo del Acuerdo Transitorio ratificado por el Decreto SE N° 445/2014 de fecha 01/04/2014 y la aplicación de la Resolución ENARGAS N° I/2851, se aprueban nuevos Cuadros Tarifarios con vigencia a partir del 01/04/2014, 01/06/2014 y 01/08/2014. En dichos cuadros en forma escalonada se reconocen cambios en la tarifa final de los usuarios del servicio residencial y del Servicio SGP de servicio completo, que involucra cambios en el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, como consecuencia del reconocimiento de los nuevos precios por cuenca establecidos por la Resolución SE N°226/14, en la tarifa de transporte como consecuencia de la emisión de nuevos cuadros tarifarios para las transportadoras de gas que reflejen lo establecido por los Acuerdos Transitorios firmados por esas empresas en el año 2008, y en los márgenes de distribución de esta Licenciataria, como consecuencia de la firma del Acuerdo Transitorio de MetroGAS el día 26 xx xxxxx de 2014.

En concordancia con el esquema de precios establecido por la Secretaría de Energía en Resolución SE N°226/14, se establece para cada período tres niveles de tarifa que serán de aplicación a los usuarios según el nivel de consumo que en un bimestre/mes registre con respecto al mismo bimestre/mes del año anterior.

Aquellos usuarios que registren en esa comparación una reducción de consumo superior al 20%, mantendrán el nivel de tarifa que regía hasta el 31 xx xxxxx de 2014. Los que reduzcan su consumo entre un 5 y 20 %, aplicarán un nivel tarifario que atenúa en un 50% aproximadamente el impacto de variación de su factura de consumo, respecto de aquellos que no reduzcan su consumo o su reducción no alcance el 5%.

La Resolución del ENARGAS establece además que los cuadros tarifarios que no presentan variación respecto del que se aplicaba hasta el 31 xx xxxxx de 2014, también serán de aplicación a los usuarios esenciales (centros asistenciales públicos, entidades educativas públicas, entidades religiosas, etc.), y a aquellos usuarios alcanzados por el procedimiento establecido en la Notas MPFIPyS N° 10/2009 de fecha 13/08/2009 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Bajo el mecanismo

establecido, la Licenciataria también tendrá distintos precios por el servicio de distribución de gas según sea el comportamiento en el consumo de los usuarios.

Centrales Eléctricas

Las ventas de los servicios de transporte y distribución a centrales eléctricas aumentaron un 22,1% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, respecto de 2013, a pesar que los volúmenes entregados disminuyeron un 13,5%. El aumento en las ventas se debió a la suba en el promedio de precios cobrados por tales servicios, como resultado de la renegociación de los contratos de los ciclos combinados con las distintas centrales del área de MetroGAS.

Las principales empresas de generación, clientes de MetroGAS, han instalado tecnología de ciclo combinado que requiere una menor cantidad de gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto para producir la misma cantidad de electricidad. MetroGAS estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas de ciclo combinado incrementa la posibilidad de despacho de acuerdo con las reglas de CAMMESA. La tecnología de ciclo combinado tiene como combustible alternativo el gas-oil en lugar del fuel-oil. Por este motivo, y como consecuencia del menor costo del gas natural respecto del gas-oil, MetroGAS considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha mantenido un promedio constante. Se detallan a continuación las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS y las fechas desde las cuales son clientes de MetroGAS: Central Térmica Buenos Aires (“CTBA”), desde 1995; Central Costanera, desde 1998; Central Puerto desde 1999 y Central Dock Sud desde 2001. Desde 2001 hasta julio de 2013, MetroGAS también prestó servicios de transporte al comercializador que provee gas natural a A.E.S. Paraná, una usina de ciclo combinado ubicada fuera del área de servicio de MetroGAS. En el transcurso de 2008, MetroGAS firmó un contrato con GENELBA PLUS para brindarle los servicios de transporte desde el 1º xx xxxxx de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2019.

Desde sus inicios hasta mediados de 2013 y 2014, las centrales eléctricas de ciclo combinado contrataron el servicio de transporte firme y distribución sobre una base interrumpible de baja prioridad, lo cual posibilitaba que la Compañía interrumpa el servicio en épocas de demanda pico e insuficiente capacidad de transporte o provisión de gas para asegurar el servicio ininterrumpido a los clientes residenciales. Las centrales eléctricas pagaban generalmente tarifas inferiores a las establecidas en la Licencia, lo que fomentaba la instalación de nuevas centrales en nuestra área de servicio. A pesar de las tarifas inferiores a las previstas en el tarifario de MetroGAS, el mayor despacho de las centrales eléctricas durante la primavera y el verano, cuando desciende la demanda de servicio residencial, compensa una parte de los costos de transporte firme anuales de la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Contratos comerciales - Contratos de transporte de gas”. Desde octubre de 2013 hasta septiembre de 2014, MetroGAS ha renegociado los contratos de los ciclos combinados con las distintas centrales de su área, transformando los servicios previstos para dichas máquinas de firme a interrumpible, teniendo en consideración la metodología de despacho de centrales eléctricas implementada por CAMMESA

Hasta el 2005, la mayoría de las centrales eléctricas y algunos de los clientes industriales de MetroGAS compraban el gas directamente a los proveedores. Dicho gas se entregaba utilizando la capacidad de transporte firme de MetroGAS y sus servicios de distribución, permitiéndole por lo tanto: (a) evitar incurrir en costos de compra de gas (y probables cargas take-or-pay) y (b) cobrar tarifas a estos clientes, cubriendo por lo tanto, total o parcialmente el costo de la capacidad de transporte en firme. Estos acuerdos también permitían a MetroGAS realizar ciertos ahorros evitando (i) el costo de compra del gas que se utilizaba como combustible de compresión, y (ii) ciertos impuestos a los ingresos brutos sobre sus ventas de gas. Conforme a los términos de dichos acuerdos, todos estos clientes adquirieron los servicios de distribución y transporte de MetroGAS. Véase “Información sobre la Emisora - Metrogas - Derechos de by-pass y competencia”.

Con motivo del nuevo sistema regulatorio aprobado por el gobierno, desde el mes de septiembre de 2005, MetroGAS no tiene permitido realizar ventas de gas a centrales eléctricas. De conformidad con el marco regulatorio que rige la industria de la electricidad en Argentina, la energía eléctrica se despacha en orden ascendente al costo marginal, para posibilitar que el sistema eléctrico nacional opere al menor costo posible. La energía hidroeléctrica tiene el costo marginal de generación más bajo del sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, las centrales eléctricas con costos marginales superiores, tales como las centrales termoeléctricas (incluyendo las centrales eléctricas clientes de MetroGAS), no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, las precipitaciones y nevadas por encima del promedio que permiten un despacho relativamente superior a las centrales hidroeléctricas, tenderán a disminuir el despacho de las centrales eléctricas clientes de MetroGAS y su consumo de gas, dando como resultado menores entregas de gas para ellas. Por el contrario, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica tal como precipitaciones y nevadas por

debajo del promedio que limitan la generación de energía hidroeléctrica aumentará el despacho de las centrales eléctricas clientes, lo cual beneficiará a MetroGAS. El consumo de electricidad en Argentina aumentó 3,9% entre 2009 y 2010, un 4,7% entre 2010 y 2011, un 3,69% entre 2011 y 2012, un 2,97% entre

2012 y 2013, y 1% entre 2013 y 2014.

Dos nuevos ciclos combinados fueron completados en diciembre de 2009. Estas centrales eléctricas son más eficientes y están ubicadas fuera del área de servicio de MetroGAS y por lo tanto no son parte de nuestra base de clientes. Consecuentemente, la presencia de estas nuevas centrales podría resultar en una disminución de nuestras ventas.

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 plantas y centrales eléctricas que recibirán el gas natural. Consecuentemente, esto impactaría en las ventas de MetroGAS si CAMMESA decidiera entregar energía a plantas y centrales dentro del radio de servicios de MetroGAS, y disminuiría el modo en que nos afectaría si CAMMESA eligiera destinatarios fuera del área de servicios de MetroGAS. También impactaría en potenciales multas, si MetroGAS no pudiera cumplir con tales entregas. Aunque este programa es voluntario, todas las centrales eléctricas clientes de MetroGAS participan en él.

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 centrales eléctricas, 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, al vencimiento de los contratos de suministro de gas, transporte y distribución, CAMMESA dejará de reconocer los costos a las centrales eléctricas, cayendo en cabeza de CAMMESA la contratación del gas, transporte y distribución.

El crecimiento de la demanda eléctrica que comenzara en 2003, continuó su curso durante 2014. Sin embargo, la entrega de gas desde las plantas de MetroGAS disminuyó un 13,5% con respecto a 2013, debido a un aumento en la entrega de combustibles líquidos generado por un nuevo criterio adoptado por CAMMESA con respecto a los costos actuales de diversos combustibles, ello con el objeto de optimizar las entregas y reducir los costos operativos.

De acuerdo a lo informado por CAMMESA, del total de electricidad consumida en Argentina durante 2014, el 63,8% aproximadamente correspondió a la generación de las centrales térmicas, el 31,2% aproximadamente a centrales hidroeléctricas, el 4,4% aproximadamente fue generado por las centrales nucleares y se importó casi un 0,3%.

Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas

Las ventas de la Compañía a clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron el 19,2% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 comparado con el ejercicio anterior. Entre los clientes de la Compañía se encuentran importantes industrias, fundamentalmente en los segmentos de productores xx xxxxxx, alimentos, químicos, refinerías de combustibles 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 cargos por demanda de transporte y distribución. 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. MetroGAS, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el suministro bajo estos contratos. Actualmente se encuentra en operaciones un programa a

través del cual MetroGAS combina servicio firme e interrumpible para ciertos grandes clientes industriales que incluye acuerdos permitiendo a MetroGAS solicitar interrupciones del servicio firme durante 30 días en el período invernal. Tales interrupciones generalmente están asociadas a insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas en períodos de demanda pico y se imponen a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles tales como los clientes residenciales. Véase “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Derechos de by-pass y competencia”.

MetroGAS 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 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. MetroGAS 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 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, XxxxxXXX, xx xxxxx 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”).

El siguiente cuadro muestra los cargos por categoría de cliente que se facturan a los clientes en función del Acuerdo del 21 de noviembre de 2012 y del procedimiento establecido en la Resolución ENARGAS N° 2407/2012:

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

El ENARGAS, a partir de la resolución I 2851 implementó variaciones en las tarifas aplicadas a clientes de las categorías Residenciales y SGP con aplicación a partir del 0 xx xxxxx xx 0000 x xxx xx xxxx xx xxxxxx a

abonar por los clientes se relaciona con el nivel de consumo de cada bimestre o cada mes de 2014, conforme el ciclo de facturación aplicado, con el registrado en el mismo período de 2013.

La tarifa se incrementó según el cliente no disminuyese su consumo un mínimo del 20% respecto igual período del año anterior.

Adicionalmente este esquema consideraba tres etapas, con incrementos en las tarifas en cada una de ellas, cada etapa se aplicó a partir del 1/4; 1/6 y 1/8/2014 respectivamente. En cada una de ellas se aplicaron mayores incrementos tarifarios respecto la situación original, siempre aplicado a los clientes que no registrasen ahorros de consumo superiores al 5%.

Servicio de Gas Natural Comprimido (“GNC”)

A partir xx xxxxx de 2006 y como consecuencia de la separación de servicios anteriormente provistos de forma conjunta, MetroGAS 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 disminuyeron un 26,3% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 comparado con el mismo período del ejercicio anterior, principalmente debido a una disminución en el promedio de precios para tales servicios.

Durante 2014, 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, MetroGAS tuvo vigente un contrato con TGS bajo cuyos términos TGS producía y vendía, por cuenta de MetroGAS, 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 MetroGAS, a partir de 2001, MetroGAS 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 MetroGAS le entrega en su planta procesadora. En julio de 2013, MetroGAS discontinuó el procesamiento de gas natural para obtener hidrocarburos en la planta de Bahía Blanca. Un mes más tarde, en agosto de 2013, MetroGAS llegó a un acuerdo con TGS para ceder los hidrocarburos licuables en los puntos de recepción de los gasoductos de TGS a cambio de un monto mensual. En julio de 2014 TGS y MetroGAS cerraron un acuerdo con similares condiciones.

MetroENERGÍA

Las ventas de gas de MetroENERGÍA durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron Ps. 1.377millones mientras que durante el mismo período del ejercicio anterior fueron Ps. 721,2 millones.

Experiencia de Despacho

En virtud de que se requiere que las empresas distribuidoras de gas paguen la totalidad de la capacidad de transporte en firme contratada independientemente de su utilización teniendo prohibido trasladar a los clientes, a través de sus tarifas, el costo de la capacidad de transporte firme no utilizada, MetroGAS procura lograr el factor de carga más alto posible, o sea utilizar el mayor porcentaje posible de la capacidad de transporte firme que se ha contratado. Su dirección considera que MetroGAS posee actualmente una gran cantidad de clientes residenciales que constituyen la mayoría de sus ventas durante los meses pico de invierno, así como un gran número de clientes industriales y centrales eléctricas que pueden ser abastecidos en una base interrumpible durante el invierno, con aumento en las ventas en las épocas más cálidas, lo que

constituye un perfil xx xxxxxxx favorable.

