METROGAS S.A.
Prospecto
METROGAS S.A.
PROGRAMA DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES DE CORTO Y MEDIANO PLAZO
para la emisión de Obligaciones Negociables con un plazo de vencimiento de 31 días a 28 años desde la Fecha de Emisión
por un monto máximo de hasta US$ 600.000.000 (o su equivalente en otras monedas)
En virtud del Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta US$600.000.000 (o su equivalente en otras monedas) que se describe en el presente (el “Programa”), MetroGAS S.A. (la "Sociedad" o la "Compañía" o la “Emisora” o "MetroGAS") podrá ofertar periódicamente, en una o más clases (cada una, una “Clase”) y éstas, a su vez, podrán dividirse en series (cada una, una “Serie”) obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, de corto y mediano plazo, de un plazo de vencimiento desde 31 días a 28 años a partir de la fecha de emisión (las “Obligaciones Negociables”). El valor nominal total máximo de todas las Obligaciones Negociables que periódicamente se encuentren en circulación en el marco del Programa no excederá la suma de US$600.000.000 (o su equivalente en otras monedas o combinación de monedas), monto sujeto a aumento o reducción por parte de la Sociedad.
El valor nominal, denominación, moneda, precio de emisión, vencimiento, intereses, y los demás términos y condiciones de cada Clase o Serie de Obligaciones Negociables, estarán detallados en un suplemento de prospecto separado relacionado con cada una de dichas Clases o Series de Obligaciones Negociables (cada uno de ellos, un “Suplemento de Prospecto”), que complementará, modificará o reemplazará las pautas generales establecidas en el Programa respecto de tal Clase o Serie, siempre y cuando estas no contradigan las disposiciones de este prospecto (el “Prospecto”) ni perjudiquen a los tenedores de las Obligaciones Negociables y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables descriptos en el Prospecto bajo el título “De la Oferta y la Negociación”.
Las Obligaciones Negociables constituirán, una vez emitidas, obligaciones negociables simples no convertibles en acciones emitidas conforme a la Ley Nº 23.576 (junto con sus modificatorias, la “Ley de Obligaciones Negociables”), y se emitirán y colocarán de acuerdo con dicha ley, la Ley N° 26.831 xx Xxxxxxx de Capitales (junto con sus modificatorias y reglamentarias incluyendo, sin limitación, el Decreto N° 1023/13, la “Xxx xx Xxxxxxx de Capitales”), las normas de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) según texto ordenado 2013 y sus modificatorias y complementarias (las “Normas de la CNV”), y cualquier otra ley y/o reglamentación aplicable, y gozarán de los beneficios establecidos en dicha ley, y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento establecidos en dichas normas.
Las Obligaciones Negociables (a) a menos que se especifique lo contrario en el correspondiente Suplemento de Prospecto, no cuentan con garantía flotante, especial o común ni se encuentran avaladas o garantizadas por cualquier otro medio ni por otra entidad financiera de Argentina o del exterior; (b) se encuentran excluidas del Sistema de Seguro de Garantía de los Depósitos de la Ley N° 24.485; (c) no cuentan con el privilegio general otorgado a los depositantes en caso de liquidación o quiebra de una entidad financiera por los artículos 49, inciso (e), apartados (i) y
(ii) y 53 inciso (c) de la Ley Nº 21.526 y sus modificatorias (la “Ley de Entidades Financieras”); y (d) constituyen obligaciones directas, incondicionales, no privilegiadas y no subordinadas del Emisor.
Cuando el Suplemente de Prospecto lo indique, podrán emitirse Obligaciones Negociables con garantía flotante, especial o común. La emisión cuyo privilegio no se limite a bienes inmuebles determinados se considerará realizada con garantía flotante. Será de aplicación lo dispuesto en los artículos 327 a 333 de la Ley 19.550 -t.o. 1984- (la “Ley de Sociedades Comerciales”. Las garantías se constituyen por las manifestaciones que el emisor realice en las resoluciones que dispongan la emisión y deben inscribirse, cuando corresponda según su tipo, en los registros pertinentes. La inscripción en dichos registros deberá ser acreditada ante el organismo de contralor con anterioridad al comienzo del período de colocación. La hipoteca se constituirá y cancelará por declaración unilateral de la emisora cuando no concurra un fiduciario en los términos del artículo 13 de la Ley de Obligaciones Negociables, y no requiere de la aceptación por los acreedores. La cancelación sólo procederá si media certificación contable acerca de la amortización o rescate total de las obligaciones negociables garantizadas, o conformidad unánime de las
obligacionistas. En el caso de obligaciones negociables con oferta pública, se requiere además la conformidad de la Comisión Nacional de Valores. Pueden ser igualmente avaladas o garantizar por cualquier otro medio. Pueden también ser garantizadas por entidades financieras comprendidas en la ley respectiva.
LOS TÍTULOS Y/O CERTIFICADOS REPRESENTATIVOS DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES QUE SE OFRECEN POR EL PRESENTE OTORGAN ACCIÓN EJECUTIVA A SUS TENEDORES PARA RECLAMAR EL CAPITAL E INTERESES A SU VENCIMIENTO.
LOS ARTÍCULOS 129 INC. E) Y 131 DE LA LEY MERCADO DE CAPITALES PREVÉN LA POSIBILIDAD DE EMITIR COMPROBANTES DE LOS VALORES NEGOCIABLES ANOTADOS EN CUENTA O ESCRITURALES Y DE LOS 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 NEGOCIABLES RESPECTIVOS. RESPECTO A LOS COMPROBANTES DE VALORES NEGOCIABLES REPRESENTADOS EN CERTIFICADOS GLOBALES LOS MISMOS 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.
Para obtener mayor información sobre los factores de riesgo que deberán considerarse en relación con la inversión en las Obligaciones Negociables, véase "Información Clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo".
El Programa ha sido calificado, con fecha 17 xx xxxxx de 2015, raB- por la Calificadora de Riesgo Standard and Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina y Caa1/Xx0.xx, con fecha 17 xx xxxxx de 2015, por la Calificadora de Xxxxxx Xxxxx’x Latin America Calificadora de Riesgo S.A. Los informes relativos a ambas calificaciones se encuentran disponibles en la página web de la CNV: xxx.xxx.xxx.xx. Para mayor información, véase "Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta - Calificación de Riesgo".
Podrá realizarse la oferta de una o varias series de las Obligaciones Negociables bajo este Programa en los Estados Unidos de América mediante la registración respectiva en la Securities and Exchange Commission (la "SEC"), de conformidad con la Securities Act of 1933, x Xxx de Títulos Valores de los Estados Unidos de América (la “Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América”), o de conformidad con una exención del requisito de registro de la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América, y fuera de los Estados Unidos de América, para su venta en operaciones Off-Shore en virtud de la Regulation S (la "Regulación S") de dicha Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de América.
Las Obligaciones Negociables que cuenten con autorización de oferta pública por parte de la CNV deberán, para su negociación, ser listados en uno (1) o más Mercados autorizados a funcionar por la CNV.
Podrá presentarse una solicitud para el listado de las Obligaciones Negociables en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres, en el Mercado de Valores de Buenos Aires (“MVBA”) conforme lo dispuesto en la Resolución N°
17.501 de la CNV, y para el listado y negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. de la Argentina (el "MAE") y en cualquier otra bolsa y/o mercado de valores nacional o internacional según se defina en el Suplemento de Prospecto respectivo, debiendo las Obligaciones Negociables ser listadas y/o negociadas en al menos una bolsa o mercado autorizado por la CNV. A pedido de los suscriptores podrá solicitarse autorización para que las obligaciones negociables se negocien en el sistema Portal de la NASDAQ.
La Sociedad ha obtenido todos los consentimientos, aprobaciones y autorizaciones necesarias relacionadas con la creación del Programa y su duración es de 5 años a partir del 27 xx xxxxx de 2015 de conformidad con lo dispuesto mediante Resolución N° 17.715 del 2 de julio de 2015 de la CNV, que autorizó su prórroga.
Oferta pública autorizada por CNV mediante Resolución N° 12.923 del 19 xx xxxxxx de 1999, N° 15.047 del 31 xx xxxxx de 2005, N° 16.318 del 27 xx xxxxx de 2010 y N° 17.715 del 2 de julio de 2015. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido
juicio sobre los datos contenidos en este Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera, económica y de toda otra índole contenida en este Prospecto es de exclusiva responsabilidad del directorio de la Emisora (el “Directorio”) y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Emisora (la “Comisión Fiscalizadora”) y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan en este Prospecto y demás responsables contemplados en los Artículos 119 y 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales. El Directorio de la Emisora manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el 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 Emisora y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme a las normas argentinas vigentes. No obstante ello, el Artículo 119 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales establece, respecto a la información del Prospecto, que los emisores de valores, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Asimismo, conforme el Artículo 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.
La creación del Programa ha sido autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 22 de diciembre de 1998 y por resolución del Directorio de fecha 27 xx xxxxx de 1999. El Programa fue prorrogado en una oportunidad por la Sociedad conforme se resolvió en la asamblea extraordinaria de accionistas de fecha 15 de octubre de 2004, la reunión de directorio de fecha 4 de noviembre de 2004, y la Resolución de la CNV de fecha 31 xx xxxxx de 2005. Una segunda prórroga del Programa fue autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 24 de febrero de 2010 y mediante Resolución N° 16.318 de fecha 00 xx xxxxx xx 0000 xx xx XXX. Asimismo, una tercera prórroga del Programa fue autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 20 de febrero de 2015 y la actualización del mismo, aprobada por reunión de Directorio de fecha 19 xx xxxxx de 2015.
Las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas conjuntamente por los colocadores que oportunamente se designen, como se especifica en este Prospecto y en los Suplementos de Prospecto respectivos, sujeto a recibo y aceptación por ellos y sujeto a su derecho de rechazar cualquier orden total o parcialmente.
Copias de este Prospecto podrán ser solicitadas en la sede social de MetroGAS sita en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx (0000), Xxxxxxxxx, número de teléfono (00-00) 0000-0000, número de fax (00-00) 0000-0000, los días hábiles de 10:00 a 16:00 horas, así como en sitio web xxx.xxxxxxxx.xxx.xx.
La fecha de este Prospecto es 11 xx xxxxxx de 2015.
ÍNDICE
Página
DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN 5
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 14
INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA 18
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 40
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA 83
DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS 105
ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 108
INFORMACIÓN CONTABLE 115
DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN 116
INFORMACIÓN ADICIONAL 143
DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN
Directores titulares y suplentes.
La dirección y administración de las actividades de la Compañía está a cargo de su Directorio. Los estatutos de la Sociedad (los “Estatutos Sociales”) establecen la constitución de un Directorio integrado por once directores titulares e igual número de directores suplentes. Cada director suplente puede, en reemplazo del director titular ausente, asistir y votar en las reuniones de Directorio. Los directores titulares y suplentes son elegidos en la asamblea especial de clases de acciones, la cual es convocada en la misma oportunidad que la asamblea general ordinaria de accionistas de la Compañía, y son designados por un plazo de uno a tres ejercicios, pudiendo ser reelectos según se resuelva en la asamblea de accionistas pertinente. Sin embargo, los directores titulares y suplentes elegidos continuarán en sus cargos hasta que los nuevos directores titulares y suplentes sean elegidos por la asamblea especial de acciones. El Directorio se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, pudiendo hacerlo en cualquier momento a solicitud de cualquiera de sus miembros.
Los accionistas tenedores de las Acciones Clase A de la Compañía tienen derecho a elegir seis directores titulares y seis directores suplentes. Los accionistas tenedores de las Acciones Clase B de la Compañía tienen derecho a elegir cuatro directores titulares y cuatro directores suplentes. Los directores independientes son designados por la Clase B de acciones. Los accionistas tenedores de las Acciones Clase C de la Compañía tienen derecho a elegir un director titular y un director suplente. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”.
A continuación se indican los miembros del Directorio de la Compañía a la fecha de este Prospecto:
Nombre | Cargo | Año de designación | Última designación (1) | Fecha de vencimiento del mandato |
Xxxxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx (a) | Presidente | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx (a) | Vicepresidente | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxx Xxxxx (a) | Director Titular | 2014 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxx Xxxxxxx Di Xxxxx (a) | Director Titular | 2014 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx (a) | Director Titular | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx (a) | Director Titular | 2014 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxx Xxxxxx Xxxxxx (b) | Director Titular | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxx (b) | Director Titular | 2010 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx (b) | Director Titular | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx (b) | Director Titular | 2015 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxx (c) | Director Titular | 2004 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxxx Xxxxxxx (a) | Director Suplente | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx (a) | Director Suplente | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx San Xxxx (a) | Director Suplente | 2015 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxxx Xx Xx (a) | Director Suplente | 2013 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx (a) | Director Suplente | 2014 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxx Xxxxxx Xxxx Xxxxx (a) | Director Suplente | 2012 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxx Xxxxxxx (b) | Director Suplente | 2008 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxx Xxxxxxxxxxx (b) | Director Suplente | 2015 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx (c) | Director Suplente | 2004 | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Notas:
(1) Los directores designados por la asamblea de fecha 28 xx xxxxx 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.
(c) Nombrado por los accionistas Clase C.
Se deja constancia que los Sres. Xxxxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxx Xxxxxxx Di Xxxxx, Xxxxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxx San Xxxx, Xxxxxxx Xxxxxxxxxxx, Xxxxxxxx Xx Xx, Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx y Xxxxx Xxxxxx Xxxx Xxxxx revisten la condición de no independientes de conformidad con lo establecido en el Art. 11 del Capítulo III, del Título II de las Normas de la CNV, mientras que los Sres. Xxxx Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxx y Xxxx Xxxxxxxx, revisten la calidad de independientes conforme la referida normativa.
A los efectos de este Prospecto, todos los Directores constituyen domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. La siguiente es una breve descripción biográfica de cada uno de los miembros del Directorio de la Sociedad:
Xxxxx Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, 55, nacido el 15 de octubre de 1959. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000;
CUIL: 20-00000000-8. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxxxx es actual presidente del Directorio de MetroGAS. 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”). Anteriormente trabajó en Wintershall Energía, Total Austral y Transportadora de Gas del Sur.
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx, 53, nacido el 8 xx xxxxx de 1962. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20- 00000000-5. El Xx. Xxxxx es actual 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 ESEADE. 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, entre 1993 y 2001, trabajó en Camuzzi Gas Pampeana y del Sur en las áreas de Despacho, Tarifas, Comercialización del Gas y Asuntos Regulatorios, y en el Grupo Xxxxx y Born. El Xx. Xxxxx es asimismo Director General de MetroGAS.
Xxxxxxx Xxxxx, 48, nacido el 28 de octubre de 1966. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20- 00000000-1. El Xx. Xxxxx es miembro del Directorio de MetroGAS, es contador público, graduado de la Universidad de Buenos Aires y tiene un PAD de IAE. Desde 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 Xxxxxxxxx, Xxxx y Asociados (en ese momento firma miembro de Xxxxxx Xxxxxxxx).
Xxxxxxx Xxxxxxx Di Xxxxx, 47, nacido el 8 de julio de 1967. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 23-00000000-9. El Sr. Xx Xxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Sr. Di Xxxxx 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 C.A.P.S.A. Actualmente se desempeña en la Dirección de Participadas de YPF, ocupando el cargo de Director Titular en Compañía Mega S.A., Pluspetrol Energy S.A. y otras sociedades vinculadas al grupo de empresas de YPF.
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, 53, nacido el 12 de noviembre de 1961. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-1. El Xx. Xxxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxxx es abogado, recibido en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente también 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.
Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx, 56, nacido el 10 de octubre de 1958. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 23-00.000.000-9. El Xx. Xxxxxxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. Es Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires con Diploma de Honor (premio Consejo Profesional de Ingeniería Industrial) y aprobó el Programa Master en Economía y Administración de Empresas en ESEADE (con Diploma de Honor). Ha efectuado estudios de perfeccionamiento en Management de Empresas Petroleras Internacionales en Japón y Estados Unidos. Aprobó el Programa de Director de Empresas Certificado (IGEP/ADE), con mención distinguida. Más de veinticinco años de experiencia en empresas de energía, ocupando diversos cargos Gerenciales y Directivos en toda la cadena de valor. Ha sido miembro del Consejo de Administración de la Fundación Junior Achievement Argentina. Ha ejercido y ejerce funciones de Director en diversas sociedades anónimas (entre ellas Eg3, Eg3 Asfaltos, Eg3 Red, La Pampa, Alvisa, Oiltanking Ebytem, Oleoducto Trasandino, Terminales Marítimas Patagónicas, Oleoductos xxx Xxxxx, Refinería del Norte, Compañía MEGA).
Xxxx Xxxxxx Xxxxxx, 78, nacido el 2 de noviembre de 1936. Documento Nacional de Identidad: 0.000.000; CUIL: 20- 5158393-1. El Xx. Xxxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxxx 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 Xxx Xxxxx. Xxxxx 0000 y 2002 se desempeñó como director ejecutivo (CEO) de Copetro S.A.
Xxxxxx Xxxxx, 49, nacido el 9 de julio de 1965. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 23-00000000-
9. El Xx. Xxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxx 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 xx Xxxxxxx, Bologna, Italia. Desde el 2007 se desempeña como Director Ejecutivo xx Xxxxx Consultores y como Business Risk Management Director de SMS – Xxx Xxxxxx Xxxxxx y Asociados. Anteriormente se desempeñó en diversas compañías tales como Telecom Argentina S.A. y Xxxxxxxxx, Xxxx y Asociados.
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, 37, nacida el 2 xx xxxxxx de 1977. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 27-00000000-0. La Xxx. Xxxxx Xxxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. La Xxx. Xxxxx
Xxxxxx es Licenciada en Economía y cuenta con una maestría en Finanzas de la Universidad del CEMA. Entre 1999 y 2005 se ha desempeñado en distintos cargos dentro del Banco Central de la República Argentina. 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.
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx, 42, Director Titular de Metrogas. El Xx. Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx 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 Xxxxxx Xxxxxxxx y Termoeléctrica San Xxxxxx y en la distribuidora de energía Edesur. Ha desarrollado actividades académicas en la UTN. Nació el 10 de octubre de 1972 tiene domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-9, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 28 xx xxxxx de 2015.
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, 55, nacido el 15 xx xxxxxx de 1959. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20- 00000000-1. El Xx. Xxxxxx es actual miembro titular del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxxx 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 Xxxxx.
Xxxxxxxx Xxxxxxx, 50, nacido el 3 de noviembre de 1964. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20- 00000000-4. El Xx. Xxxxxxx es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. 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). El Xx. Xxxxxxx fue designado en su cargo actual de Director de Administración y Finanzas de MetroGAS en Junio de 2013. Desde Junio de 2009 a 2013 fue Controller Corporativo (funcionario ejecutivo de MetroGAS). Anteriormente a su ingreso en MetroGAS trabajó en Xxxxxx Xxxxxxxx, 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).
Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx, 43, nacido el 18 de noviembre de 1971. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-22500441-9. El Xx. Xxxxx Xxxxx es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxx Xxxxx 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 también director de Gas Argentino.
Xxxxxx Xxxxxxx San Xxxx, 45, Director Suplente de MetroGAS S.A. El Sr. San Xxxx 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 Xxxxxxxxx y Xxxx 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 Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-2, su Nº de DNI es 21.434189 e ingresó a la empresa el 28 xx xxxxx de 2015.
Xxxxxxxx Xx Xx, 35, nacido el 11 de septiembre de 1979. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20- 00000000-1. El Sr. Da Re es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Sr. Da Ré es Contador Público, graduado de la Universidad xx Xxxxxxxx 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 en YPF. Anteriormente fue Ejecutivo de Ventas de Gas Natural y Técnico de Apoyo a la Gestión E&P en YPF.
Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx, 48, nacido el 18 de julio de 1966. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-0. El Xx. Xxxxxxxxx es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxxxxxx 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, empresa donde viene desarrollando distintas actividades desde el año 1995.