Desde 2006, MetroGAS ha contado con una capacidad total de transporte en firme total que resultó apropiada en general para satisfacer la demanda durante los periodos de invierno. Excepto por el invierno del año 2007, las entregas pico no excedieron la capacidad de transporte en firme. Los factores de carga de MetroGAS fueron de 78,32%, 85,79% y 95,1%para el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente

En agosto 2008, se conectó una PIPA a nuestra red. Esta planta permite inyectar un volumen equivalente de gas natural adicional de hasta 1.5 MMm3/día, si fuera necesario para el período invernal. Durante 2009, la PIPA operó únicamente para inyectar volúmenes de prueba en el sistema de distribución. La PIPA inyectó volúmenes de, 19.7 MMCM en 2012, 13.3 MMCM en 2013 y 9,08 MMCM en 2014.

Desde 2005, la producción de gas no es suficiente como para cumplir con la demanda local como resultado de la reducción en el suministro de gas y electricidad que ha enfrentado el país desde 2002. Con el objeto de prevenir la escasez, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones que permitieron que el gas de las distribuidoras originalmente destinado a las exportaciones y a generación eléctrica sea utilizado para sus clientes. Estos recursos fueron utilizados por todas las empresas distribuidoras (con excepción de MetroGAS) lo que desencadenó el aumento en los costos de uso del gasoil y afectó las ventas de gas a Chile y Brasil. La estrategia que implementó MetroGAS (de comprar gas para largo plazo, a precios spot y transporte de largo plazo) le ha permitido evitar la utilización de mecanismos de emergencia ofreciendo el servicio a sus clientes industriales sin restricciones significativas.

A fines xx xxxx de 2007, el sistema energético argentino entró en estado de emergencia como consecuencia de las bajas temperaturas registradas en todo el país, la disminución de energía hidroeléctrica, una disponibilidad reducida de gasoil para plantas energéticas de ciclo combinado e inyección insuficiente de gas en boca xx xxxx. Con el propósito de prevenir la escasez producto de este estado de emergencia, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron sendas resoluciones que permitían a las distribuidoras utilizar gas originalmente con destino de exportación y para generación eléctrica a fin de satisfacer la demanda interna. Aun cuando esto no nos ha afectado dado que no utilizamos estos recursos, la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Energía avanzaron un paso más en relación con la intervención gubernamental de 2007 y aumentaron el control sobre nuestras operaciones comerciales, puntualmente restringieron nuestra distribución de gas natural a determinados clientes industriales y usinas, con el propósito de garantizar el suministro de gas natural a clientes ininterrumpibles. El estado de emergencia se extendió desde 2008 hasta 2013. Debido en gran medida a la creciente intervención del gobierno sobre nuestro negocio, así como también debido a (i) un significativo aumento en la demanda de gas natural, (ii) la caída tanto de nuestra capacidad de suministro como de la capacidad de transporte, y (iii) el vencimiento de nuestros contratos de compra de gas de largo plazo, nos hemos enfrentado con dificultades para atender la demanda de gas natural de nuestros clientes firmes, especialmente durante los meses de invierno. MetroGAS considera que dicha tendencia se mantuvo durante el año 2014. Sin embargo el año 2014 particularmente por las temperaturas altas de ese invierno si bien hubo restricciones no fueron tantas como los años anteriores y hubo mayor disponibilidad de gas para industrias. En cuanto al abastecimiento de la demanda prioritaria, desde la Resolución N° I/1410 del ENARGAS no ha faltado gas para las distribuidoras.

La decisión de garantizar significativamente la capacidad de transporte firme se basaba en parte en nuestra experiencia durante los meses de invierno de 1993, cuando bregábamos con las dificultades para satisfacer la demanda de los clientes residenciales ininterrumpibles. Esta obligación legal conforme nuestra licencia, de no ser cumplida, implicaría severas multas para nosotros, lo que podría incluir, en determinadas circunstancias, la revocación de la licencia. Dado que no contamos con facilidades para almacenar gas, hemos tomado la decisión estratégica de aumentar nuestra capacidad firme de transporte con TGS y TGN.

Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos

Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizaban Ps. 65,2 millones, Ps. 48,9 millones y Ps. 80,9 millones al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. Al 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, XxxxxXXX xxxxx una reserva de Ps. 14,4 millones para cuentas a cobrar vencidas.

De acuerdo con la Licencia, MetroGAS 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, MetroGAS otorga a los clientes al menos un plazo mínimo de 10 días hábiles desde la notificación, antes de efectuar el corte del servicio. La dirección de MetroGAS 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

MetroGAS se encuentra obligada por la Licencia a mantener el sistema en buen estado. Las pautas de seguridad, diseño, mantenimiento y funcionamiento que debían ser cumplidas por los sistemas de distribución de gas estaban reguladas en las Normas Técnicas de Gas del Estado, las que se basaban principalmente en el "Code of Federal Regulations" de los Estados Unidos, Título 49, Artículos 190-192, del año 1976, con algunas modificaciones para las condiciones locales e inclusión de algunos estándares europeos. Luego de la privatización de Gas del Estado, el Gobierno Nacional exigió que los sistemas de distribución de gas argentinos, incluyendo el de MetroGAS, sea adaptado a los "Federal Standards Nº 49", del año 1991, vigentes en los Estados Unidos. De acuerdo con la Licencia, MetroGAS, 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 MetroGAS cumplió con el programa de Inversiones Obligatorias.

Sistema de Distribución

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

La política actual de MetroGAS incluye el reemplazo de las cañerías xx xxxxxx fundido con sistemas de cañería de polietileno de presión media o baja dependiendo de cual de ellas sea de costo más bajo. La cañería de polietileno tiene varias ventajas operativas, siendo la más importante su característica de anticorrosivo.

Desde la Fecha de Toma de Posesión, MetroGAS ha aumentado los sistemas de distribución de aproximadamente 11.182 xx. x xxxxxxxxxxxxxxx 00.000 xx. Xxxx aumento principalmente se debe al sistema de expansión, llevándose a cabo la mayor parte de la expansión con cañería de polietileno de presión media. Además de las cañerías principales de distribución, la red de distribución incluye 349 estaciones de reducción de presión. No existen limitaciones significativas en la capacidad del sistema de distribución, en relación con los servicios prestados a la base actual de clientes.

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

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

Sistema de Medición

El sistema de medición de MetroGAS 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

La situación económica de MetroGAS, sigue condicionando fuertemente las actividades operativas, por lo cual se direccionan los recursos a fin de priorizar la seguridad del sistema.

Durante el año 2014 se instalaron aproximadamente 10.713 nuevos servicios, lo que marcó una reducción del 16% en relación al año 2013. Respecto a obras financiadas por terceros, se realizó el control de la construcción de 76,34 Km de tendido.

A partir de ciertos incidentes ocurridos en los años 2007 y 2009 en el sistema de 22 bar, se realizaron una serie de evaluaciones y estudios sobre dicho sistema, definiendo, a partir de sus resultados, la estrategia que permitirá en los próximos tres años, a) restablecer la presión de operación de 22 bar en algunos tramos del sistema, presión que había sido reducida entre un 15% y un 20% en forma preventiva, b) remediar y reemplazar aquellos tramos que los estudios así lo recomiendan y c) continuar con evaluaciones confirmatorias para el resto del sistema. Los proyectos asociados a dicha estrategia se encuentran en ejecución o han sido planificados.

Con el objetivo de optimizar la operación del sistema de baja presión de la Sociedad, a través de un control más ágil y estricto de las presiones de suministro, MetroGAS cuenta con el “Telecomando de Perfiladores de Presión en Estaciones Reguladoras”. De esta forma el 80% del total de las estaciones reguladoras de presión del sistema de baja presión de la Sociedad se encuentra con control de presiones por medio de perfiladores telecomandados y se cuenta con 64 puntos extremos de red con telemedición.

También, y dando cumplimiento a la normativa emitida por el ENARGAS para las líneas de transmisión de gas (Parte O NAG 100) se completó la evaluación base del 60%, de acuerdo a lo requerido por la normativa, de las líneas de transmisión, priorizadas de acuerdo al riesgo, lo que involucró una serie de actividades de mantenimiento preventivo como: relevamiento tipo DCVG (Direct Current Voltage Gradient) y CIS (Close Interval Survey) y evaluaciones directas de la cañería.

En lo que hace al mantenimiento correctivo del sistema, se han reemplazado aproximadamente 9.256 servicios domiciliarios, entre otras acciones destinadas al mantenimiento de corto plazo del sistema de distribución.

La atención de emergencias registró un volumen anual de aproximadamente 64.350 reclamos, principalmente por escapes de gas, de los cuales alrededor de 6200 fueron clasificados por la Sociedad como de alta prioridad de tratamiento.

Se han realizado 16.488 Km de Relevamiento de nuestras redes de baja, media y alta presión, cumpliendo con lo requerido en las normas.

Contratos Comerciales

Contratos de Compra de Gas Natural Desregulación de los precios del gas

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

El costo del gas, antes y después de la desregulación, es trasladado a los clientes de MetroGAS, sujeto a la aprobación del ENARGAS, el cual puede limitar dicho traslado de aumentos del precio del gas a los clientes de MetroGAS si determina que el precio pagado por la Subsidiaria excede el precio pagado por otras distribuidoras en iguales condiciones y para volúmenes equivalentes. Véase “Información sobre la Emisora

- MetroGAS - Marco regulatorio - ENARGAS - Tarifas - Ajustes semestrales de tarifas contemplados por la Licencia". La Licencia establece que el ENARGAS puede determinar si el incremento del precio fue prudentemente incurrido. En agosto de 1994, el Gobierno Nacional dictó el Decreto Nº 1.411/94, que faculta al ENARGAS a limitar el traslado del aumento de los precios del gas a precios que no sean más altos que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado al mismo yacimiento en condiciones similares, en el caso que determine que los contratos en cuyos términos compró gas MetroGAS no fueran

producto de un proceso transparente, abierto y competitivo.

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

Contratos actuales de compra de gas

Las compras de gas natural no se realizan más en base a contratos de corto y largo plazo celebrados entre las compañías distribuidoras y los productores, con cláusulas “take or pay” o “deliver or pay”, sino a través de un procedimiento regulado de asignaciones de gas, confirmaciones y control, aplicable a todos los sujetos dentro de la industria del gas natural como resultado de diferentes medidas regulatorias.

El 14 xx xxxxx de 2007, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía a través de la cual se homologó el borrador propuesto del “Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007- 2011”, o el “Acuerdo 2007-2011” firmado luego por ciertos productores, originando de este modo su vigencia desde el 1° xx xxxxxx. El Acuerdo 2007-2011 establece los volúmenes a ser inyectados en los puntos de ingreso al sistema de transporte por los productores de gas para clientes residenciales y comerciales, industrias, centrales eléctricas y estaciones expendedoras de GNC hasta el 31 de diciembre de 2011. Establece también ciertos parámetros dependiendo del tipo de consumidor, y establece e indica volúmenes, cuencas y puntos de inyección en el sistema de transporte de gas a ser observados por cada productor. Como resultado de factores no atribuibles a MetroGAS (tales como falta de cumplimiento de ciertos productores, falta de capacidad de transporte, incremento de la demanda de gas, etc.), los volúmenes disponibles para MetroGAS mediante el Acuerdo 2007-2011 no cubren la demanda de gas natural de sus clientes con servicio ininterrumpible. En virtud de dicho Acuerdo, los productores de gas natural y las distribuidoras debían celebrar contratos de compra, incluyendo los términos y condiciones del Acuerdo 2007-2011. A la fecha de emisión de los estados financieros aquí incluidos, MetroGAS no firmó ninguno de estos contratos debido a que, a su criterio, las ofertas recibidas de los productores de gas no cumplieron con los términos y condiciones del Acuerdo con los Productores de Gas 2007-2011” ni le permitieron a MetroGAS garantizar el suministro a sus usuarios con servicio no interrumpible a causa de los volúmenes incluidos en dichas ofertas.

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

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

Dado que entendimos que los volúmenes, cuencas de inyección y rutas de transporte previstos en el acuerdo 2007-2011 impedirían el normal suministro a clientes ininterrumpibles, hemos realizado presentaciones ante el ENARGAS, la Secretaría de Energía y la Subsecretaría de Combustibles para plantear esta situación y solicitar que se remedie.

El 4 de octubre de 2010, ENARGAS emitió un nuevo procedimiento de reglas llamado “Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas” regulando inter alia la inyección de gas por parte de productores y entregas de gas natural por parte de distribuidores. El objetivo de esta regulación complementaria es determinar los niveles mínimos de consumo de grandes usuarios, a fin de administrar la disposición y el manejo de gas natural durante períodos de insuficiencias en los volúmenes de gas natural. Entre sus disposiciones dicho procedimiento establece que los distribuidores de gas natural son libres para determinar los volúmenes de gas que requieren para su demanda no interrumpible (comprendiendo

básicamente usuarios residenciales y pequeños comercios) a ser provistos por los productores, sin tener en cuenta los volúmenes estimados a los que ellos se han comprometido en virtud del Acuerdo 2007-2011. Desde el 1 de octubre de 2010 cuando tal procedimiento entró en vigencia, se ha registrado en forma diaria, el volumen total de gas natural necesario para proveer dicha demanda ininterrumpible.

El 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución de la Secretaría de Energía N° 172/12, que extendía los efectos de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 599/07 en relación a la asignación de volúmenes de gas natural por rutas y cuencas basadas en las distintas categorías de clientes registradas, hasta que nuevas resoluciones sean emitidas al respecto.

El 8 xx xxxxx de 2012, se publicó la Resolución de la Secretaría de Energía N° 55/2012. Esta resolución aprueba la tercera extensión al Acuerdo Complementario con Productores de Gas Natural, requiriendo que un tratamiento específico sea considerado para esos productores que no son firmantes de la mencionada extensión a fin de prevenir incrementos bajo las Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 1.070/2008 y 1.417/2008.

El 23 xx xxxxx de 2012 se publicó la Resolución del ENARGAS No. 2.087/2012, la cual establece que las instrucciones de asignación de gas natural para los productores no firmantes a consumidores residenciales y pequeños consumidores comerciantes sin incrementos bajo las mencionadas resoluciones de 2008. La Resolución creo un Fondo de Compensación para Gas Natural Licuado a fin de soportar las cantidades que las compañías de distribución reciben de los consumidores de gas natural.

Asimismo, licencias de distribución y transporte son requeridas para obtener cierta información de grandes usuarios, centrales eléctricas, usuarios del Servicio General “P” y usuarios del Servicio General “G” con un exceso en el consumo diario de 5.000 m3 de gas natural. La información a ser provista por estos usuarios incluye (i) una descripción básica de sus procesos de producción; (ii) el tipo y características de transporte de contratos de distribución; (iii) los niveles de consumo diarios máximos durante las épocas invernales y el promedio de consumo diario (en metros cúbicos); (iv) una descripción del equipamiento principal y establecimientos secundarios; (v) consumo regular necesario para cada pieza de equipamiento; (vi) niveles de consumo necesarios por producción mínima; (vii) mínimo de consumo necesario para evitar daños en el equipamiento o en establecimientos secundarios; (viii) descripción xx xxxxxxx de energías alternativas disponibles; (ix) cualquier preocupación ambiental relacionada a las interrupciones en la provisión; y (x) la interrupción anual por mantenimiento.

Adicionalmente, en relación al Mercado del gas natural, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas emitió recientemente la Resolución N° 1/2013 con el propósito de establecer un esquema de incentivos para inyección adicional de gas natural. Este acuerdo establece que la inyección adicional (definido como todo el gas inyectado por los productores por encima de la base de inyección, de acuerdo con la Resolución N° 1/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas) tendrá un precio excedente de 7,5 USD/MBTU. De cumplirse determinadas condiciones del acuerdo, tendrá vigencia por cinco años. Aun cuando la resolución mencionada precedentemente no afecta directamente el precio del gas que recibimos, representa un cambio fundamental en el incentivo a productores de gas natural para ampliar inversiones y, en consecuencia, aumentar sus reservas y la producción de hidrocarburos. En consecuencia, esto podría afectar positivamente nuestra actividad.

Contratos de Transporte de Gas Aspectos Generales

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

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

La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada pero el costo de la capacidad de transporte no utilizada no puede ser trasladado a los clientes. En consecuencia, es importante que las compañías de distribución logren un equilibrio entre sus compromisos de transporte firme y la demanda de gas dentro de sus respectivas áreas de servicio. Por el contrario, los servicios de transporte interrumpible se suministran sobre la base de que MetroGAS transportadora transportará el gas cuando y en caso de que se encuentre capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, MetroGAS se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras una “previsión de gas natural en especie” a cuenta del gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta 2013 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto es aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por MetroGAS.

En años anteriores, el aumento en la capacidad de transporte de las transportadoras en Argentina en general ha resultado adecuado como para permitir a MetroGAS satisfacer las demandas en días pico de sus clientes con servicio ininterrumpible. No obstante, MetroGAS, como otras distribuidoras, normalmente interrumpirá el suministro a algunas centrales eléctricas y a otros clientes industriales en los períodos pico a fin de satisfacer las demandas del servicio ininterrumpible básico. MetroGAS cumplió con la demanda de servicio ininterrumpible durante los meses de invierno desde 1995 a 2006 y todas la demanda prioritaria de este servicio durante 2007 al 2013.

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

159.459 m3/diarios desde la cuenca en Tierra del Fuego a la Provincia de Santa Xxxx, que habrá de utilizarse para abastecer a los clientes del servicio firme. Esta adjudicación quedó disponible durante el segundo semestre de 2005. Asimismo, el 31 xx xxxx de 2011, en función de una oferta irrevocable hecha por TGS a MetroGAS en la licitación pública Nº 01/07, el ENARGAS asignó a MetroGAS 35.000 m3 de capacidad de transporte firme correspondiente al tramo Chubut –GBA desde el 1 xx xxxxx de 2011 al 28 de diciembre de 2027.

Derechos de transporte en general

Al 31 de diciembre de 2014, MetroGAS había contratado una capacidad de transporte en firme de 24,34 MMm3/día. Mientras que transporta gas principalmente con TGS, MetroGAS comenzó a transportar gas con TGN en 1994. MetroGAS ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme principalmente mediante la adquisición de una parte significativa de la capacidad de transporte recientemente construida por TGS y TGN, y mediante acuerdos complementarios con otros titulares de derechos de capacidad de transporte. Asimismo, MetroGAS ha celebrado varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de transporte existente, y también ha adquirido el derecho a utilizar capacidad de transporte en firme de terceros sobre una base interrumpible, posibilitando, de este modo, ventas anuales totales superiores y la posibilidad de satisfacer mejor la demanda de clientes no interrumpibles durante los períodos pico.

Derechos de Transporte con TGS

Al 31 de diciembre de 2014, MetroGAS tenía disponible, de TGS, una capacidad en firme de 21,56 MMm3 de gas por día a través de nueve contratos de transporte que incluyen términos similares. Todos estos

contratos (que contienen cláusulas de renovación automática) con TGS vencieron el 30 xx xxxxx de 2014. Los nuevos contratos de transporte otorgan a la Compañía la capacidad total de transporte firme para su distribución de 21,56 MMm3 por día desde las siguientes áreas de producción: Tierra del Fuego: 2,72 MMm3 con vencimiento en abril de 2015, 2,72 MMm3 con vencimiento abril de 2017 y 0,16 MMm3 con vencimiento abril de 2021; Santa Xxxx: 1,07 MMm3 con xxxxxxxxxxx xx xxxxx xx 0000 , Xxxxxxx: 4,30 MMm3 con vencimiento en abril 2015, 4,55 MMm3 con vencimiento en abril 2016 y 6,00 MMm3 con vencimiento en abril de 2017; y Chubut: 0.04 MMm3 con vencimiento en diciembre de 2027. Los contratos con TGS que vencían el 30 xx xxxxx de 2014 fueron renovados presentando ofertas de las distintas rutas en el mes de Diciembre de 2013. Aún las asignaciones de volúmenes están sujetas a confirmación del ENARGAS.

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

Derechos de Transporte con TGN

Al 31 de diciembre de 2014, MetroGAS contaba con una capacidad disponible de transporte en firme con TGN de 2,77 MMm3 de gas por día.

El 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000 XxxxxXXX celebró un contrato con TGN (el "Contrato TGN") por capacidad de transporte en firme futura de 1,50 MMm3 por día a ser construido por TGN. El Contrato TGN entró en vigencia el 1º xx xxxxx de 1994, venció el 31 xx xxxx de 2006 y fue renovado hasta mayo de 2009. El 1º xx xxxxx de 2007, MetroGAS recuperó 1,03 MMm3 por día de capacidad de transporte en firme conforme a este contrato que había sido transferido en junio de 1997 a través de varios acuerdos con ciertos clientes industriales.

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

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

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

En julio de 2012, el ENARGAS nos otorgó 174.343 m3 de transporte firme desde el 1 xx xxxx de 2013 al 00 xx xxxxx xx 0000, xx xx xxxx Xxxxxxx-XXX; y 233.333 m3 de transporte firme, desde el 0 xx xxxx xx

0000 xx 00 xx xxxxx de 2017 de la misma ruta. Este fue el resultado de una oferta irrevocable enviada a Transportadora de Gas del Norte (TGN) durante la oferta abierta N° 01/2012. Los otros contractos de TGN fueron extendidos por 2.540.000 m3/día hasta el 30 xx xxxx de 2017.

Otros derechos de transporte

MetroGAS también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad interrumpible desde la Cuenca Neuquina por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le asegura un mínimo de 2,5 MMm3 de gas por día. Este contrato se renovó en mayo de 2001 por un período de quince años y con 3,0 MMm3 de gas por día, conforme a sus términos, MetroGAS ha acordado determinadas obligaciones “ship-or-pay” a una tarifa reducida. En enero de 2009, el contrato fue modificado, asegurando un mínimo de 1,5 MMm3 de gas por día. Actualmente, dicho contrato fue modificado en mayo 2014 hasta abril 2016 contando con dos tramos de 1,5 MMm3 sin compromiso de puesta a disposición o utilización.

Balance final de transporte

Con el objeto de enfrentar una demanda pico estimada de aproximadamente 23,66 MMm3 diarios de servicio firme, MetroGAS contrató, desde el año 2006, una capacidad de transporte en firme total que resultó apropiada en general para satisfacer la demanda durante los períodos de invierno. Excepto por el invierno del año 2007, las entregas en días pico no excedieron la capacidad de transporte en firme. Los factores de carga de la Compañía fueron de 78,32%, 85,79% y 95,1% para el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente. Actualmente dicha capacidad de transporte firme asciende a 24,33MMm3.

Derechos de By-pass y Competencia

Según lo analizado anteriormente, los grandes clientes dentro del área de servicio de MetroGAS deben contratar directamente con terceros la venta de gas natural (siempre que notifiquen a MetroGAS 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 MetroGAS deberán pagarle una tarifa. Estos usuarios pueden también construir una conexión directa a un sistema de transporte y con ellos bypasear completamente los servicios de MetroGAS en cuyo caso, no le correspondería a ésta ninguna tarifa. Los usuarios que desean bypasear íntegramente el sistema de MetroGAS 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.

MetroGAS 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 MetroGAS. Es posible que ciertos clientes de MetroGAS hagan completo bypass a los servicios de MetroGAS o requieran que MetroGAS deje de prestar ciertos servicios de manera que podría afectar adversamente sus márgenes. Creemos que 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 prevén 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 MetroGAS y dicho cliente. Los contratos de transporte firme con TGN contienen cláusulas similares.

Con fecha 1° xx xxxxx 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 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, XxxxxXXX presentó un reclamo administrativo oponiéndose a estas modificaciones que no ha sido resuelto todavía.

En 2004, el Decreto 180/2004 del Poder Ejecutivo introdujo cambios en la regulación del servicio para el servicio especial “Grandes Usuarios – Transporte Interrumpible”, 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 y el gasoil 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 y al gasoil. Sin embargo, en años recientes, la Argentina tuvo que importar LNG y el costo del gas se incrementó, reduciéndose la brecha con otras fuentes de energía alternativas.

Asimismo, en el pasado CAMMESA ha ejercido presiones para garantizar capacidad de transporte para las centrales eléctricas. A partir de 2009, CAMMESA 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 a las que MetroGAS suministra transporte y distribución han adherido al mismo. Consecuentemente, esto impacta en las ventas de la Sociedad si CAMMESA decide despachar con gas a centrales dentro del área de servicios de MetroGAS, y disminuye el modo en que afecta a la Sociedad si CAMMESA elige destinatarios fuera del área de servicios de MetroGAS. Además, dado el mayor costo del LNG comparado con el fuel oil, CAMMESA despacha a las turbinas de vapor del área 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, al vencimiento de los contratos de suministro de gas, transporte y distribución, CAMMESA dejará de reconocer los costos a las centrales eléctricas, cayendo en cabeza de CAMMESA la contratación del gas, transporte y distribución.

Contrato de Suministro de Mano de Obra

El 16 de enero de 2009 MetroGAS firmó un Contrato de Suministro de Mano de Obra con YPF con una renovación automática por tres años. Conforme a los términos de este contrato, se requiere que YPF provea personal altamente capacitado para cargos gerenciales. YPF percibe un honorario mensual a ser calculado conforme a los costos en que incurra en la prestación de estos servicios. Desde el 5 xx xxxxxx de 2013, YPF no provee de personal a MetroGAS por lo que no se abona honorario alguno a dicha sociedad.

Asuntos Ambientales y de Seguridad

Metrogas realiza sus actividades cumpliendo con las normas vigentes en materia de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente.