Xxxxx Xxxxxx Xxxx Xxxxx, 37, nacido el 26 de julio de 1977. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-6. El Xx. Xxxx Xxxxx es miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxx Xxxxx 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). Posee experiencia en la reestructuración operativa y financiera de compañías en diferentes industrias, y 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.
Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx, 84, nacido el 17 xx xxxxx de 1931. Documento Nacional de Identidad: 0.000.000; CUIL: 20- 00000000-7. El Xx. Xxxxxxx es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. El Xx. Xxxxxxx es egresado de la Escuela Naval Militar, sirvió en la Armada en buques y Arsenales hasta su retiro con el xxxxx xx Xxxxxxxx de Xxxxx. El Xx. Xxxxxxx es Xxxxxxxxx Xxxxx x Xxxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. 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, 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.
Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxxxx, 37, actual miembro del Directorio de MetroGAS S.A. El Xx. Xxxxxxxxxxx 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 Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000 (Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx), su Nº de CUIL es 20-00000000-4, su Nº de DNI es 00.000.000 e ingresó a la empresa el 9 de diciembre de 2013.
Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, 49, nacido el 25 de septiembre de 1965. Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-8. El Xx. Xxxxxxxx es actual miembro suplente del Directorio de MetroGAS. Desde 1992 a 1998 se desempeñó en MetroGAS. Anteriormente, trabajó para Gas del Estado S.E. y actualmente se desempeña en Xerox S.A.
Gerentes de Primera Línea
A continuación se incluye un listado de los gerentes de primera línea de MetroGAS en los términos del artículo 270 de la Ley de Sociedades Comerciales. La totalidad de los funcionarios ejecutivos residen en Argentina.
Nombre | Cargo | Año de designación |
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx | Director General | 2013 |
Xxxxxxxx Xxxxxxxx | Directora Técnica | 2013 |
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx | Director de Recursos Humanos | 2013 |
Xxxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx | Directora de Asuntos Legales y Regulatorios | 0000 |
Xxxx Xxxxx Xxxxxxx | Director de Auditoría Interna | 1999 |
Xxxxxxxx Xxxxxxx | Director de Administración y Finanzas | 2013 |
Xxxxx Xxxxxxxxx | Director de Operaciones | 2013 |
Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx | Directora Comercial | 2013 |
Xxxxxxx Xxxxxx | Directora de Estrategia y Nuevos Negocios | 2013 |
Xxxxx Xxxxxx Xxxxx | Director de Sistemas de Información | 2014 |
A los efectos de este Prospecto, todos los Gerentes de Primera Línea constituyen domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. La siguiente es una breve descripción biográfica de cada uno de los miembros de la gerencia de primera línea de la Sociedad que no han sido descriptos en “- Directores titulares y suplentes”:
Xxxxxxxx Xxxxxxxx, 52, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 23-00000000-4. La Xxx. Xxxxxxxx fue designada como Directora Técnica de MetroGAS 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.
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx, 58, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-7. El Xx. Xxxxxxxxx es 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.
Xxxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx, 63, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 27-00000000-0. La Xxx. Xxxxxxxx Xxxxxx fue designada en su cargo actual de Directora de Asuntos Legales y Regulatorios en 2004. Es Abogada, egresada de la Universidad de Buenos Aires. Se incorporó en MetroGAS en 1993 como gerente de asuntos regulatorios y en 1998 fue designada directora de asuntos legales. Desde 1993 se ha desempeñado como Secretaria del Directorio de Gas Argentino S.A. Antes de su incorporación en la Compañía fue asociada en el Estudio Xxxxxxxx, Cassagne & Asociados desde 1991 a 1993.
Xxxx Xxxxx Xxxxxxx, 48, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-4. El Xx. Xxxxxxx 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 Xxxxxx Xxxxxxxx.
Xxxxx Xxxxxxxxx, 53, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-2. El Xx. Xxxxxxxxx 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.
Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx, 51, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 27-00000000-0. La Xxx. Xxxxxxxxxx fue designada como Directora Comercial en 2013. La Xxx. Xxxxxxxxxx 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. y Xxxxxxx Gas del Sur S.A. (1995-2004) se desempeñó como Jefe de Departamento de Ventas a Industrias y Compra de Gas y Transporte.
Xxxxxxx Xxxxxx, 50, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 27-00000000-0. La Xxx. Xxxxxx fue designada como Directora de Estrategia y Nuevos Negocios en 2013. 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 trabaja en YPF como Gerente Especialista en la Dirección de Gas y Energía; y en MetroGAS S.A. como Directora de Estrategia y Nuevos Negocios.
Xxxxx Xxxxx, 49, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-9. El Xx. Xxxxx designado como Director de Sistemas de Información en 2014. El Xx. Xxxxx cursó estudios de Tecnología y Sistemas en la Universidad CAECE en Buenos Aires y en la Universidad xx Xxxxxx 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.
Otros Cargos de los Directores y Gerentes de Primera Línea
El siguiente cuadro muestra los cargos de los miembros del Directorio en otras empresas a la fecha de este Prospecto:
Nombre | Profesión | Empresa | Cargo |
Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx | Director Gas & Energía | YPF Energía Eléctrica S.A. | Director – Presidente |
Gas Argentino S.A. | Director – Presidente | ||
MetroENERGÍA S.A. | Director – Presidente | ||
Compañía Mega S.A. | Director – Presidente | ||
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx | Economista | Gas Argentino S.A. | Director Titular |
MetroENERGÍA S.A. | Director – Vicepresidente | ||
Xxxxxxx Xxxxx | Contador Público | A-Evangelista S.A. | Director Titular |
Refinor S.A. | Síndico Suplente | ||
Xxxxxxx Xxxxxxx Di Xxxxx | Lic. Administración | Oleoductos xxx Xxxxx S.A. | Director Suplente |
Compañía Mega S.A. | Director Titular | ||
Profertil S.A. | Director Suplente |
Terminales Marítimas Patagónicas S.A. | Director Suplente | ||
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx | Xxxxxxx | YPF Energía Eléctrica S.A. | Director Titular |
Gas Argentino S.A. | Director – Vicepresidente | ||
MetroENERGÍA S.A. | Director Titular | ||
YPF Gas S.A. | Director Titular | ||
Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx | Ingeniero Industrial | Compañía Mega S.A. | Director Titular |
Oleoductos xxx Xxxxx S.A. | Director Suplente | ||
Refinor S.A. | Director Suplente | ||
Terminales Marítimas Patagónicas S.A. | Director Xxxxxxxx | ||
YPF Energía Eléctrica S.A. | Director Suplente | ||
Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx | Abogado | Gas Argentino S.A. | Director Suplente |
Energía Andina S.A. | Director Titular | ||
YPF Inversora Energética S.A. | Director Titular | ||
Xxxxxxxx Da Re | Contador Público | Compañía Mega S.A. | Director Titular |
Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx | Xxxxxxxxx en Petróleo | Central Dock Sud S.A. | Director Titular |
Inversora Dock Sud S.A. | Director Titular | ||
Compañía Mega S.A. | Director Titular | ||
Gasoducto xxx Xxxxxxxx Argentina S.A. | Director Titular | ||
YPF Inversora Energética S.A. | Director Suplente | ||
Xxxxx Xxxxxx Xxxx Xxxxx | Xxx. en Economía | Central Dock Sud S.A. | Director Titular |
Inversora Dock Sud S.A. | Director Titular | ||
Profertil S.A. | Director Titular |
El siguiente cuadro muestra los cargos de los Gerentes de Primera Línea en otras empresas a la fecha de este Prospecto:
Nombre | Profesión | Empresa | Cargo |
Xxxxxxx Xxxxxx | Lic. Adm. de Empresas | Gas Argentino S.A. | Directora Suplente |
Oleoductos xxx Xxxxx S.A. | Directora Suplente |
Contratos de trabajo y locación de servicios celebrados con Directores y Gerentes de Primera Línea
Ninguno de los directores ni de los gerentes de primera línea ha suscripto ningún contrato de trabajo con la Compañía.
Comisión Fiscalizadora
Los Estatutos Sociales disponen la formación de una Comisión Fiscalizadora compuesta por tres miembros titulares y tres miembros suplentes, elegidos por los accionistas de la Compañía por el plazo de un año. Los tenedores de Acciones Clase A tienen derecho a elegir dos miembros titulares y dos miembros suplentes de la Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, Gas Argentino S.A. tiene derecho a designar la mayoría de los miembros de la Comisión Fiscalizadora (para más información, véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en este Prospecto).
Los Estatutos Sociales disponen que la Comisión Fiscalizadora se reunirá por lo menos una vez cada tres meses, y las reuniones pueden ser convocadas por cualquiera de sus miembros. El quórum para dichas reuniones quedará constituido con la presencia de tres de sus miembros. Las resoluciones serán válidas solamente si son adoptadas por mayoría de dichos miembros presentes. De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, las funciones de la Comisión Fiscalizadora incluyen asistir a todas las reuniones del Directorio, vigilar que el Directorio cumpla con las leyes aplicables, las disposiciones estatutarias y resoluciones de los accionistas de la Compañía, presentar a los accionistas un informe sobre los estados contables de la Compañía, asistir a las asambleas de accionistas y suministrar información a solicitud de los tenedores de por lo menos el 2% del capital social de la Compañía. La Comisión Fiscalizadora también está autorizada a convocar a asambleas ordinarias cuando el Directorio así no lo hiciera en la medida que se requiera y a asambleas extraordinarias y a incluir temas en el orden del día para las asambleas de accionistas o reuniones de Directorio. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora deben ser abogados o contadores públicos matriculados en virtud de las leyes argentinas. Los directores, funcionarios o empleados de la Compañía y de sus sociedades vinculadas no pueden ser miembros de la Comisión Fiscalizadora.
A continuación se incluye la nómina de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora a la fecha de este Prospecto:
Nombre | Cargo | Desde | Profesión | Fecha de designación | Fecha de vencimiento del mandato |
Xxxx Xxxxxx Xxxx | Titular | 2013 | Abogado | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx | Titular | 2003 | Contador Público | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxx | Titular | 2014 | Contador Público | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxxx | Suplente | 2013 | Abogada | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxxx Xxxxxxx | Suplente | 2013 | Contador Público | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx | Suplente | 2014 | Contador Público | 2015 | 31 de diciembre de 2015 |
A los efectos de este Prospecto, todos los miembros de la Comisión Fiscalizadora constituyen domicilio en Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. La siguiente es una breve descripción biográfica de los miembros de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad:
Xxxx Xxxxxx Xxxx, 36, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-0. 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 S.A.”, 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.
Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx, 42, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-4. El Xx. Xxxxxxxxx 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 xxx Xxxxxxxx. El Xx. Xxxxxxxxx es Presidente de C&F Consultores desde 2004. Anteriormente se desempeñó en Forestal Xxxxxxx xxx Xxxxx, Ondabel y Vesuvio.
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxx, 26, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 20-00000000-8. El Xx. Xxxxx es Contador Público graduado de la Universidad Argentina de la Empresa en 2010. El Xx. Xxxxx es miembro de C&F Consultores. Anteriormente se desempeñó en Xxxxxx – Xxxxxxx – Xxxxxxxx & Asoc. y en el Estudio Boquin y Asociados.
Xxxxxx Xxxxxx, 39, Documento Nacional de Identidad: 00.000.000; CUIL: 27-00000000-0. La Xxx. Xxxxxx es abogada, graduada de la Universidad de Buenos Aires en 2002. La Xxx. Xxxxxx está a cargo del control y seguimiento de expedientes en el Estudio Jurídico Xxxxx. Anteriormente trabajó en el Estudio Jurídico Xxxxxx y en el Estudio Jurídico Xxxxxxxxxx, entre otros.
Xxxxxxx Xxxxxxx, 65, Documento Nacional de Identidad: 0.000.000; CUIL: 00-0000000-0. El Xx. Xxxxxxx 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.
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, 39 años, actualmente Jefe de Contabilidad / Responsable Control Interno en RCI Banque SA (Groupe Renault). El Xx. Xxxxxx 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 xx xxxxx de 1975. Domiciliado en Xxxxxxx 0000, Xxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, CUIT 20- 00000000-8 DNI: 00.000.000.
Comité de Auditoría
De conformidad con los criterios de las Normas de la CNV para la creación de Comités de Auditoría, la Compañía estableció un Comité de Auditoría conformado por tres directores, cuya mayoría deben ser directores independientes de la Compañía y de los accionistas controlantes y no pueden ocupar ningún cargo ejecutivo en MetroGAS. De conformidad con lo dispuesto por la Resolución Nº 402/02, hoy incorporada a las Normas de la CNV, el 00 xx xxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx 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 xx xxxx de 2004, el Directorio de MetroGAS estableció un Comité de Auditoría integrado por tres directores. El Comité de Auditoría tiene como función: (1) mantener un adecuado sistema de control; (2) supervisar las actividades de administración de riesgos; (3) supervisar el cumplimiento de las leyes y reglamentaciones; (4) revisar la información contable de la Compañía y supervisar el cumplimiento de los principios de contabilidad generalmente aceptados; (5) supervisar las actividades de auditoría interna; (6) controlar el proceso de auditoría externa; y (7) supervisar y garantizar un comportamiento ético.
El Directorio designa los miembros del Comité de Auditoría y puede aumentar o reducir el número de sus miembros. Las funciones de los miembros no pueden ser delegadas.
Los actuales miembros del Comité de Auditoría son Xxxx Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx y Xxxxxx Xxxxx, cada de uno de ellos designado mediante reunión de directorio de fecha 28 xx xxxxx de 2015, y por el término de un ejercicio. Adicionalmente, Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx ha sido designado como miembro suplente. Todos los miembros del Comité de Auditoría son independientes de acuerdo con las normas de cotización argentinas y Norma 10A-3 de la Xxx xxx Xxxxxxx de Títulos Valores estadounidense.
Remuneración
La legislación argentina dispone que el monto anual máximo que pueden percibir todos los directores (incluyendo aquellos que desempeñan funciones ejecutivas) en concepto de remuneraciones respecto de un ejercicio económico, no puede exceder el 5% de las ganancias correspondientes a dicho ejercicio si la Compañía no paga dividendos sobre las ganancias, porcentaje que se incrementa hasta un 25% de las ganancias en proporción al monto de dividendos que pague la Compañía. De acuerdo con las leyes argentinas, la remuneración de los directores que desempeñan funciones ejecutivas y de los otros directores y síndicos requiere la previa aprobación de los accionistas de la Compañía. En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, la remuneración total pagada a directores fue de aproximadamente Ps. 1,78 millones, y la remuneración pagada a los gerentes de primera línea en dicho ejercicio fue de Ps. 23 millones. Ciertos directores renunciaron voluntariamente a percibir su remuneración. La remuneración total pagada a miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de aproximadamente miles de Ps. 345.
Carácter de "independencia" o "no independencia" de los Directores
De conformidad con el artículo 11 de la Sección III, Capítulo III de las Normas de la CNV, se informa que los señores Xxxxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx, Xxxx Xxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxx Xxxx Xxxxxxx, Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxx Xxxxxx Xxxx Xxxxx, Xxxxxxxx Xxxxxxx, Xxxxxxxx Xxxxx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx, Xxxxxx San Xxxx, Xxxxxxx Xxxxxxxxxxx,, Xxxxxxxx Xx Xx, Xxxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx y Xxxxxxx Xxxxxxx Di Xxxxx han declarado que no son independientes.
Los directores Xxxx Xxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxx Xxxxxx Xxxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx y Xxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx han declarado que son independientes.
Código de Conducta
El Directorio de MetroGAS aprobó el Código de Conducta el día 25 xx xxxxx de 2004. Dicho Código de Conducta es aplicable a los Directores, Síndicos, empleados, proveedores y contratistas.
Asesores Legales
Xxxxx Xxxxx Xxxxxxxx, con domicilio en Xxxxxxxx 0000, Xxxx 00, (X0000XXX), Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, se expedirá acerca de determinados temas relacionados con la legislación argentina en relación con la Sociedad.
Auditores Independientes
Los Estados Contables Auditados correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 y 2013, fueron confeccionados de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”). Dichos Estados Financieros fueron auditados por Deloitte & Co S.A. La información previamente mencionada se presenta con la información comparativa respectiva requerida por las normas aplicables.
Los Estados Contables Consolidados Auditados oportunamente aprobados correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2012, 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., certificantes de los estados contables al 31 de diciembre de 2014 y 2013, designados mediante acta de asamblea Nº 51 de fecha 28 xx xxxxx de 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, designado contador titular, 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 contador 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.,
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA
Este resumen detalla información importante sobre este Programa. Se recomienda leer este Prospecto en su totalidad. Para mayor información sobre la Clase y/o Serie en particular de las Obligaciones Negociables que se propone comprar, el inversor también debe revisar el Suplemento de Prospecto aplicable. Los términos del respectivo Suplemento de Prospecto para una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrán reemplazar la descripción de las Obligaciones Negociables contenida en el presente.
Las referencias en el presente Prospecto a “Obligaciones Negociables” equivalen a Obligaciones Negociables que la Entidad podrá emitir en el marco de este Programa, salvo que el contexto indique lo contrario.
Sociedad MetroGAS S.A.
Monto del Programa Hasta US$ 600.000.000 en un mismo momento en circulación (o su
equivalente, a las fechas respectivas de emisión, en otras monedas).
Plazo del Programa El programa de obligaciones negociables a Corto y Mediano Plazo ha sido autorizado por Resolución Nº 12.923, N° 15.047, N° 16.318 y N° 17.715 de fecha 19 xx xxxxxx de 1999, 31 xx xxxxx de 2005, 27 xx xxxxx de 2010 y 2 de julio de 2015, respectivamente. Dicho Programa fue prorrogado por primera vez por la Sociedad conforme se resolvió en la asamblea general extraordinaria de accionistas del 15 de octubre de 2004 y por resolución del Directorio de fecha 4 de noviembre de 2004 por cinco años contados a partir del 31 xx xxxxx de 2005. Una segunda prórroga del Programa fue autorizada por asamblea extraordinaria de accionistas de la Sociedad de fecha 24 de febrero de 2010. Asimismo, con fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx xxxxxxxx xxxxxxxxxxxxxx de accionistas de la Sociedad dispuso una nueva prórroga y el Directorio de la Sociedad aprobó la actualización del Programa en fecha 19 xx xxxxx de 2015. El Programa tendrá una duración de 5 años contados desde la fecha de autorización de la CNV y/o cualquier prorroga debidamente autorizada por esta.
Emisión en series Las Obligaciones Negociables, que tendrán un valor nominal de un dólar estadounidense (US$ 1) o, si las Obligaciones Negociables estuvieran denominadas en una moneda distinta xxx xxxxx estadounidense, por cada unidad de dicha otra moneda, serán emitidas en Series y todas las Obligaciones Negociables de cada Serie tendrán los mismos términos y condiciones.
Monedas Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en Dólares o en otra u otras monedas distintas o monedas compuestas (la "Moneda Especificada"), conforme se indique en el Suplemento del Prospecto relativo a las mismas, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos aplicables de la Argentina y otros requisitos legales y regulatorios, siempre dentro del monto máximo de capital autorizado bajo el Programa
Contrato de Fideicomiso Las Obligaciones Negociables serán emitidas conforme al contrato de
fideicomiso de fecha 8 de septiembre de 1999, el Instrumento de Renuncia, Designación y Aceptación de fecha 30 de octubre de 2003, el instrumento de ratificación de fecha 23 de febrero de 2010, y sus modificaciones (los documentos enunciados, en adelante, "Contrato de Fideicomiso") en virtud de las cuales The Bank of New York Mellon actúa en calidad de fiduciario, agente de registro, agente de pago y agente de transferencia. El representante del Fiduciario en la Argentina, coagente de registro, coagente de pago y agente de transferencia es Banco de Valores S.A.