En esta línea, y a fin de continuar mejorando y dar cumplimiento con los requerimientos legales, regulatorios y corporativos, damos cumplimiento a las normas ISO 14001 (Management Medioambiental) y OHSAS 18001 (Serie de Salud Ocupacional y Evaluación de Seguridad). En diciembre 2014, fuimos auditados de manera satisfactoria por la compañía de auditoría externa DNV (Det Norske Veritas) y, en consecuencia, conservamos nuestra certificación respecto a las normas mencionadas. Trabajamos constantemente para encontrar maneras de reducir la emisión de gases de efecto invernadero y de ese modo minimizar nuestro impacto en el cambio climático.

A través del compromiso con la Política de Salud, Seguridad y Medio Ambiente enfocada en la mejora continua, mantenemos revisionada y alineada la misma de acuerdo al criterio de YPF.

La empresa Galeno ART, en los meses xx xxxxx y abril realizó un relevamiento detallado de todas las bases, edificios y sucursales de nuestra empresa verificando nuestro compromiso y cumplimiento de las normas y procedimientos en materia de prevención de riesgos y accidentes.

Con motivo de las visitas efectuadas por la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT) en nuestras

instalaciones en los meses xx xxxxx, xxxxx y junio del 2014 fueron verificadas la implementación de las oportunidades de mejora detectadas de acuerdo al cronograma presentado oportunamente.

Se realizaron los dos simulacros obligatorios de Evacuación en los establecimientos de Capital en cumplimiento de la ley 1346 xx XXXX, presentando los informes correspondientes ante Defensa Civil.

En el mes de diciembre último se realizó el simulacro anual Ambiental en cumplimiento de la norma NAG 153 cuyo objetivo fue verificar como se procede ante un derrame de odorante en la sala de odorización de la City Gate Xxxxxxxxx, evaluando, entre otros aspectos, temas relacionados a los elementos de protección personal y de prevención de accidentes, analizando también la cadena de llamados que se ejecutan al momento del derrame (personal que se involucra y tiempos) y al tratamiento que se le dan a los residuos generados.

No se han producido multas o sanciones relacionadas con cuestiones ambientales, ni se han recibido quejas por parte de clientes de la Sociedad, ni por la comunidad en general.

Por último, en abril de 2014 MetroGAS participó como sponsor en el congreso del día de la seguridad realizado por el Instituto Argentino de Seguridad (IAS).

Seguros

Al 00 xx xxxxx xx 0000, XxxxxXXX xxxxxxxx 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

104 millones. Se considera que la cobertura de seguros de MetroGAS coincide con los parámetros internacionales de la industria de distribución de gas. No es posible garantizar que las coberturas contratadas cubran en su totalidad o sean totalmente adecuadas en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular que pudiera ocurrir.

Marco Regulatorio

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

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

La Constitución Argentina

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

La Ley del Gas y la Licencia

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

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

otorgar a un cliente una preferencia indebida. La distribuidora deberá ofrecer un acceso libre a todas las partes en una condición igualitaria para cualquier capacidad disponible del sistema de distribución.

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

a) 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;

b) los productores y los transportistas no pueden ser titulares de una participación mayoritaria en una compañía distribuidora;

c) 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

d) 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 xx xxxx años al vencimiento del período original de 35 años. El ENARGAS deberá evaluar en ese momento el desempeño de MetroGAS y formular una recomendación al Gobierno Nacional. MetroGAS tendrá derecho a la renovación por diez años de su Licencia, a menos que el ENARGAS demuestre que no ha cumplido en forma sustancial con todas sus obligaciones emergentes de la Ley del Gas, el Pliego, las regulaciones y decretos respectivos y la Licencia. Finalizado el período de 35 o 45 años, según fuera el caso, la Ley del Gas exige que se realice una nueva licitación competitiva para el otorgamiento de una nueva licencia, en la cual MetroGAS, si ha cumplido sus obligaciones descriptas más adelante, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al Gobierno Nacional por un tercero. El ENARGAS aún no ha dictado reglamentaciones con respecto a los procedimientos a seguirse en el otorgamiento de una nueva licencia en una licitación competitiva o con relación a la compensación a recibir por MetroGAS 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 la misma tarifa de Distribución 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 y a la Distribuidora con una anticipación mínima de tres meses (Resolución 1748/2000). Sujeto a las condiciones xxx xxxxxxx, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. Dadas las condiciones actuales xxx xxxxxxx, 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 “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Derechos de by-pass y competencia”.

Actualmente a partir de los Decretos N° 180/2004 y N° 181/2004 y las Resoluciones N° 752/2005 y N° 2020/2005 MetroGAS está imposibilitada de suministrar gas natural a los sujetos allí identificados.

Obligaciones de MetroGAS

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

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

Ampliaciones

Las ampliaciones de magnitud en el servicio público de distribución de gas requieren la aprobación previa del ENARGAS. La Ley del Gas dispone que las prestatarias de servicios de distribución tendrán todos los derechos necesarios para realizar las ampliaciones aprobadas y prestar el servicio según la Licencia. En caso que un cliente requiera la ampliación del servicio de distribución, pero la distribuidora lo considera antieconómico, podrá requerirse que el cliente pague un aporte con respecto al costo de la ampliación. Las cuestiones respecto a la viabilidad económica de las ampliaciones serán resueltas por el ENARGAS. El 9 de octubre de 2009, el ENARGAS emitió la Resolución I/910 regulando cuáles son las ampliaciones que requieren la aprobación del ENARGAS. Esta resolución requiere que, en casos en los que la distribuidora sostenga que la ampliación resulta antieconómica y consecuentemente requiera aportes de los clientes o terceros conforme a la metodología establecida en el Punto 2 del Anexo V de la citada Resolución, ésta deberá demostrar la exactitud de sus afirmaciones. Los clientes pueden tomar a su cargo la construcción de instalaciones consideradas antieconómicas por la distribuidora, sujeto a la aprobación del ENARGAS. La prestataria una vez transferida dicha red deberá efectuar un aporte económico equivalente (como mínimo) al valor de negocio que la incorporación de dicho proyecto representa para la misma, el cual podrá efectuarse en bienes, servicios y/o contraprestación de metros cúbicos de gas.

Servidumbres

La Licencia autoriza a MetroGAS a ocupar sin cargo bienes del dominio público con el objeto de prestar el servicio adjudicado en la Licencia o, en caso que una autoridad provincial o municipal le imponga alguna carga, MetroGAS puede hacer un recargo en las tarifas correspondientes para recuperar ese costo adicional. La Licencia también le otorga a MetroGAS el derecho a obtener servidumbres sobre bienes de propiedad privada necesarios para prestar el servicio correspondiente, sujeto al pago de indemnización a los propietarios particulares. El Gobierno Argentino originalmente tenía la responsabilidad de transferir el título de servidumbres existentes en nuestra área de servicio. Cuando ENARGAS no completó la transferencia de las servidumbres existentes los licenciatarios fueron encomendados con la tarea de completar las transferencias y negociar con los propietarios. Esta tarea está llevándose a cabo actualmente bajo la supervisión de ENARGAS.

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 - MetroGAS - 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 específica varios motivos de revocación, incluyendo (a) el incumplimiento en el

suministro del 35% o más del servicio durante quince días consecutivos o treinta días no consecutivos en un año, o (b) el incumplimiento en el suministro del 10% o más del servicio durante treinta días consecutivos o sesenta días no consecutivos durante un año, siempre que dicho incumplimiento sea por causas imputables a MetroGAS. La Licencia también puede ser cancelada por el Gobierno Nacional si (a) se violan las restricciones establecidas en el Pliego y en el Contrato de Transferencia con respecto a la transferencia de acciones de MetroGAS o de Gas Argentino, (b) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (c) si MetroGAS, sin la aprobación del ENARGAS, (i) intentara una transferencia de la Licencia, (ii) transfiriera o gravara una parte de los activos que le fueron transferidos por Gas del Estado designados como activos esenciales (los “Activos Esenciales”) o (iii) los utilizara para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la cancelación de la Licencia incluyen el incumplimiento grave por parte de MetroGAS de llevar a cabo las inversiones obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia y la quiebra o liquidación de MetroGAS; sin embargo, salvo en el caso de quiebra, liquidación o disolución de MetroGAS, la Licencia establece que MetroGAS debe ser notificada y debe tener la oportunidad de subsanar los vicios o defectos antes de la revocación. El Gobierno Nacional ha promulgado el Decreto N° 1.834/2002 disponiendo que ni el concurso de acreedores de MetroGAS ni un pedido de quiebra en su contra originara la revocación de su Licencia mientras se aplique la Ley de Emergencia Económica (Ley 25.561). Dicha ley ha sido prorrogada en varias oportunidades pero por la Ley N° 26.729, el estado de emergencia vence el 31 de diciembre de 2013. No puede garantizarse que esta disposición continuará vigente después de esa fecha.

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

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

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

Vencimiento de la Licencia

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

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

La Licencia también podrá ser revocada antes del vencimiento de su plazo si MetroGAS notificara que

renuncia a ella debido a incumplimientos graves y reiterados por parte del Gobierno Nacional, en cuyo caso MetroGAS tendrá derecho a recibir del Gobierno Nacional el que resultara inferior de estos montos: (a) el valor libro neto de los Activos Esenciales de MetroGAS (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 MetroGAS, neto de costos e impuestos pagados por el oferente que resultara adjudicatario.

ENARGAS

El ENARGAS fue creado por la Ley del Gas como el ente encargado de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones aplicables. Es competencia del ENARGAS fiscalizar el transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de gas. Según lo previsto por la Ley del Gas, sus obligaciones incluyen la protección de los derechos de los consumidores, la promoción de la competencia en el suministro y demanda de gas y el estímulo de la inversión a largo plazo en la industria del gas.

Obligaciones y Estructura

La Ley del Gas establece que el ENARGAS se encuentra dirigido por un directorio integrado por cinco miembros, con dedicación exclusiva, todos ellos designados por el Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de una Comisión Bicameral del Congreso de la Nación. Los miembros del Directorio desempeñan funciones por períodos alternados. Los miembros designados inicialmente permanecerán en el cargo por un período de entre uno y cinco años. Los directores designados posteriormente permanecerán en el cargo por períodos de cinco años, pudiendo ser reelectos. Los miembros del Directorio pueden ser removidos por el Poder Ejecutivo, previa intervención de la Comisión Bicameral del Congreso de la Nación, debiendo expresar las causas que motivaron su remoción.

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

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

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

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

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

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

(vi) aprobar las tarifas y sus ajustes;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 xx xxxx 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 prorrogado por el Gobierno a través del dictado de sucesivos decretos. El último Decreto es el N° 222/2014 de fecha 5 xx xxxxx de 2014.

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, MetroGAS debe identificar y conservar los Activos Esenciales, junto con cualquier mejora futura, de conformidad con ciertas normas que se definen en la Licencia.

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

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

Tarifas

El marco regulatorio establece varias clases de servicios y una tarifa correspondiente para cada clase de servicio. El mecanismo para la determinación de las tarifas para cada clase de servicio se establece en la Ley

del Gas y en la Licencia. La Ley del Gas determina que la tarifa del gas natural que MetroGAS 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 - MetroGAS - Derechos de by-pass y competencia”.

Tarifas actuales

El 1º de enero de 2002, todas las tarifas de servicios públicos, incluidas las de MetroGAS, fueron pesificadas y congeladas de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. Es decir, las tarifas ya no están calculadas 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 “Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con MetroGAS”.

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

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

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

Las Resoluciones Nº 2.787 y N° 2.788 del 30 de enero de 2003 del ENARGAS dispusieron la aplicación de nuevas tarifas para los servicios de Distribución y Transporte de acuerdo con el ajuste establecido por los Decretos N° 120/03 y 146/03. Estos esquemas tarifarios eran idénticos a los establecidos en diciembre de 2002 por las Resoluciones N° 2.763 y N° 2.764, en base al Decreto N° 2.437. El 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx xx xxxxxx “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 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx 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 período0 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 xx xxxx de 2004 del ENARGAS aprobó, en forma provisoria, el cuadro tarifario expresado en Pesos aplicable al período comprendido entre el 0x xx xxxx xx 0000 x xx 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000. 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 xx xxxxx de 2005. En ambos casos, los cuadros tarifarios reflejaban cambios en el precio del gas en boca xx xxxx y no provocaban ajuste en los márgenes del servicio que prestan las distribuidoras y transportistas.

La Resolución Nº 624/05 del 11 xx xxxxx 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 xx xxxxx y 30 de septiembre de cada año, y la Secretaría de Energía podría modificar este período de acuerdo al desarrollo del programa.

El 1° xx xxxx 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 xx xxxx. En cuanto al valor de las diferencias diarias, se mantuvo la alta bonificación establecida para la categoría R, P1 y P2 a pesar que no existen fundamentos técnicos para el mantenimiento de los valores establecidos.

El nuevo esquema también incluyó dos precios de gas en boca xx xxxx diferentes, distinguiendo entre usuarios residenciales y comerciales.

La Resolución N° 3.462 del 21 xx xxxxx de 2006 del ENARGAS estableció la inclusión en las tarifas de MetroGAS del aumento del precio del gas natural en boca xx xxxx. 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 0x xx xxxxx xx 0000 x xx 00 xx xxxxxxx de 2006, deberían facturarse a los usuarios en ocho cuotas mensuales, con dos meses xx xxxxxx contados a partir del 1° xx xxxxx de 2006, sin intereses ni recargos adicionales. Este cargo retroactivo fue facturado entre el 0x xx xxxx x xx 00 xx xxxxxxxxx xx 0000. Para los consumos posteriores al 1° xx xxxxx 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 MetroGAS, a ser facturadas a los usuarios R, P1 y P2, y devueltas a los clientes residenciales.