Condiciones de cada Serie de Obligaciones
Negociables Las condiciones específicas de cada Serie de Obligaciones Negociables, incluidos el capital, la fecha de emisión, el precio de compra, vencimiento, si las Obligaciones Negociables devengarán intereses a tasa
fija o flotante, y la forma de cálculo de la tasa de interés, de corresponder, si las Obligaciones Negociables serán rescatables a opción de la Sociedad y, en tal caso, las disposiciones relativas al rescate, si las Obligaciones Negociables serán reajustables, la Moneda Especificada (si fuera distinta xxx xxxxx estadounidense) en la que estarán denominadas las Obligaciones Negociables o en que se pagará el capital, la prima o intereses sobre las mismas, así como otras disposiciones, estarán indicadas en esas Obligaciones Negociables y en el Suplemento del Prospecto relativo a la emisión de cada Serie de Obligaciones Negociables en particular y podrán diferir de las que se establecen en el presente, siempre y cuando estas no contradigan las disposiciones del Prospecto ni perjudiquen a los tenedores de las Obligaciones Negociables.
Retención de impuestos Los pagos sobre las Obligaciones Negociables se efectuarán sin retención
o deducción en concepto de impuestos, derechos, contribuciones o cargas gubernamentales de cualquier índole aplicados por la Argentina, si los hubiera, y, sujeto a algunas excepciones, la Sociedad pagará montos adicionales respecto de tales impuestos, según se especifique en el respectivo Suplemento del Prospecto.
Rescate por cuestiones
impositivas De producirse algunos cambios en los impuestos argentinos, la Sociedad podrá optar por rescatar las Obligaciones Negociables en forma total, al 100% del capital de las mismas, con más los intereses devengados hasta la fecha del rescate según se especifique en el respectivo Suplemento del Prospecto. Sin perjuicio del procedimiento que se establezca en cada caso, se respetará la igualdad de trato de los tenedores de Obligaciones Negociables.
Compromisos
restrictivos El Contrato de Fideicomiso incluye algunos compromisos que restringen, entre otras cosas, la constitución de gravámenes, la realización de operaciones de "sale and leaseback" y determinadas fusiones, fusiones por absorción y ventas de activos.
Rango Las Obligaciones Negociables podrán ser obligaciones simples, directas e incondicionales de la Sociedad, con garantía común sobre su patrimonio, y calificarán pari passu sin preferencia alguna entre sí y con igual rango en el pago que todas las demás obligaciones simples y no garantizadas, presentes y futuras de la Sociedad (que no sean obligaciones preferidas según disposición de la ley o aplicación de la misma), o podrán ser obligaciones garantizadas, según se especifique en el Suplemento del Prospecto respectivo.
Forma de las Obligaciones
Negociables Las Obligaciones Negociables podrán estar representadas por títulos definitivos o por uno o más certificados globales correspondientes al monto total de la emisión, susceptibles de ser canjeados en determinadas circunstancias por títulos definitivos. Véase "De la Oferta y la Negociación - Forma y registro de las Obligaciones Negociables de cualquier Serie".
Jurisdicción y Arbitraje Todo juicio, acción o procedimiento que se suscite entre la Compañía, los
tenedores, cualquier persona que intervenga en cualquier carácter en cualquiera de las Clases y/o Series que se emitan bajo el Programa y cualquier tercero con relación a lo previsto en el presente Prospecto y/o cualquier Suplemento de Prospecto aplicable, se resolverá por el Tribunal de Arbitraje de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en virtud de la delegación de facultades otorgadas por el MVBA a la BCBA, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución Nº 17.501 de la CNV, o el tribunal arbitral permanente que corresponda al mercado de valores donde listen y/o negocien los valores negociables que autorice la CNV,
todo ello sin perjuicio del derecho de los tenedores de reclamar el cobro judicial de cualquier suma adeudada por la Compañía bajo las Obligaciones Negociables, acudiendo a los tribunales judiciales competentes, en virtud de lo establecido en el artículo 46 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales. En los casos en que la ley establezca la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación se efectuará ante un tribunal judicial.
Ley aplicable Una vez emitidas las Obligaciones Negociables, el cumplimiento y exigibilidad de las obligaciones representadas por las mismas se regirán por las leyes del estado de Nueva York y serán interpretadas de conformidad con ellas, con la salvedad, sin embargo, de que todas las cuestiones relativas a la debida autorización, otorgamiento, emisión y entrega de las Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad, la aprobación de las mismas por parte de la CNV para su oferta al público en la Argentina y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean consideradas como tales en virtud de la ley argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables y otras leyes y normas argentinas aplicables. Teniendo en cuenta que cada Serie puede ser regida por las leyes de la jurisdicción en que esta Serie fuere colocada si ello fuese necesario para la colocación de dicha Serie de acuerdo al Suplemento del Prospecto respectivo. Véase "De la Oferta y la Negociación -Ley aplicable. Jurisdicción".
Calificación de riesgo De acuerdo con el Decreto N° 749/00 se eliminó la obligatoriedad del
requisito de la previa presentación de dos calificaciones de riesgo para conceder la autorización de oferta pública de valores negociables. Sin perjuicio de ello, la Sociedad podrá calificar o no cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa. En oportunidad de la emisión de cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa, cuenten o no con calificación de riesgo, se dejará debida constancia en el Suplemento de Prospecto correspondiente, incluyendo descripción detallada de la misma, conforme a lo dispuesto por las Normas de la CNV. El Programa ha sido calificado raB- por la calificadora Standard and Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina, con domicilio en Xx. Xxxxxxx X. Xxxx 000 Xxxx 0 Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, y calificado Caa1/Xx0.xx por Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A., con domicilio en Xxxxxxx 0000, Xxxx 00x, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Para la calificadora Standard & Poor's International Ratings LLC la calificación B se utiliza cuando se es más vulnerable a adversas condiciones del negocio, financieras y económicas pero actualmente se tiene la capacidad de cumplir con sus compromisos financieros. La calificación con el signo de menos (-) se utiliza para mostrar la posición relativa dentro de las principales categorías de calificación. Para la calificadora Moody's Latin America Calificadora de Riesgo S.A. Los emisores o emisiones con calificación Xx.xx muestran una capacidad de pago inferior al promedio con relación a otros emisores locales. El modificador 1 indica que la calificación se ubica en el rango más alto de su categoría. La categoría regulatoria equivalente es BB(+).La calificación no constituye una recomendación de comprar, mantener o vender títulos de deuda y puede ser modificada, suspendida o retirada.
Listado y Negociación
Las Obligaciones Negociables que cuenten con autorización de oferta pública por parte de la CNV deberán, para su negociación, ser listados en uno (1) o más Mercados autorizados a funcionar por la CNV. Podrá presentarse una solicitud para el listado de las Obligaciones Negociables del Programa en la Bolsa de Luxemburgo, en la Bolsa de Londres, en MV, y para su listado y negociación en el MAE y en cualquier otra bolsa o mercado nacional o internacional según se defina en el Suplemento del Prospecto respectivo, debiendo las Obligaciones Negociables ser listadas
y/o negociadas en al menos una bolsa o mercado autorizado por la CNV. A pedido de los suscriptores podrá solicitarse autorización para que las Obligaciones Negociables se negocien en el sistema Portal de la NASDAQ.
Acción Ejecutiva: Los asesores legales de la compañía han formulado una opinión legal que se encuentra incorporada entre la documentación de esta emisión por lo que se destaca la importancia de su lectura.
Conforme con el Artículo 29 de dicha ley, en el supuesto de incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de cualquier monto adeudado en virtud de las Obligaciones Negociables, los tenedores de las mismas podrán iniciar acciones ejecutivas ante tribunales competentes de la Argentina para reclamar el pago de los montos adeudados por la Compañía. Copia de dicha opinión se podrá obtener en las oficinas de la Compañía. 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.
INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA
Información Contable y Financiera
El siguiente resumen de la información contable, financiera y operativa consolidada ha sido obtenido de los estados financieros consolidados de la Compañía a las fechas y para cada uno de los ejercicios o períodos indicados a continuación, los cuales han sido oportunamente presentados ante la CNV. Esta información debe leerse conjuntamente con, y está condicionada en su totalidad por, referencia a los Estados Financieros Consolidados de la Compañía al 31 de diciembre de 2014 y comparativos (“Estados Financieros Consolidados 2014”) y al análisis en "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” que se incluye en otra sección de este Prospecto.
Los Estados Financieros Consolidados 2014 han sido aprobados por el Directorio de la Compañía el 25 de febrero de 2015 y fueron auditados por Deloitte & Co. S.A.
Presentación de la Información Contable
La CNV, a través de las Resoluciones Generales Nº 562/09 y 576/10, ha establecido la aplicación de las Resoluciones Técnicas (“RT”) Nº 26 y 29 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), que adoptan las NIIF (IFRS por sus siglas en inglés), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés), para las entidades incluidas en el régimen de oferta pública, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen.
El 24 de enero de 2012, con el objetivo de evaluar la aplicabilidad y el impacto de la Interpretación N°12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” (CINIIF 12) para las sociedades registrantes que sean licenciatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural, así como sus empresas controlantes, la CNV emitió la Resolución Nº 600, que postergó la adopción obligatoria de las NIIF para los ejercicios que comienzan el 1 de enero de 2013. Posteriormente, el 20 de diciembre de 2012, la CNV emitió la Resolución Nº 613, que estableció que las empresas concesionarias de transporte y distribución de gas natural y sus empresas controlantes están fuera del alcance de la CINIIF 12.
En consecuencia, la aplicación de NIIF resulta obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio iniciado el 1 de enero de 2013, siendo estados financieros al 31 de diciembre de 2013, los primeros estados financieros anuales presentados bajo estas normas. La fecha de transición a las NIIF para la Sociedad, conforme a lo establecido en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF”, fue el 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. Las cotizaciones de dicho banco al 31 de diciembre de 2014 para el tipo de cambio fueron de Ps. 8,451 por US$ 1 y Ps. 10,265 por Euro para la compra y Ps. 8,551 por US$ 1 y Ps. 10,407 por Euro para la venta.