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

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

Mediante 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 xx xxxx 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 xx xxxx a las tarifas de las siguientes categorías de usuarios: R3-1°, R3-2°, R3-3° y R3-4°.

El 1° xx xxxxx de 2014, se ratificó el Acuerdo Transitorio con el Decreto N° 445/2014, y se aprobaron con la

aplicación de la Resolución N° I/2851, los Cuadros Tarifarios con vigencia a partir del 1° xx xxxxx de 2014, 0x xx xxxxx xx 0000 x 0x xx xxxxxx xx 0000. Dichas tarifas se aplicaron a todas las categorías de clientes residenciales y comerciales. Los clientes industriales no se vieron alcanzados por estos aumentos.

El 8 xx xxxxx de 2015, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° I/3349 del ENARGAS aprobando nuevos cuadros tarifarios con vigencia a partir del 1° xx xxxx de 2015. Los incrementos se deben al aumento en el componente de transporte y alcanza tanto a los clientes residenciales y comerciales como a los industriales, a excepción de las subdistribuidoras, de los usuarios “exceptuados” y de aquellos usuarios residenciales o comerciales cuyo ahorro en su consumo sea mayor al 20% respecto al mismo bimestre del año anterior.

Por otro lado, en los nuevos cuadros tarifarios se incluyen los montos correspondientes al FOCEGAS como “Monto Fijo” según lo establecido en las Resoluciones I-2407/12 y I-3249/15.

Los siguientes cuadros muestra la tarifa máxima vigente desde el 1° xx xxxx de 2015 por cada tipo de cliente, y nivel de ahorro respecto al mismo bimestre del año anterior:

Xxxxxxx Xxxxxxx – Ahorro >20%:

Tarifas Máximas
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
(en Pesos)
Residencial (a) R1 (SC) (e): .............................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,143651	0,147451
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	4,00	4,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial (a) R2 1° (SC) (e):........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,143651	0,147451
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	5,00	5,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial (a) R2 2° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,143651	0,147451
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	6,50	6,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R2 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,156451	0,160251
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	8,50	8,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 1° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,197401	0,201201
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	15,00	15,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 2° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,197401	0,201201
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	20,00	20,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,247389	0,251189
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	30,00	30,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Residencial(a) R3 4° /SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	7,744752	7,784675
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,247389	0,251189
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	13,075555	13,207094
Servicio General P1 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,145355	0,148524
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,136388	0,139511
>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,127422	0,130499
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	25,00	25,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General P2 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,145355	0,148524
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,136388	0,139511

>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,127422	0,130499
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General P3 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b)............................................	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000(c)..........................................................	$/m3	0,217950	0,221120
1.001 – 9.000(c) ................................................	$/m3	0,208983	0,212107
> 9.000(c)..........................................................	$/m3	0,200017	0,203095
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	150,00	150,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	12,950560	13,032459
Subdistribuidoras.............................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	21,358590	21,468686
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,353544	0,384068
Servicio General P3 (DyT) (f): ........................
Cargo de cliente(b)............................................	$/factura	10,958166	11,014653
0-1.000(c)..........................................................	$/m3	0,039414	0,042583
1.001 – 9.000(c) ................................................	$/m3	0,030447	0,033570
> 9.000(c)..........................................................	$/m3	0,021481	0,024558
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	1000,00	1000,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	12,950560	13,032459
Servicio General G (DyT):...............................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	10,679295	10,734343
Cargo por demanda(d) .......................................	$/m3 por día	1,006691	1,028992
0-5.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,015288	0,016868
>5.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,009462	0,011012
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	1000,00	1000,00
Grandes Clientes Servicio Firme (DyT): ........
Distribución: ......................................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	11,200801	11,258537
Cargo por demanda(d) .......................................	$/m3 por día	0,618001	0,638298
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,011105	0,012665
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	2000,00	2000,00
Transporte: .........................................................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	11,200801	11,258537
Cargo por demanda(d) .......................................	$/m3 por día	0,567090	0,587124
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,003978	0,005501
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	2000,00	2000,00
Grandes Clientes Interrumpible (DyT): .........
Distribución: ......................................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,033023	0,035181
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	2000,00	2000,00
Transporte: .........................................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	11,200801	11,258537
Todos los consumos ...........................................	$/m3	0,025895	0,028017
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	2000,00	2000,00
CNG Firme (DyT):...........................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	11,012049	11,068813
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,004049	0,006363
Cargo por demanda (d).......................................	$/m3 por día	0,621027	0,621027
CNG Interrumpible (DyT): .............................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	11,012049	11,068813
Todos los consumos ...........................................	$/m3	0,022271	0,024585

Notas:

(a) A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente.

(b) Cargo fijo por factura

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

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

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

(*) De aplicación conforme lo establecido en las Resoluciones ENARGAS N°I-2407/12 y N°I-3249/15

Xxxxxxx Xxxxxxx – Ahorro entre 5% y 20%:

Tarifas Máximas
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
(en Pesos)
Residencial (a) R1 (SC) (e): .............................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	10,649034	10,703928
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,311945	0,318272
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	4,00	4,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial (a) R2 1° (SC) (e):........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	10,649034	10,703928
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,311945	0,318272

Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	5,00	5,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial (a) R2 2° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	11,229890	11,287779
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0, 0,345882	0, 0,352967
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	6,50	6,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial(a) R2 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	11,617128	11,677013
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,412967	0,420810
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	8,50	8,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial(a) R3 1° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	12,004366	12,066246
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,590707	0,600067
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	15,00	15,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial(a) R3 2° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	12,004366	12,066246
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,657342	0,666701
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	20,00	20,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial(a) R3 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	13,166078	13,233948
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,894760	0,906141
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	30,00	30,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Residencial(a) R3 4° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	13,166078	13,233948
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	1,102838	1,114219
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,267110	20,470996
Servicio General P1 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	13,851122	13,922521
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,191714	0,194883
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,182747	0,186338
>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,173781	0,176858
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	25,00	25,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	20,073368	20,200311
Servicio General P2 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	13,851122	13,922521
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,191714	0,194883
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,182747	0,186338
>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,173781	0,176858
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	20,073368	20,200311
Servicio General P3 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b)............................................	$/factura	14,245616	14,319049
0-1.000(c)..........................................................	$/m3	0,333512	0,349445
1.001 – 9.000(c) ................................................	$/m3	0,321407	0,335236
> 9.000(c)..........................................................	$/m3	0,309302	0,323029
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	150,00	150,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	20,073368	20,200311
Subdistribuidoras.............................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	21,358590	21,468686
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,353544	0,384068

Notas:

(a) A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente.

(b) Cargo fijo por factura

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

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

(*) De aplicación conforme lo establecido en las Resoluciones ENARGAS N°I-2407/12 y N°I-3249/15

Tarifas Máximas – Sin ahorro en su consumo o con Ahorro menor al 5%:

Tarifas Máximas
		Ciudad de Buenos Aires	Provincia de Buenos Aires
(en Pesos)
Residencial (a) R1 (SC) (e): .............................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	13,553316	13,623181
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,480236	0,489090
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	4,00	4,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial (a) R2 1° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	13,553316	13,623181

Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,480236	0,489090
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	5,00	5,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial (a) R2 2° (SC) (e):.........................
Cargo de cliente (b)............................................	$/factura	14,715029	14,790883
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,548108	0,558478
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	6,50	6,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial(a) R2 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	15,489504	15,569350
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,669478	0,681364
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	8,50	8,50
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial(a) R3 1° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	16,263979	16,347818
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	0,984009	0,998928
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	15,00	15,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial(a) R3 2° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	16,263979	16,347818
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	1,117278	1,132197
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	20,00	20,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial(a) R3 3° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	18,587405	18,683220
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	1,542127	1,561089
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	30,00	30,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Residencial(a) R3 4° (SC) (e):..........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	18,587405	18,683220
Todos los consumos(c).......................................	$/m3	1,958282	1,977244
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,458666	27,734897
Servicio General P1(SC) (e): ...........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	16,744078	16,830390
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,238070	0,241239
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,229103	0,233163
>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,220137	0,223214
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	25,00	25,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	27,196176	27,368164
Servicio General P2 (SC) (e): .........................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	16,744078	16,830390
0-1.000 m3(c).....................................................	$/m3	0,238070	0,241239
1.001-9.000 m3(c)..............................................	$/m3	0,229103	0,233163
>9.000 m3(c)......................................................	$/m3	0,220137	0,223214
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	60,00	60,00
Cargo Mínimo....................................................	$/factura	27,196176	27,368164
Servicio General P3 (SC) (e): ..........................
Cargo de cliente(b)............................................	$/factura	17,533066	17,623445
0-1.000(c)..........................................................	$/m3	0,449072	0,477768
1.001 – 9.000(c) ................................................	$/m3	0,433828	0,460364
> 9.000(c)..........................................................	$/m3	0,418586	0,442962
Monto Fijo (*)....................................................	$/factura	150,00	150,00
Cargo mínimo ....................................................	$/factura	27,196176	27,368164
Subdistribuidoras.............................................
Cargo de cliente(b).............................................	$/factura	21,358590	21,468686
Todos los consumos (c)......................................	$/m3	0,353544	0,384068

Notas:

(a) A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente.

(b) Cargo fijo por factura

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

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

(*) De aplicación conforme lo establecido en las Resoluciones ENARGAS N°I-2407/12 y N°I-3249/15

Fondos Fiduciarios con fines determinados

La Ley N° 25.565 y el Decreto N° 786/02 establecieron un recargo, aplicable desde la fecha de promulgación de dicho Decreto (8 xx xxxx 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 a su vez pueden trasladar dicho Recargo a sus clientes. El Decreto N° 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.

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

Durante 2005, el Gobierno Nacional implementó un fondo fiduciario para obras de ampliación de la capacidad de transporte a 4,7 MMm3. En enero de 2007, a través de la Resolución N° 3.689/07, el ENARGAS estableció que MetroGAS 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 Argentino 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 “xxxx xx xxxxx” 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 xx xxxxx 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 áreas residenciales donde el subsidio dejaría de otorgarse, como se estableciera en resoluciones precedentes, al ser considerados como clientes con alto poder adquisitivo. Con el objetivo de disminuir el impacto del aumento, esta resolución también estableció una tarifa plana para el cargo del fondo fiduciario a fin de evitar picos de consumo que repercutieran variaciones significativas en las facturas de sus clientes, sobre todo en períodos invernales.

El 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.

Renegociación de las tarifas

En enero de 2002, en el marco de la Ley de Emergencia Pública, los valores originales en Dólares de las tarifas que MetroGAS cobra a sus clientes fueron pesificados a una relación de Ps. 1 a U$S 1. Asimismo, las tarifas fueron congeladas ya que la Ley de Emergencia Pública no permite ningún tipo de indexación. La ley también dispone que el Gobierno Nacional debe renegociar los contratos de empresas de servicios públicos alcanzados por la pesificación. La pesificación y el congelamiento de las tarifas de MetroGAS violan disposiciones expresas de la Licencia.

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

1. el efecto que las nuevas tarifas podrán tener sobre la economía, especialmente con respecto a la competitividad y distribución de ingresos,

2. la calidad del servicio,

3. las inversiones que las licenciatarias han estado autorizadas a llevar a cabo y han llevado a cabo,

4. protección de los usuarios y la accesibilidad de los servicios,

5. la seguridad de los sistemas comprendidos, y

6. la rentabilidad de MetroGAS.

La Ley de Emergencia Pública, 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) MetroGAS 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 MetroGAS, reunió las condiciones necesarias para avanzar en el proceso de renegociación, no fue posible avanzar más allá de la Fase II (presentación de información) de dicho proceso de renegociación.

A pesar del intercambio de propuestas entre las licenciatarias de servicios públicos y el Gobierno Nacional, el proceso 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 Nacional remitió una nueva propuesta, la cual MetroGAS 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 MetroGAS 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, MetroGAS recibió una nueva propuesta de la UNIREN, que incluía algunos cambios en relación con la última propuesta enviada por MetroGAS el 27 de agosto de 2007 pero mantenía las cláusulas de reclamo legal mencionadas precedentemente. MetroGAS 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 MetroGAS.