Ciertos montos e índices contenidos en este prospecto (incluyendo montos en porcentajes) han sido redondeados hacia arriba o hacia abajo a fin de facilitar el resultado de los cuadros en los que se incluyen. El efecto de este redondeo no es sustancial. Tales montos redondeados también se utilizan en el texto del presente.
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 MetroGAS
A continuación se presentan los datos que surgen de los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, 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 AL 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 (a) | 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 | (335.371) | (228.647) | (169.984) |
Gastos de comercialización | (356.615) | (258.753) | (199.413) |
Otros ingresos y egresos | 6.700 | 47.266 | (6.086) |
(Pérdida) Ganancia operativa | (90.218) | 62.875 | (86.334) |
Ingresos financieros | 18.310 | 25.526 | 29.917 |
Costos financieros | (533.450) | (367.131) | (171.517) |
Resultados financieros, netos (b) | (515.140) | (341.605) | (141.600) |
Resultado por canje de deuda concursal | - | 757.470 | - |
Resultado antes del impuesto a las ganancias | (605.358) | 478.740 | (227.934) |
Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta (“IGMP”) | (25.821) | (221.910) | 49.106 |
Resultado neto del ejercicio | (631.179) | 256.830 | (178.828) |
Otros resultados integrales | - | - | |
Resultado neto e integral del ejercicio | (631.179) | 256.830 | (178.828) |
Resultado neto e integral del ejercicio participación controlante | (631.420) | 254.936 | (178.746) |
Resultado neto e integral del ejercicio participación no controlante | 241 | 1.894 | (82) |
Total Resultado neto e integral del ejercicio | (631.179) | 256.830 | (178.828) |
Resultado neto por acción | (1,11) | 0,45 | (0,31) |
ESTADOS CONSOLIDADOS CONDENSADOS INTERMEDIOS DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS Y OTRO RESULTADO INTEGRAL POR LOS PERIODOS DE TRES MESES FINALIZADOS AL 31 XX XXXXX DE
2015 y 2014 (expresados en miles de pesos).
Por los períodos de tres meses finalizados el | ||
31.03.15 | 31.03.14 | |
Ingresos ordinarios | 774.442 | 454.337 |
Costos de operación | (595.610) | (391.364) |
Ganancia bruta | 178.832 | 62.973 |
Gastos de administración | (102.120) | (65.485) |
Gastos de comercialización | (90.703) | (58.386) |
Otros ingresos y egresos | 813 | (7.870) |
(Pérdida) operativa | (13.178) | (68.768) |
Ingresos financieros | 5.083 | 5.322 |
Costos financieros | (107.067) | (266.552) |
Resultados financieros, netos | (101.984) | (261.230) |
Resultado antes del impuesto a las ganancias | (115.162) | (329.998) |
Impuesto a las ganancias e IGMP | (4.302) | (13.026) |
Resultado neto del período | (119.464) | (343.024) |
Otros resultados integrales | - | - |
Resultado neto e integral del período | (119.464) | (343.024) |
Resultado neto e integral del período participación controlante | (120.636) | (340.783) |
Resultado neto e integral del período participación | 1.172 | (2.241) |
no controlante | ||
Total Resultado neto e integral del período | (119.464) | (343.024) |
Resultado neto por acción | (0,21) | (0,60) |
ESTADOS CONSOLIDADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 31 XX XXXXX DE 2015 Y 31 DE
DICIEMBRE DE 2014, 2013 y 2012 (expresados en miles de pesos).
31.03.15 | 31.12.14 | 31.12.13 | 31.12.12 | |
Activo | ||||
Activo no corriente | ||||
Propiedades, planta y equipo | 1.991.152 | 1.950.718 | 1.849.603 | 1.780.930 |
Activos por impuestos diferidos | 6.555 | 4.620 | 1.107 | 751 |
Otras inversiones | - | 1.066 | 909 | 646 |
Propiedades de inversión | 2.440 | 2.455 | 5.339 | 5.459 |
Otros créditos | 8.356 | 9.821 | 3.633 | 336 |
Total del activo no corriente | 2.008.503 | 1.968.680 | 1.860.591 | 1.788.122 |
Activo corriente | ||||
Créditos por ventas | 637.034 | 658.855 | 339.257 | 258.705 |
Otros créditos | 119.210 | 80.046 | 28.558 | 20.467 |
Efectivo y equivalentes de efectivo | 122.235 | 97.586 | 116.592 | 153.208 |
Total de activo corriente | 878.479 | 836.487 | 484.407 | 432.380 |
Total del activo | 2.886.982 | 2.805.167 | 2.344.998 | 2.220.502 |
Patrimonio Neto | ||||
Capital social | 569.171 | 569.171 | 569.171 | 569.171 |
Ajuste de capital | - | - | 684.769 | 684.769 |
Reserva legal | - | - | 45.376 | 45.376 |
Resultados acumulados (Pérdidas) | (899.993) | (779.357) | (878.082) | (1.133.018) |
Patrimonio Xxxx atribuible a los propietarios de la controlante | (330.822) | (210.186) | 421.234 | 166.298 |
Participaciones no controlantes | 4.296 | 3.124 | 2.883 | 989 |
Total del patrimonio neto | (326.526) | (207.062) | 424.117 | 167.287 |
Pasivo | ||||
Pasivo no corriente | ||||
Deudas financieras | 1.450.743 | 1.336.709 | 952.726 | - |
Pasivos por impuestos diferidos | 211.598 | 219.917 | 224.739 | 52.072 |
Pasivo concursal | 16.313 | 16.313 | 17.040 | 1.429.301 |
Otras cargas fiscales | 6.430 | 6.732 | 7.898 | 8.996 |
Provisiones | 72.074 | 69.518 | 58.304 | - |
Total del pasivo no corriente | 1.757.158 | 1.649.189 | 1.260.707 | 1.490.369 |
Pasivo corriente | ||||
Provisiones | - | - | - | 102.025 |
Cuentas por pagar | 1.148.428 | 1.014.456 | 461.589 | 335.787 |
Remuneraciones y cargas sociales | 70.591 | 100.581 | 61.010 | 49.286 |
Impuesto a las ganancias e IGMP | 11.863 | 7.196 | 32.269 | 10.271 |
Otras cargas fiscales | 103.663 | 102.838 | 94.157 | 55.798 |
Deudas financieras | 96.922 | 109.067 | 398 | - |
Otras deudas | 24.883 | 28.902 | 10.751 | 9.679 |
Total del pasivo corriente | 1.456.350 | 1.363.040 | 660.174 | 562.846 |
Total del pasivo | 3.213.508 | 3.012.229 | 1.920.881 | 2.053.215 |
Total del pasivo y patrimonio neto | 2.886.982 | 2.805.167 | 2.344.998 | 2.220.502 |
ESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO AL 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 | (631.179) | 256.830 | (178.828) |
Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas | |||
Impuesto a las ganancias y la ganancia mínima presunta | 25.821 | 221.910 | (49.106) |
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 | - | (770.360) | - |
Resultados financieros netos | 511.854 | 344.620 | 160.600 |
Variaciones en activos y pasivos | |||
Cuentas por cobrar | (333.463) | (86.700) | (29.807) |
Otros créditos | (55.101) | (11.388) | (2.485) |
Créditos impositivos diferidos | - | (356) | (308) |
Cuentas por pagar | 552.867 | 125.802 | 73.332 |
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) | (21.988) | (25.930) |
Otras cargas fiscales | 7.515 | 36.445 | 8.756 |
Pasivo concursal | (516) | - | - |
Otras deudas | 18.151 | 1.072 | 726 |
Provisiones | (468) | (42) | (926) |
Impuesto a la ganancia y a la ganancia mínima presunta pagado en el ejercicio | (24.719) | (5.257) | (7.018) |
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas | 193.249 | 162.710 | 54.760 |
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 las actividades de financiación | |||
Préstamos obtenidos | 90.000 | - | - |
Pago intereses | (111.724) | (32.153) | - |
Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de financiación | (21.724) | (32.153) | - |
Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo | (20.524) | (35.489) | (56.418) |
ESTADOS CONSOLIDADOS INTERMEDIOS DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS PERIODOS DE TRES
MESES FINALIZADOS EL 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) las actividades |
operativas | ||
Resultado neto del período | (119.464) | (343.024) |
Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente | ||
de las actividades operativas | ||
Impuesto a las ganancias e IGMP | 4.302 | 13.026 |
Depreciación de propiedades, planta y equipo y de propiedades de inversión | 22.792 | 21.038 |
Valor residual de bajas de propiedades, planta y equipo y propiedades de inversión | 1.553 | 2.424 |
Cargo neto por provisiones | 7.958 | 14.955 |
Resultados financieros netos | 101.967 | 261.381 |
Variaciones en activos y pasivos | ||
Créditos por ventas | 17.017 | (22.827) |
Otros créditos | (37.699) | (8.698) |
Otras inversiones no corrientes | 1.066 | (76) |
Cuentas por pagar | 133.972 | 47.349 |
Remuneraciones y cargas sociales | (29.990) | (5.789) |
Impuesto a las ganancias a pagar e IGMP | (6.845) | (10.276) |
Otras cargas fiscales | 523 | (17.172) |
Provisiones | (146) | - |
Otras deudas | (3.864) | 18.902 |
Impuesto a las 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 | 90.098 | (29.957) |
Flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión | ||
Aumentos de propiedades, plantas y equipos | (65.371) | (31.312) |
Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión | (65.371) | (31.312) |
Flujos de efectivo (aplicado a) generado por las actividades de financiación | ||
Préstamos obtenidos | - | 45.000 |
Pago intereses | (333) | (118) |
Flujo neto de efectivo (aplicado a) generado por las actividades de financiación | (333) | 44.882 |
Aumento (Disminución) neta del efectivo y equivalentes de efectivo | 24.394 | (16.387) |
Indicadores financieros seleccionados comparativos
31.12.14 | 31.12.13 | 31.12.12 | |
Índice de Liquidez (activo corriente / pasivo corriente) | 0,61 | 0,73 | 0,77 |
Índice de Solvencia (patrimonio neto / total pasivo) | (0,07) | 0,22 | 0,08 |
Índice de Inmovilización del capital (activo no corriente / total activo) | 0,70 | 0,79 | 0,81 |
Índice de Rentabilidad (resultado integral del ejercicio / patrimonio neto promedio) | (5,82) | 0,87 | (0,70) |
Información Operativa Seleccionada (c)
31.12.14 | 31.12.13 | 31.12.12 | |
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 | 16.733 | 16.651 | |
Cantidad total de empleados | 1228 | 1.131 | 1.148 |
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 los activos y pasivos denominados en moneda extranjera de la Sociedad, los resultados por tenencia, los ingresos financieros provenientes de los activos financieros de titularidad de la Sociedad y los egresos financieros provenientes de su deuda pendiente.