MetroGAS contestó la propuesta de agosto de 2008 de la UNIREN. Sin embargo, el Gobierno Nacional decidió modificar su estrategia y envió una nueva propuesta, con el propósito de celebrar un Acuerdo Transitorio, como condición precedente para la firma de un Acuerdo Definitivo. Finalmente, MetroGAS 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 MetroGAS 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 Argentino relacionado al congelamiento de tarifas, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia de Distribución de Gas. Desde entonces, UNIREN y MetroGAS 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 Argentino, los intereses de MetroGAS, y los intereses de sus 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 régimen 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 prevé 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 índices 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, términos 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 clientes residenciales y para Clientes del Servicio General “P” para cada área 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 área 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 licenciatarias también tendrán 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 ajustes tarifarios estacionales que reflejan los costos de compra de gas de MetroGAS, 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 MetroGAS a trasladar a los usuarios el costo de las compras de gas ajustando el precio a los usuarios finales para reflejar cualquier variación en el costo real del gas adquirido durante cada período tarifario, teniendo en cuenta que el ENARGAS puede limitar el traslado de dicho costo en tanto determine que superó los costos pactados por otras distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 1.411/94 que faculta al ENARGAS a limitar el traslado de aumentos a precios que no resulten más elevados que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado en condiciones equivalentes de la misma cuenca, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo. MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS. MetroGAS 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 MetroGAS 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, MetroGAS ha visto limitado en varias ocasiones el traslado del costo de compra de gas contratado con los productores, impidiendo de este modo que MetroGAS recupere la totalidad de sus costos de compra de gas.

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 MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS 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, MetroGAS 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 MetroGAS.

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 MetroGAS a partir del 1º de enero de 2000, y no incluyó el ajuste por aumento del IPP de los Estados Unidos según lo contemplado en la Licencia antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste habría representado un aumento del 3,78% sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas a partir de esa fecha. Esto se debió a que, en negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno Nacional, las empresas de servicios de transporte y distribución acordaron diferir la facturación de los montos resultantes del ajuste por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al primer semestre de ese ejercicio. El ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar durante el período de 10 meses a partir del 1° de julio de 2000, los montos no recaudados devengados por aplicación del IPP de los Estados Unidos correspondientes al primer semestre de 2000.

Con fecha 17 de julio de 2000, las prestatarias de servicios de transporte y distribución, el ENARGAS y el Gobierno Nacional acordaron aumentar las tarifas con vigencia a partir del 1º de julio de 2000 (a) para reflejar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos que, en virtud del acuerdo referido en el párrafo anterior, no había sido incluido en las tarifas del 1º de enero de 2000; y (b) por el monto que habría sido facturado durante los primeros seis meses de 2000 en concepto de dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos si hubiera sido incluido en las tarifas el 1º de enero de 2000, e incorporar dicho aumento, con los intereses devengados, del siguiente modo: (x) 30% desde el 1º de julio de 2000 hasta el 30 de abril de 2001 e (y) el 70% restante desde el 1º de octubre de 2000 hasta el 30 de abril de 2001. Adicionalmente, se acordó diferir la facturación de los montos relacionados con los ajustes por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al período 1° de julio de 2000 hasta el 30 de junio de 2002 y crear un Fondo de Estabilización del IPP. El Fondo de Estabilización del IPP entró en vigencia el 1º de julio de 2000 y se integró con los montos resultantes de la diferencia entre las tarifas efectivamente cobradas y las que deberían haberse cobrado hasta el 30 de junio de 2002, si dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos se hubiera incluido en las tarifas, según lo contemplado por el marco regulatorio. El Gobierno Nacional ratificó esto mediante el Decreto Nº 669/00 del 4 de agosto de 2000. Considerando las circunstancias, MetroGAS acumuló el monto diferido durante el período correspondiente, junto con intereses a una tasa anual del 8,2%.

El 29 de agosto de 2000, MetroGAS fue notificada de una medida cautelar, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, que ordenó suspender la aplicación del Decreto N° 669/00, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, el Ministerio de Economía y las licenciatarias de gas (entre ellas MetroGAS) 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, Metrogas abandonó el recurso interpuesto contra dicha resolución ante la Cámara Nacional de Apelaciones.

Considerando las circunstancias descriptas y los acontecimientos ocurridos en el contexto de la crisis financiera argentina explicada anteriormente, MetroGAS 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 MetroGAS ni como un abandono de cualquiera de las acciones presentadas por MetroGAS 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 Metrogas ciertas inversiones aprobadas por el ENARGAS que no resultan rentables bajo los parámetros establecidos en la Ley del Gas. 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 MetroGAS. En ambos casos, sin embargo, el compromiso para efectuar dichas inversiones durante el período de cinco años será obligatorio para MetroGAS, quien 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 MetroGAS a sus clientes fueron ajustadas a través de resoluciones del ENARGAS, de acuerdo con la licencia de MetroGAS. Véase” Información sobre la Emisora - MetroGAS - Marco regulatorio - ENARGAS

- Tarifas", que establece que las tarifas deben ser ajustadas en enero y julio para reflejar las variaciones del

IPP de Estados Unidos sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas y el Factor de Inversión K resultante de las inversiones.

Por la Resolución Nº 1.477/00 del 10 de enero de 2000, el ENARGAS ajustó las tarifas de Metrogas 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 MetroGAS 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 MetroGAS que se había ordenado una medida cautelar que suspendía los efectos del Decreto Nº 669/00, en consecuencia el ENARGAS informó a MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS 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 MetroGAS, aun cuando se completaron las obras realizadas durante el primer semestre de 2001. Esto resulta de una particular interpretación del ENARGAS del compromiso contraído por MetroGAS a ese momento, asumiendo un excedente de hasta el 5% de la ampliación total del proyecto. MetroGAS interpuso un recurso de apelación sobre este último punto.

A través de la Resolución Nº 2.487, el ENARGAS aprobó las tarifas de MetroGAS 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, MetroGAS 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. MetroGAS presentó comentarios sobre dicha metodología y solicitó aclaración sobre las normas establecidas en ese momento. Además, 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 la tasa de costo de capital que no satisficieron sus expectativas y Metrogas presentó un recurso en relación con la tasa y la metodología utilizada.

En noviembre de 2001, MetroGAS 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. MetroGAS 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 MetroGAS presente proyecciones sobre inversiones para el período 2003/2007. MetroGAS 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.

Tasas Municipales

El marco regulatorio vigente y aplicable a la distribución de gas prevé el traslado a tarifas de toda nueva tasa o aumento de alícuotas, aplicable a partir del inicio de las operaciones, el 29 de diciembre de 1992, como así también, bajo ciertas condiciones, el uso gratuito del espacio público a efectos del tendido de cañería de gas natural.

MetroGAS no ha podido trasladar a sus tarifas los pagos realizados a distintos municipios de la Provincia de Buenos Aires y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires por estos conceptos.

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, pero a la fecha no se ha reglamentado dicho traslado.

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, hemos registrado de forma diaria, el volumen 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 - MetroGAS - Contratos comerciales”.

La Resolución Nº 172/11 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. Ver “Información sobre la Emisora - MetroGAS - Contratos Comerciales – Contratos de Compra de Gas Natural – Contratos Actuales de Compra de Gas”.

Activo Fijo

Los principales bienes de MetroGAS 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 -MetroGAS - Panorama de negocios - Centrales eléctricas”.

A continuación se exponen los saldos contables del rubro “Propiedades, planta y equipo” de MetroGAS y su apertura al 31 de marzo de 2015 y 31 de diciembre de 2014:

CUENTA PRINCIPAL	VALORES ORIGINALES					DEPRECIACIONES				NETO RESULTANTE 31-03-15	NETO RESULTANTE 31-12-14
CUENTA PRINCIPAL	INICIO DEL EJERCICIO	AUMENTOS	TRANSFE- RENCIAS	BAJAS	AL CIERRE DEL PERÍODO	ACUMULADAS AL INICIO DEL EJERCICIO	BAJAS	AUMENTOS	ACUMULADAS AL CIERRE DEL PERÍODO	NETO RESULTANTE 31-03-15	NETO RESULTANTE 31-12-14
Terrenos	15.654	-	-	-	15.654	-	-	-	-	15.654	15.654
Edificios y construcciones civiles	72.000	-	-	-	72.000	27.813	-	356	28.169	43.831	44.187
Ramales de alta presión	320.611	-	-	-	320.611	204.642	-	1.235	205.877	114.734	115.969
Conductos y redes en media y baja presión	1.985.150	-	18.696	-	2.003.846	686.683	-	11.326	698.009	1.305.837	1.298.467
Estaciones de regulación y/o medición de presión	82.627	-	-	-	82.627	46.977	-	681	47.658	34.969	35.650
Instalaciones de medición de consumos	362.633	-	3.809	(6)	366.436	199.421	(3)	3.495	202.913	163.523	163.212
Otras instalaciones técnicas	59.214	-	-	-	59.214	49.075	-	247	49.322	9.892	10.139
Máquinas, equipos y herramientas	32.400	-	1.387	-	33.787	28.063	-	209	28.272	5.515	4.337
Sistemas informáticos y de telecomunicación	250.208	-	-	-	250.208	196.429	-	4.611	201.040	49.168	53.779
Vehículos	13.642	-	-	-	13.642	10.590	-	259	10.849	2.793	3.052
Muebles y útiles	5.476	-	-	-	5.476	5.468	-	1	5.469	7	8
Materiales	49.114	14.545	(5.086)	(1.598)	56.975	-	-	-	-	56.975	49.114
Gas en cañerías	214	-	-	-	214	-	-	-	-	214	214
Obras en curso	113.450	50.826	(22.509)	-	141.767	-	-	-	-	141.767	113.450
Redes cedidas por terceros	68.052	-	3.703	-	71.755	18.995	-	357	19.352	52.403	49.057
Subtotal	3.430.445	65.371	-	(1.604)	3.494.212	1.474.156	(3)	22.777	1.496.930	1.997.282	1.956.289
Provisión obsolescencia de materiales	(1.383)	-	-	42	(1.341)	-	-	-	-	(1.341)	(1.383)
Provisión baja propiedades, planta y equipo	(4.188)	(607)	-	6	(4.789)	-	-	-	-	(4.789)	(4.188)
Total al 31 de marzo de 2015	3.424.874	64.764	-	(1.556)	3.488.082	1.474.156	(3)	22.777	1.496.930	1.991.152
Total al 31 de diciembre de 2014	3.245.447	199.383	-	(19.956)	3.424.874	1.395.844	(8.621)	86.933	1.474.156		1.950.718

Organización y Administración de MetroGAS

Directores titulares y suplentes.

La dirección y administración de las actividades de MetroGAS está a cargo de su Directorio. 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 MetroGAS, 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 MetroGAS tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Los accionistas tenedores de las Acciones Clase B de MetroGAS 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 MetroGAS tienen derecho a elegir seis directores titulares y seis directores suplentes.

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

Nombre	Cargo	Año de designación	Última designación(1)	Fecha de vencimiento del mandato
David José Tezanos González (a)	Presidente	2013	2015	2016
Marcelo Núñez (a)	Vicepresidente Primero	2013	2015	2016
Gabriel Leiva (a)	Director Titular	2014	2015	2016
Raúl Ángel Rodríguez (a)	Director Titular	2014	2015	2016
Daniel Alfonso Suarez (a)	Director Titular	2013	2015	2016
Gustavo Ernesto Di Luzio (a)	Director Titular	2014	2015	2016
Juan Carlos Fronza (b)	Director Titular	2013	2015	2016
Héctor Caram (b)	Director Titular	2010	2015	2016
María Eugenia Gozzi Valdez (b)	Director Titular	2013	2015	2016
Hector Martín Mandarano (b)	Director Titular	2015	2015	2016
Jorge Alberto Depino (c)	Director Titular	2004	2015	2016
Fernando Nardini (a)	Director Suplente	2013	2015	2016
Fernando Gómez Zanou (a)	Director Suplente	2013	2015	2016
Carlos San Juan (a)	Director Suplente	2015	2015	2016
Patricio Da Re (a)	Director Suplente	2013	2015	201
Alejandro Héctor Fernández (a)	Director Suplente	2014	2015	2016
Pablo Manuel Vera Pinto (a)	Director Suplente	2012	2015	2016
Raúl Podetti (b)	Director Suplente	2008	2015	2016
Nicolás Turturiello (b)	Director Suplente	2015	2015	2016
Luis Alberto Chaparro (c)	Director Suplente	2004	2015	2016

Notas:

(1) Los directores designados por la asamblea de MetroGAS de fecha 28 de abril de 2015 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.

A continuación se incluye un resumen de los antecedentes de los directores de MetroGAS.

David José Tezanos González, 55. Actual presidente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Tezanos es Técnico Eléctrico. Tiene una Especialización en Economía del Petróleo y Gas Natural del ITBA y un Máster en Ingeniería del Petróleo y el Gas Natural del IFP (Instituto Francés del Petróleo). Se desempeña actualmente como Director de Gas y Energía de YPF. Anteriormente trabajó en Wintershall Energía, Total Austral y TGS. Nació el 15 de octubre de 1959, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-13566050-8, su Nº de DNI es 13.566.050 e ingresó a la empresa el 3 de mayo de 2013.

Marcelo Núñez, 52. Vicepresidente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Núñez es economista, graduado de la Universidad Católica Argentina y tiene un master en Economía del CEMA y un PAD de Eseade. El Sr. Núñez realizó estudios en el Institute of Public Utilities de Michigan State University. Del 2001 al 2013 se desempeñó en las áreas de Comercialización del Gas y Desarrollo de Negocios de YPF. Con anterioridad trabajó en Camuzzi Gas Pampeana y del Sur (1993-2001) en las áreas de Despacho, Tarifas, Comercialización del Gas y Asuntos Regulatorios, y en el Grupo Bunge y Born. El Sr. Núñez es asimismo Director General de Gas Argentino. Nació el 8 de abril de 1962, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-14619919-5 y su Nº de DNI es 14.619.919.

Gabriel Leiva, 48, miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Leiva es contador público, graduado de la Universidad de Buenos Aires y tiene un PAD de IAE. De 2007 a la actualidad se desempeña como Director Económico Administrativo de YPF, sociedad a la que ingresó en 1994 en dicha área. Con anterioridad trabajó entre 1990 y 1994 en Pistrelli, Díaz y Asociados, en ese momento firma miembro de Arthur Andersen. Nació el 28 de octubre de 1966, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-17945346-1 y su Nº de DNI es 17.945.346.

Raúl Ángel Rodríguez, 56, Director Titular de MetroGAS. El Sr. Rodríguez es Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires con Diploma de Honor. Es egresado con Diploma de Honor d el programa Master en Economía y Administración de Empresas en ESEADE (Escuela Superior de Economía y Administración de Empresas). Se desempeña actualmente como Gerente de Calidad y Mejora de Procesos Downstream de YPF S.A. Adicionalmente, el Sr. Rodríguez es Director de Compañía Mega S.A., Refinería del Norte (Refinor) S.A., Oleoductos del Valle (Oldelval) S.A., Terminales Marítimas

Patagónicas (Termap) S.A., YPF Energía Eléctrica S.A. y Central Dock Sud S.A. Anteriormente se desempeñó en Astra CAPSA y ha sido Director en diversas empresas, como Eg3 S.A., Eg3 Red S.A., Eg3 Asfaltos S.A., Oiltanking Ebytem S.A., Oleoducto Trasandino Argentina S.A., Oleoducto Trasandino Chile S.A., Alvisa S.A., La Pampa S.A., etc. Nació el 10 de octubre de 1958, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 , Ciudad Autónoma de Buenos Aires, su Nº de CUIL es 23-12497909-9 y su Nº de DNI es 12.497.909.

Daniel Alfonso Suarez, 53. El Sr. Suarez es abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es Vicepresidente del directorio de Gas Argentino. Durante 2005/2006 realizó un Posgrado de actualización en derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como asociado en el Estudio Cibils-Labougle-Ibañez durante un año. Trabajó en la gerencia de Legales en Eg3

S.A. En el año 2001 ingresó a YPF en la Gerencia de Asuntos Contenciosos y Corporativos. Desde 2009, se desempeña como Gerente de Servicios Jurídicos Gas & GLP de YPF. Nació el 12 de noviembre de 1961, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20- 14866229-1, y su Nº de DNI es 14.866.229.

Gustavo Ernesto Di Luzio, 47. Actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Sr. Di Luzio es Licenciado en Administración de Empresas de la Universidad de Buenos Aires (1992). Máster en Finanzas, egresado de la Universidad del CEMA (1998). De extensa trayectoria profesional en desarrollo de negocios de gas en el mercado local e internacional, se incorporó a YPF en el año 2000 proveniente de ASTRA CAPSA. Actualmente se desempeña en la Dirección de Desarrollo de Negocios de YPF, ocupando el cargo de Director Titular en Compañía Mega SA y otras sociedades vinculadas al grupo de empresas de YPF. Nació el 8 de julio de 1967, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Documento Nacional de Identidad es 18.428.757; y su CUIL: 23-18428757-9.

Juan Carlos Fronza, 78. Director Titular de MetroGAS. El Sr. Fronza es Ingeniero Mecánico recibido en la Universidad de La Plata. Entre 1964 y 1977 se desempeñó en Astilleros Río Santiago. Desde 1978 hasta 1982 fue gerente de proyectos de inversión en Petrolera Argentina San Jorge. Entre 1983 y 2002 se desempeñó como director ejecutivo (CEO) de Copetro S.A. Nació el 2 de febrero de 1936, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Documento Nacional de Identidad es 5.158.393; y su CUIL: 23-20-5158393-1.

Héctor Caram, 49. Actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Sr. Caram es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires (1989) y del Programa de Posgrado Internacional de Auditoria y Detección de Fraudes de la Universidad de Bologna, Bologna, Italia. Desde el 2007 se desempeña como Director Ejecutivo de Caram Consultores y como Business Risk Management Director de SMS – San Martín Suarez y Asociados. Anteriormente se desempeñó en diversas compañías tales como Telecom Argentina

S.A. y Pistrelli, Díaz y Asociados. Nació el 9 de julio de 1965, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Documento Nacional de Identidad es: 17.634.890; y su CUIL: 23-17634890-9.

María Eugenia Gozzi Valdez, 37. Actual miembro del Directorio de MetroGAS. La Sra. Gozzi Valdez es Licenciada en Economía y cuenta con una maestría en Finanzas de la Universidad CEMA, Argentina. Entre 1999 y 2005 se ha desempeñado en distintos cargos dentro del Banco Central. Luego fue responsable del área corporativa de Control de Gestión y Análisis Económico del Nuevo Banco de Santa Fe. Desde 2008 es consultora independiente en supervisión bancaria, gestión de riesgos y análisis financiero. Nació el 2 de agosto de 1977, tiene domicilio en Warnes 397, Piso 3, Depto. 4 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Documento Nacional de Identidad es: 25.966.548; y su CUIL: 27-25966548-0.

Héctor Martin Mandarano, 42, Director Titular de Metrogas. El Sr. Hector Martin Mandarano es Ingeniero Electricista (UTN), tiene un Executive MBA (IAE) y cuenta con formación de postgrado en Mercado Eléctrico (ITBA); ha desarrollado su experiencia de 18 años en empresas de energía, hoy responsable de los resultados del Negocio Eléctrico de YPF y Gerente General de YPF Energía Eléctrica, adicionalmente desempeña el cargo de Presidente de Central Dock Sud SA. Con anterioridad trabajó en Petrobras Energía en diferentes áreas de la organización tales como Estudios e Ingeniería de Sistemas Eléctricos de Potencia, Movimiento de Energía, Comercial Gas y Energía, Desarrollo de Negocios. Adicionalmente, durante su trabajo en Petrobras Energía se desempeñó como Director en Termoeléctrica Manuel Belgrano y Termoeléctrica San Martin y en la distribuidora de energía Edesur. Ha desarrollado actividades académicas en la UTN. Nació el 10 de octubre de 1972 tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-22867397-9, su Nº de DNI es 22.867.397 e ingresó a la empresa el 28 de abril de 2015.

Jorge Alberto Depino, 55. Actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Depino es Técnico

Mecánico. Entre 1981 y 1992 trabajó en Gas del Estado S.E. Entre 1992 y 2002 trabajó en el área de operaciones de MetroGAS. Actualmente trabaja en el Estudio Grana. Nació el 15 de agosto de 1959, tiene domicilio en Dean Funes 1773 Piso 14° Depto. 27 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Documento Nacional de Identidad es: 13.481.559; y su CUIL: 23-20-13481559-117634890-9.

Fernando Nardini, 50. Actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Nardini fue designado en su cargo actual de Director de Administración y Finanzas en Junio de 2013. Es Contador Público de la Universidad de Buenos Aires y ha realizado diversos estudios de perfeccionamiento en el país (IAE - Universidad Austral) y en el exterior (World Trade Center, Nueva York y CWC School for Energy, Londres). Anteriormente a su ingreso en MetroGAS trabajó en Arthur Andersen, Dow Chemical y en YPF (incluyendo en esta última etapa, dos años de expatriación en su filial Maxus Energy Corp., en Dallas, Estados Unidos, como responsable de Administración y Finanzas). Nació el 3 de noviembre de 1964, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20- 17364161-4 y su Nº de DNI es 17.364.161.

Fernando Gómez Zanou, 43. El Sr. Gómez Zanou es abogado egresado de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Desde el año 2004 se desempeña como abogado interno de YPF y fue designado director suplente en YPF Inversora Energética S.A., Pluspetrol Energy S.A. y director titular en YPF Servicios Petroleros S.A. Anteriormente se desempeñó como abogado de diversas compañías tales como Citibank N.A., Basf Argentina S.A. y Auchan Argentina S.A. Actualmente, es director de Gas Argentino. Nació el 18 de noviembre de 1971, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-22500441-3 y su Nº de DNI es 22.500.441.

Carlos Alberto San Juan, 45, Director Suplente de MetroGAS S.A. El Sr. San Juan es abogado recibido en la Universidad de Buenos Aires en el año 1993. En el año 2003 se incorporó a la Dirección de Servicios Jurídicos de YPF S.A. como abogado interno. Desde el 2009 al 2014 se desempeñó como Gerente de Servicios Jurídicos Neuquén-Río Negro y desde el año 2015 se desempeña como Gerente de Servicios Jurídicos Participadas. Anteriormente se desempeñó como asociado en el estudio Nicholson y Cano Abogados desde el año 1994 al 2000 y ejerció libremente la profesión desde el año 2000 al 2003. Nació el 20 de febrero de 1970, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-21434189-2, su Nº de DNI es 21.434189 e ingresó a la empresa el 28 de abril de 2015.

Patricio Da Re, 35. Actual miembro del Directorio de MetroGAS. El Sr. Da Ré es Contador Público, graduado de la Universidad de Belgrano en 2002. Tiene un Posgrado en Economía del Petróleo y Gas Natural del ITBA y en Negociación y Manejo de Conflicto de Esade Business School. Actualmente se desempeña como Gerente de Planificación y desarrollo de Negocios de YPF. Anteriormente fue Ejecutivo de Ventas de Gas Natural y Técnico de Apoyo a la Gestión E&P. Nació el 11 de septiembre de 1979, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-27691322-1 y su Nº de DNI es 27.691.322.

Alejandro Héctor Fernández, 48. . El Sr. Fernández es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Fernández es Ingeniero en Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Master en Administración de Empresas de CEMA y ha desarrollado el Programa de Desarrollo Directivo de IAE. Actualmente se desempeña como Gerente de Operaciones de Gas Natural &GNL de YPF SA, empresa donde viene desarrollando distintas actividades desde el año 1995. Nació el 18 de julio de 1966, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-17709272-0 y su Nº de DNI es 17.709.272.

Pablo Manuel Vera Pinto, 37. Miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Vera Pinto es Licenciado en Economía, egresado de la Universidad Torcuato Di Tella (1999). Obtuvo un Máster en Administración de Empresas, egresado del INSEAD, Fontainebleau, Francia (2003). De amplia experiencia en la reestructuración operativa y financiera de compañías en diferentes industrias, se incorporó a YPF en el año 2012. Previamente trabajó para empresas referentes a nivel global y regional en consultoría estratégica, banca de inversión y capital privado, incluyendo McKinsey & Company, Credit Suisse First Boston y LeadGate Investments. Actualmente se desempeña como Director de Finanzas Corporativas y Estrategia de YPF. Nació el 26 de julio de 1977, tiene domicilio en Macacha Güemes 515 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-26133797-6 y su Nº de DNI es 26.133.79.

Raúl Rafael Podetti, 83. Actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Egresado de la Escuela Naval Militar, sirvió en la Armada en buques y Arsenales hasta su retiro con el grado de Teniente de Navío. El Sr. Podetti es Ingeniero Naval y Mecánico de la Universidad de Buenos Aires. Ha intervenido en más de

150 obras de construcción naval para el país y el exterior. Ha sido directivo de astilleros y empresas industriales durante 4 décadas, ha presidido Cámaras empresarias del sector y participado de actividades académicas con cursos, conferencias y publicaciones sobre temas técnico-económicos navales y de organización de la producción. Actualmente se desempeña como consultor en asuntos de su especialidad en ingeniería. Nació el 17 de abril de 1931, tiene domicilio Arenales 1299 Piso 5° (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-05133134-7 y su Nº de DNI es 5.133.134.

Nicolás Pablo Turturiello, 37, actual miembro del Directorio de MetroGAS S.A. El Sr. Turturiello es Ingeniero Industrial. Tiene una Especialización en Economía del Petróleo y Gas Natural del ITBA. Se desempeña actualmente en la Gerencia Ejecutiva de Gas y Energía de YPF S.A. ("YPF"). Anteriormente trabajó en MEDANITO S.A. Nació el 16 de julio de 1977, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-26133056-4, su Nº de DNI es 26.133.056 e ingresó a la empresa el 9 de diciembre de 2013.

Luis Chaparro, 49. Es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS S.A. Es técnico. Desde 1992 a 1998 se desempeñó en MetroGAS. Anteriormente, trabajó en Gas del Estado hasta el año 1992. Actualmente trabaja en Xerox S.A. Nació el 25 de septiembre de 1965, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires), su Nº de CUIL es 20-17784242-8 y su Nº de DNI es 17.784.242.

Funcionarios

A continuación se incluye un listado de los funcionarios ejecutivos de MetroGAS a la fecha. La totalidad de los funcionarios ejecutivos residen en Argentina.