(c) Fuente: Información interna de 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) | 10,9 | 12,3 | 12,5 |
Interrumpible | 9,0 | 8,7 | 9,8 |
Fuente: Información interna de MetroGAS S.A.
Capitalización y Endeudamiento
El siguiente cuadro muestra el estado de capitalización y endeudamiento de la Sociedad al 31 de diciembre de 2014. Este cuadro debería leerse junto con los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014 incluidos en otros capítulos de este Prospecto.
31 de diciembre de 2014 |
(miles de pesos) (a) |
Deuda Financiera (c): No corriente | ||
Obligaciones negociables (d) | 1.305.524 | |
Obligaciones negociables Partes Relacionadas (e) | 31.185 | |
Intereses a capitalizar | ||
Subtotal Deuda Financiera No Corriente | 1.336.709 | |
Corriente | ||
Intereses Obligaciones Negociables a pagar | 825 | |
Partes Relacionadas (f) | 108.242 | |
Subtotal Deuda Financiera Corriente | 109.067 | |
Total deuda financiera | 1.445.776 | |
Patrimonio neto: | ||
Capital integrado (b): | ||
Clase A | 290.277 | |
Clase B | 221.977 | |
Clase C | 56.917 | |
Ajuste del Capital Social | - | |
Reserva legal | - | |
Resultados acumulados (Pérdidas) | (779.357) | |
Participaciones no controlantes | 3.124 | |
Total patrimonio neto | (207.062) | |
Total capitalización | 1.238.714 |
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.
(c) La Sociedad no posee deuda garantizada.
(d) Corresponden a Obligaciones Negociables emitidas por MetroGAS.
(e) Corresponden a Obligaciones Negociables emitidas por MetroGAS en poder de YPF e YSUR Energía Argentina S.R.L.
(f) Corresponde al préstamo otorgado por YPF a MetroGAS.
Razones para la oferta y destino de los fondos
Conforme a lo requerido en virtud del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, los fondos netos obtenidos por MetroGAS de la oferta y venta de cualquier Serie de Obligaciones Negociables serán utilizados para uno o más de los siguientes propósitos: (i) con fines de capital de trabajo a ser utilizado en Argentina, (ii) realizar inversiones en activos físicos en Argentina, (iii) para refinanciar deuda, en el vencimiento original o con anterioridad, y (iv) para el financiamiento de aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, que utilizarán tales aportes exclusivamente con los propósitos establecidos en los puntos (i), (ii) o (iii) precedentes. El Directorio de MetroGAS determinará el destino de los fondos específicos para la emisión o reemisión de cada Serie de Obligaciones Negociables y dicho uso será especificado en el respectivo Suplemento del Prospecto.
Factores de Riesgo
Antes de tomar una decisión de inversión, los potenciales inversores deben considerar cuidadosamente, a la luz de sus propias circunstancias financieras y objetivos de inversión, toda la información que se incluye en este Prospecto, en particular, los factores de riesgo que se describen a continuación y en el Suplemento de Prospecto correspondiente (si hubiera), en relación con la Emisora, Argentina y la inversión en las Obligaciones Negociables. Las actividades de la Emisora, su situación patrimonial y/o los resultados de sus operaciones podrían verse afectados de modo significativamente adverso por cualquiera de estos factores. Asimismo, los riesgos que se describen a continuación no son los únicos que enfrenta la Emisora o las inversiones en Argentina en general. En efecto, existen riesgos
adicionales de los que hoy la Emisora no tiene conocimiento o que la Emisora no considera significativos a la fecha pero que también podrían afectar adversamente sus operaciones comerciales. Asimismo, podrán incluirse factores de riesgo adicionales relacionados con una Clase o Serie determinada de Obligaciones Negociables en el Suplemento de Prospecto correspondiente.
Factores de riesgo relacionados con Argentina
Nuestro negocio depende principalmente de las condiciones económicas en la Argentina
MetroGAS es una sociedad anónima constituida en la Argentina. Prácticamente la totalidad de sus activos, operaciones y clientes se encuentran actualmente ubicados en la Argentina. Por consiguiente, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía, dependen en gran medida de la situación política, macroeconómica y regulatoria de la Argentina.
La economía argentina ha experimentado una significativa volatilidad en las últimas décadas, incluyendo diversos períodos de crecimiento bajo o negativo y niveles elevados y variables de inflación y devaluación. Desde la última crisis de 2001 y 2002, el Producto Bruto Interno (“PBI”) creció a un promedio acumulado anual de aproximadamente 8,5% entre 2003 y 2008. Como resultado de la crisis en la economía mundial, la tasa de crecimiento del PBI de Argentina se redujo a aproximadamente 0,9% en 2009, pero se recuperó en 2010 y 2011, creciendo a una tasa real anual de aproximadamente 9%, según estimaciones preliminares. En 2012, la economía argentina experimentó una disminución en su tasa de crecimiento, con un aumento del PBI a una tasa de 1,9%, sobre bases anualizadas comparadas con el año anterior. El 27 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 US$ 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. 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, 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 US$832 millones, de los cuales US$ 539 millones fueron depositados en cuentas del Banco New York Mellon (BONY), en el BCRA, 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 restructurada sin que exista previamente un acuerdo con los holdouts. A la fecha de emisión de este Suplemento de Prospecto, 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 invocando lo resuelto por el Juez de Distrito. La República Argentina ha alegado que ha cumplido con su obligación para con los bonistas reestructurados mediante dicho depósito, debiendo el fiduciario hacer entrega de ese dinero a sus beneficiarios.
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.
El 1 de enero de 2015 venció el plazo de vigencia de la cláusula XXXX (Rights Upon Future Offers), una de las disposiciones fijadas en los prospectos de canje, que obligaba a la República Argentina a incluir a los tenedores de títulos reestructurados, en cualquier nueva oferta voluntaria que representara una mejora respecto de las condiciones establecidas en el canje.
Asimismo, el 0 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx depositó a los tenedores de los bonos de los canjes de 2005 y 2010, aproximadamente US$ 1.000 millones correspondientes a la fecha de pago del 31 de diciembre de 2014. El Gobierno Argentino depositó US$ 539 millones en Nación Fideicomisos, correspondientes a los servicios de los bonos reestructurados con legislación extranjera y otra suma al fideicomiso reservado para el pago a los holdouts, permaneciendo aún congelados en la cuentas del Bank of New York en el Banco Central los US$ 539 millones que la República Argentina depositó para el pago xx xxxxx de 2014 a titulares de bonos con legislación argentina, inmovilizados conforme dispusiera el juez Xxxxxx.
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.
Para mayor información relativa a la evolución de la economía argentina, véase “Reseña y Perspectiva Informativa y Financiera” en este Prospecto.
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 Compañía
La Compañía se encuentra renegociando actualmente los términos y condiciones de su Licencia y tarifas con el Gobierno, y podría enfrentar dificultades económico-financieras. No se puede asegurar cual será el resultado de dicha renegociación con el Gobierno.
Desde diciembre de 2001, el Gobierno adoptó una serie de medidas destinadas a paliar dificultades económicas, financieras y sociales imperantes en el país, que conllevaron grandes cambios respecto de las políticas económicas implementadas en su momento.
La más saliente de dichas medidas incluyó: (i) implementar un tipo de cambio flotante, que resultó en una devaluación significativa del Peso durante los primeros meses del año 2002; (ii) la conversión a Pesos de ciertos activos y obligaciones denominadas en moneda extranjera; y (iii) la conversión a Pesos de las tarifas de los servicios públicos.
Como parte de tales medidas, la Ley Nº 25.561 de Emergencia Económica (la “Ley de Emergencia”) fue promulgada el 9 de enero de 2002. Dicha ley fue subsecuentemente complementada por diversas leyes, decretos y regulaciones dictadas por distintos organismos gubernamentales. Este juego de reglas incluyó un cambio sustancial en los términos de nuestra licencia de distribución de gas (la “Licencia”), y en la relación entre la Compañía y el Gobierno, dado que modificó el sistema tarifario establecido bajo la Ley Nº 24.076 (la “Ley del Gas”), y regulación complementaria.
El Poder Ejecutivo Nacional (el “Poder Ejecutivo”) fue autorizado a renegociar los acuerdos relativos a los servicios públicos sobre la base de los siguientes factores: (i) el impacto de las tarifas en la competitividad económica; (ii) la calidad del servicio y cualquier plan de inversión contemplado en los acuerdos; (iii) los intereses de los usuarios y el acceso al servicio; (iv) la seguridad de cualquier sistema involucrado; y (v) la rentabilidad de las compañías involucradas.
En el proceso de renegociación de su Licencia bajo la Ley de Emergencia, la Compañía celebró un acuerdo transitorio (el “Acuerdo Transitorio”) con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (la “UNIREN”) el 1 de octubre de 2008, el cual fue ratificado por Decreto 234/09, publicado en el Boletín Oficial de la República Argentina 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 xx 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 la Compañía con el Gobierno a los efectos de alcanzar un acuerdo tarifario definitivo.