Nombre	Cargo	Año de designación
Marcelo Núñez	Director General	2013
Patricia Carcagno	Directora Técnica	2013
Jorge Edgardo Gutiérrez	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

Marcelo Núñez, 52, Documento Nacional de Identidad: 14.619.919; CUIL: 20-14619919-5. Vicepresidente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Núñez es economista, graduado de la Universidad Católica Argentina y tiene un master en Economía del CEMA y un PAD de ESEADE. El Sr. Núñez realizó estudios en el Institute of Public Utilities de Michigan State University. Del 2001 al 2013 se desempeñó en las áreas de Comercialización del Gas y Desarrollo de Negocios de YPF. Con anterioridad trabajó en Camuzzi Gas Pampeana y del Sur (1993-2001) en las áreas de Despacho, Tarifas, Comercialización del Gas y Asuntos Regulatorios, y en el Grupo Bunge y Born. El Sr. Núñez es asimismo Director General de MetroGAS.

Patricia Carcagno, 53, Documento Nacional de Identidad: 14.611.058; CUIL: 23-14611058-4. La Sra. Carcagno fue designada como Directora Técnica en el año 2013. Es Ingeniera Química egresada de la Universidad Nacional de Buenos Aires. Antes de ser Directora Técnica, se desempeñó como Directora y Gerente de Operaciones. Previamente a su incorporación en MetroGAS, se desempeñó en la Dirección de Nuevos Negocios de Astra C.A.P.S.A., ocupando varios cargos comerciales.

Jorge Edgardo Gutiérrez, 58, Documento Nacional de Identidad: 13.565.859; CUIL: 20-13565859-7. Licenciado en Relaciones de Trabajo (UBA) y cuenta con una amplia trayectoria profesional en la especialidad, adquirida en empresas nacionales e internacionales. Entre otras, últimamente trabajó en Hewlett Packard, Dow Chemical e YPF, siendo su último cargo el de Gerente de Recursos Humanos Corporativos.

Magdalena González Garaño, 63, Documento Nacional de Identidad: 10.356.233; CUIL: 27-10356233-9. Designada en su cargo actual de Directora de Asuntos Legales y Regulatorios en 2004. Es Abogada, egresada de la Universidad de Buenos Aires. Se incorporó en MetroGAS en 1993 como gerente de asuntos regulatorios y en 1998 fue designada directora de asuntos legales. Desde 1993 se ha desempeñado como Secretaria del Directorio de Gas Argentino S.A. Antes de su incorporación en MetroGAS fue asociada en el

Estudio Cárdenas, Cassagne & Asociados desde 1991 a 1993.

Juan Pablo Mirazón, 47, Documento Nacional de Identidad: 18.384.831; CUIL: 20-18384831-4. El Sr. Mirazón fue designado en su cargo actual de Director de Auditoría Interna en 1999. Es Contador y Licenciado en Administración de Empresas. Trabajó en las divisiones de auditoría y de asesoramiento gerencial de Arthur Andersen durante más de diez años.

Jorge Doumanian, 52, Documento Nacional de Identidad: 14.900.743; CUIL: 20-14900743-2. El Sr. Doumanian fue designado como Director de Operaciones en 2013. Es Ingeniero Civil, egresado de la Pontificia Universidad Católica Argentina. Ha realizado estudios de Postgrado referidos al sector energético y de los servicios públicos en Japón y los EE.UU. Es egresado del Programa de Desarrollo Directivo del IAE de la Universidad Austral. Con anterioridad se ha desempeñado desde 1993 a 2012 en distintos puestos de responsabilidad en el Grupo Gas Natural Fenosa, tanto en Argentina como en México. Ha representado a la Argentina ante la International Gas Union (IGU) desde 2001 hasta 2012.

María Carmen Tettamanti, 51, Documento Nacional de Identidad: 16.761.273; CUIL: 27-16761273-9. La Sra. Tettamanti designada como Directora Comercial en 2013. La Sra. Tettamanti es economista, graduada de la Universidad Nacional de La Plata y tiene un Master en Economía del CEMA. Del 2005 al 2013 se desempeñó como Directora Comercial de Gas Meridional S.A. Con anterioridad trabajó en Albanesi S.A y Total Austral S.A. (2004-2005). En Camuzzi Gas Pampeana S.A./Camuzzi Gas del Sur S.A. (1995-2004) se desempeñó como Jefe de Departamento de Ventas a Industrias y Compra de Gas y Transporte.

Valeria Soifer, 50, Documento Nacional de Identidad: 17.686.360; CUIL: 27-17686360-4. La Sra. Soifer designada como Directora de Estrategia y Nuevos Negocios en 2013. La Sra. Soifer es Licenciada en Administración de Empresas del Babson College (USA) y tiene un posgrado en Comercialización de Hidrocarburos del ITBA (Buenos Aires). Anteriormente trabajó en Repsol-YPF en la División de Planeamiento Estratégico y Control. Fue designada Controller de MetroGAS desde 2003 hasta 2009. Actualmente en MetroGAS S.A. como Directora de Estrategia y Nuevos Negocios. Nació el 13 de enero de 1965, tiene domicilio en Gregorio Aráoz de Lamadrid 1360 (Ciudad Autónoma de Buenos Aires) e ingresó a la empresa el 3 de mayo de 2013.

Diego Gamba, 48, Documento Nacional de Identidad: 17.642.691; CUIL: 20-17642691-9.El Sr. Gamba fue designado como Director de Sistemas de Información en 2014. El Sr. Gamba cursó estudios de Tecnología y Sistemas en la Universidad CAECE en Buenos Aires y en la Universidad de Loyola en Chicago, EEUU., y realizó un Programa de Dirección de Empresas en el IAE (Universidad Austral). Del 2002 al 2005 se desempeñó como Director de Sistemas de la Autoridad de Acueductos de Puerto Rico. Con anterioridad trabajó como Gerente de Informática en Aguas Argentinas (1998-2002) y ocupó distintas Gerencias de Desarrollo de Sistemas en Telecom Argentina (1992-1998). Previamente se desempeñó como Consultor de Sistemas en la compañía The Systems House en Chicago, EEUU.

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 MetroGAS por el plazo de un año. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora. Véase “Principales Accionistas” y “Operaciones con Partes Vinculadas”.

Los Estatutos Sociales disponen que la Comisión Fiscalizadora se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, y las reuniones pueden ser convocadas por cualquiera de sus miembros. El quórum para dichas reuniones quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros. Las resoluciones serán válidas solamente si son adoptadas por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales Argentina, las funciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, las disposiciones estatutarias y resoluciones de los accionistas de MetroGAS, presentar a los accionistas un informe sobre los estados financieros de MetroGAS, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a solicitud de los tenedores de por lo menos el 2% del capital social de MetroGAS. 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 MetroGAS y de sus sociedades vinculadas no pueden ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.

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

Nombre	Cargo	Desde	Profesión	Fecha de designación	Fecha de vencimiento del mandato
Raúl Manuel Lima	Titular	2013	Abogado	2015	31 de diciembre de 2015
Cristian Javier Fernández	Titular	2003	Contador Público	2015	31 de diciembre de 2015
Sergio Gerardo Dotti	Titular	2014	Contador Público	2015	31 de diciembre de 2015
Lorena Koller	Suplente	2013	Abogada	2015	31 de diciembre de 2015
Eduardo Echaide	Suplente	2013	Abogada	2015	31 de diciembre de 2015
Carlos Alftedo Knaudt	Suplente	2014	Contador Público	2015	31 de diciembre de 2015

Raúl Manuel Lima, 36, Documento Nacional de Identidad: 26.576.875; CUIL: 20-26576875-0. El Sr. Lima es abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires en 2002. El Sr. Lima se desempeña, asociado al Estudio Jurídico-Contable “C&F Consultores SA”, como asesor jurídico y contable para empresas, con actuación en Capital Federal y Provincia de Buenos Aires. Es además Secretario Letrado de la Federación Argentina de Colegios de Abogados y Gerente del Ente Cooperador de la Federación Argentina de Colegios de Abogados – Dirección Nacional de Protección de Datos Personales. Tiene domicilio en Avenida de Mayo 570, piso 3, oficina 25, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Cristian Javier Fernández, 42, Documento Nacional de Identidad: 22.510.894; CUIL: 20-22510894-4. El Sr. Fernández es Contador Público, graduado de la Universidad Argentina JFK en 1998. Tiene especializaciones en Administración de Personal y en Negociación del IAE, y un máster en Contabilidad y Auditoría de la Universidad del Salvador. El Sr. Fernández es Presidente de C&F Consultores desde 2004. Anteriormente se desempeñó en Forestal Bosques del Plata, Ondabel y Vesuvio. Tiene domicilio en Avenida de Mayo 570, piso 3, oficina 25, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Sergio Gerardo Dotti, 26, Documento Nacional de Identidad: 34.140.613; CUIL: 20-34140613-8. El Sr. Dotti es Contador Público, graduado de la Universidad Argentina de la Empresa en 2010. El Sr. Dotti es miembro de C&F Consultores. Anteriormente se desempeñó en Straub – Rolando – Saladino & Asoc. y en el Estudio Boquín y Asociados. Tiene domicilio en Avenida de Mayo 570, piso 3, oficina 25, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Lorena Koller, 38, Documento Nacional de Identidad: 25.128.885; CUIL: 27-25128885-8. La Sra. Koller es abogada, graduada de la Universidad de Buenos Aires en 2002. La Sra. Koller está a cargo del control y seguimiento de expedientes en el Estudio Jurídico Mazza. Anteriormente trabajó en el Estudio Jurídico Bustos y en el Estudio Jurídico Finkelberg, entre otros. Tiene domicilio en Corvalán 520, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Eduardo Echaide, 64, Documento Nacional de Identidad: 8.315.805; CUIL: 20-8315805-4. El Sr. Echaide es Contador Público graduado de la Universidad de Buenos Aires con un posgrado de especialización en Sindicatura Concursal. Se desempeña como profesional independiente desde 1996. Actúa como perito judicial, veedor judicial, e interventor judicial y recaudador. Ejerce además la actividad docente como Profesor Extraordinario Adjunto en Auditoría en USAL. Anteriormente trabajó en Cinplast y Duperial. Tiene domicilio en General Paz 580, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Carlos Alfredo Knaudt, 39 años, actualmente Jefe de Contabilidad / Responsable Control Interno en RCI Banque SA (Groupe Renault). El Sr. Knaudt es Contador Público recibido en la UBA y Master en Dirección de Empresas (MBA) recibido en la Universidad del CEMA. Ha desempeñado funciones en el Sector Financiero en Banco Mariva SA y Lloyds Bank. Nació el 20 de junio de 1975. Domiciliado en Simbrón 5808, Ciudad de Buenos Aires, CUIT 20-24687875-8 DNI: 24.687.875.

Comité de Auditoría

De conformidad con lo prescripto por el Capítulo V, Sección IV de la Ley de Mercado de Capitales, que

establece el criterio para la creación de Comités de Auditoría, MetroGAS debe establecer un Comité de Auditoría conformado por un mínimo de tres directores, cuya mayoría deben ser directores independientes de MetroGAS y de los accionistas controlantes y no pueden ocupar ningún cargo ejecutivo en MetroGAS. De conformidad con lo dispuesto por la entonces vigente regulación, 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 MetroGAS 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 en la asamblea de accionistas de fecha 28 de abril de 2015 por el término de un ejercicio. Todos los miembros del Comité de Auditoría son independientes de acuerdo con las normas de listado argentinas y Norma 10A-3 de la Ley del Mercado de Títulos Valores Estadounidense.

Otros Cargos

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

Nombre	Profesión	Empresa	Cargo
David José Tezanos González	Director Gas & Energía	MetroGAS S.A.	Director – Presidente
		Gas Argentino S.A.	Director – Presidente
		MetroENERGÍA S.A.	Director – Presidente
		Cía. Mega S.A.	Director – Presidente
		YPF Energía Eléctrica S.A.	Director – Presidente
Marcelo Núñez	Economista	MetroGAS S.A.	Director Titular
		Gas Argentino S.A.	Director Titular
		MetroENERGÏA S.A.	Director Titular
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
Daniel Alfonso Suarez	Abogado	YPF Gas S.A. MetroGAS S.A.	Director Titular Director Titular
		Gas Argentino S.A.	Director – Vicepresidente
		MetroENERGIA S.A.	Director Suplente
		YPF Inversora Energética S.A.	Director Titular
Juan Carlos Fronza	Ingeniero Mecánico	MetroGAS S.A.	Director Titular
Gabriel Leiva	Contador Público	A-Evangelista S.A.	Director Titular
		Refinor S.A.	Síndico Suplente
		MetroGAS S.A.	Director Titular
Alejandro Hector 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
		YPF Inversora Energética S.A.	Director Suplente
		MetroGAS S.A.	Director Suplente
Raúl Angel Rodríguez	Ing. Industrial	Compañía Mega S.A.	Director Titular
		MetroGAS S.A.	Director Titular
		Oleoductos del Valle S.A.	Director Suplente
		Refinería del Norte S.A.	Director Suplente
		YPF Energía Eléctrica S.A.	Director Suplente
		Terminales Marítimas Patagónicas S.A.	Director Suplente
		Central Dock Sud S.A.	Director Suplente
Héctor Caram	Contador Público	MetroGAS S.A.	Director Titular

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