El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
Conforme lo antedicho, el ENARGAS emitió la Resolución I/2851, publicada en el Boletín Oficial el 9 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 la Compañía, el efecto de un incremento en las tarifas le posibilitaría continuar operando como una empresa en marcha. No obstante ello, el impacto real dependerá en una variable que escapa del control de MetroGAS: esto es, la reducción en el consumo de gas que los consumidores pueden causar, lo que dependerá no sólo en la reacción de ellos al aumento del precio, sino también a los efectos del clima.
Adicionalmente, la Compañía no puede garantizar que estos aumentos de tarifa no impactarán negativamente en sus cuentas por cobrar, y consecuentemente, en los resultados de sus operaciones.
La Compañía no puede asegurar cual será el resultado de la renegociación de los términos y condiciones de su Licencia con el Gobierno y si le permitirá cubrir sus costos operativos y financieros, y otorgar un retorno sobre capital una vez que termine la renegociación.
La cotización de los ADSs de MetroGAS ha sido suspendida en su negociación y retirados de la cotización Bolsa de Nueva York. Adicionalmente MetroGAS inició el trámite de retiro del registro.
Como resultado de del concurso preventivo de la Sociedad, sus ADSs fueron (i) suspendidos en su negociación en la Bolsa de Nueva York a partir del 18 xx xxxxx de 2010, y (ii) retirados de la cotización en esa Bolsa siguiendo con el procedimiento presentado bajo el Form 25 ante la Securities Exchange Commision el 15 de julio de ese mismo año. La suspensión en la negociación de nuestros ADSs en la Bolsa de Nueva York y su consecuente retiro de la cotización han impactado negativamente en los niveles de liquidez de nuestros tenedores de ADSs al no poder ellos negociar sus títulos (i) directamente en el mercado en los Estados Unidos, o (ii) luego de convertirlos en acciones ordinarias en el MVBA.
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 la Compañía de satisfacer las demandas de sus clientes y afectar adversamente los resultados de sus operaciones.
Según la Ley de Emergencia, las tarifas de distribución y transporte de gas fueron convertidas de Dólares Estadounidenses a pesos a la paridad uno a uno y fueron congeladas, y el precio cobrado por los productores de gas natural fue pesificado y congelado, resultando en un precio del gas natural sustancialmente menor en base a su equivalente de energía que los precios de los combustibles competidores. Estos hechos, junto con el crecimiento de la economía, originaron un fuerte aumento de la demanda de gas natural. Adicionalmente, históricamente hubo un bajo nivel inversiones en la infraestructura de producción, transporte y distribución de gas natural como resultado del entorno económico, produjeron un importante desajuste entre la oferta y demanda de gas natural y la capacidad de transporte del gas. Esta situación podría finalmente originar un cuello de botella en el suministro de gas y electricidad debido al alto riesgo 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 la Compañía podría no obtener suficiente gas natural y/o capacidad de transporte de gas natural para cumplir con la demanda de los clientes no interrumpibles de la Compañía, a pesar de que la Compañía no puede asegurar que podrá obtener suficiente capacidad de transporte de gas natural para cumplir con la demanda de sus clientes en firme, lo que podría originar un efecto sustancial adverso en el flujo de efectivo y los resultados de las operaciones de la Compañía.
En mayo del año 2007, el sistema energético argentino entró en un estado de emergencia como resultado de las bajas temperaturas en el país, la disminución en la energía hidroeléctrica, en la cantidad de fueloil disponible para ciclos combinados de plantas de energía, y la insuficiente inyección de gas en los pozos. A fin de prevenir desabastecimientos resultantes de tal estado de emergencia, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones permitiéndole a distribuidores la utilización de gas originalmente destinado a exportaciones y generación eléctrica, para suplir la demanda doméstica. Pese a que esta situación no nos había afectado en un principio ya que no utilizábamos esos recursos, la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Energía aumentaron su intervención en el año 2007 sobre nuestras operaciones; en particular restringiendo nuestra distribución de gas natural a determinados clientes industriales y centrales eléctricas, con el objeto de garantizar la provisión de gas a clientes cuyo servicio no podía ser interrumpido. Este estado de emergencia se prolongó desde 2008 hasta la actualidad. Debido a la intervención estatal en nuestras operaciones, así también como a (i) los aumentos en la demanda de gas natural, (ii) disminuciones en nuestra capacidad de provisión y transporte, y (iii) el vencimiento de nuestros contratos de compraventa de gas natural a largo plazo, la Compañía ha enfrentado dificultades en el cumplimiento de la demanda de sus clientes industriales, especialmente durante las épocas invernales. La Compañía 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 más disponibilidad de gas para industrias. En cuanto al abastecimiento de la demanda prioritaria, desde la resolución 1410 del ENARGAS no ha faltado gas para las distribuidoras.
Si, no obstante tales medidas, la Compañía aún no puede abastecer a sus clientes residenciales, la Licencia le exige declarar un estado de emergencia y seguir las instrucciones del ENARGAS y/o adoptar las decisiones tomadas dentro del marco de un Comité de Emergencia integrado por las autoridades intervinientes y las empresas de transporte y distribución involucradas. Si se produjeran tales interrupciones y fueran atribuibles a la Compañía, luego de un procedimiento administrativo la Compañía podría ser multada por hasta Ps. 500.000 y finalmente quedar sujeta a la rescisión de su Licencia. Asimismo, la Compañía podrá quedar expuesta a responsabilidad por daños y perjuicios originados a sus clientes por tales interrupciones. Las dificultades anteriormente descriptas que hemos enfrentado para alcanzar la demanda de gas natural de los usuarios no ocasionó el ejercicio de estas previsiones de emergencia. Si la Compañía no pudiera por cualquier razón suministrar el gas demandado por sus clientes por un período de tiempo
considerable, su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones podrían verse sustancial y seriamente afectados.
La demanda de los servicios de la Compañía se ve altamente influenciada por las condiciones climáticas de la Argentina.
Las ventas e ingresos de la Compañía se ven altamente influenciados por las condiciones climáticas imperantes en la Argentina. La demanda de gas natural es, y en consecuencia, los ingresos de la Compañía son, significativamente mayores durante los meses de invierno que durante el resto del año. Un clima inusualmente cálido en el área de servicio de la Compañía durante los meses de invierno puede originar una gran reducción de la demanda de gas, especialmente entre los clientes residenciales, su fuente individual de ingresos más importante y la clase de clientes cuya tarifa le otorga sus mayores márgenes. Como el marco regulatorio en el que opera la Compañía no le permite recuperar el costo de su capacidad de transporte en firme no utilizada a través de sus tarifas, podrá incrementarse el efecto adverso de una reducción de la demanda de sus clientes residenciales ocasionada por cuestiones climáticas si la Compañía no pudiera utilizar su capacidad de transporte excedente para otras clases de clientes o disponer de su capacidad excedente.
Los ingresos de la Compañía podrán verse afectados de manera adversa por aumentos en el suministro de energía hidroeléctrica.
Según el régimen regulatorio eléctrico argentino, las generadoras de electricidad se despachan en orden ascendente del costo marginal de generación. Como las centrales hidroeléctricas, o las centrales con productos distintos al gas natural, generan energía a un costo marginal que es menor que el costo marginal de generación de otros tipos de centrales eléctricas (incluso las centrales eléctricas clientes de la Compañía que son abastecidas con gas natural), un aumento sustancial en la energía generada por las estaciones generadoras hidroeléctricas o en centrales abastecidas con fuel oil podrá desplazar una cantidad sustancial de energía generada por otros tipos de centrales abastecidas con productos más caros (incluso las centrales eléctricas clientes de la Compañía) y originar una correspondiente disminución de las ventas a las centrales eléctricas clientes de la Compañía. Es muy probable que una fuerte precipitación, un aumento sustancial de la capacidad de generación hidroeléctrica instalada y la disponibilidad de fuel oil aumenten, salvo que la energía relacionada sea exportada o a menos que las instalaciones de transmisión sean insuficientes para transmitir dicha energía, el suministro de energía más económica, reduciendo así la generación térmica y, como resultado, las ventas de la Compañía a centrales eléctricas. El efecto de este desplazamiento es particularmente adverso para la Compañía si tiene lugar durante los meses más cálidos del año, período en el cual las ventas de la Compañía a las centrales eléctricas típicamente representan una porción significativa de sus ingresos y le permite utilizar su capacidad de transporte en firme excedente.
La Compañía opera en una industria altamente regulada. Cambios en el marco regulatorio podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero y los resultados de las operaciones de la Compañía
La Compañía opera en una industria altamente regulada. Como resultado de la volatilidad económica experimentada en Argentina desde 2001, el Gobierno dictó diversas medidas regulatorias para intentar mitigar los efectos adversos desarrollados en el sector energético.
En febrero de 2004, el PEN dictó el Decreto Nº 180/04, que creó un fondo fiduciario especial para nueva infraestructura de transporte y distribución; creó el Mercado Electrónico de Gas para coordinar y centralizar todas las operaciones relacionadas con compras de gas spot y mercados secundarios de transporte y distribución; reemplazó, modificó e introdujo los términos y condiciones de ciertas categorías de distribución; permitió la reventa de los servicios de distribución por parte de usuarios de distribución en ciertas condiciones; y autorizó a las distribuidoras de gas natural tener una participación controlante en las comercializadoras de gas natural. Véase “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio - Panorama de negocios”. También, en febrero de 2004, el PEN dictó el Decreto Nº 181/04, permitiendo a la Secretaría de Energía celebrar un acuerdo con los productores de gas natural para ajustar el precio del gas natural pagadero por las compañías distribuidoras de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte. El acuerdo establecido en este Decreto fue promulgado por el MPFIPyS por Resolución Nº 208/04.
Según los Decretos Nº 180/04 y 181/04, la Secretaría de Energía y el ENARGAS dictaron diversas regulaciones disponiendo, entre otras cosas, la suspensión de las exportaciones de gas natural, la fijación de descuentos o cargos para ciertos usuarios y la creación de un régimen 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, e (iii) implementaron regulaciones adicionales sobre la compra y venta de gas natural. Véase “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio - Panorama de negocios”.
En febrero de 2006, la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 275/06, por la cual exigió a las distribuidoras de gas natural actuar como apoderados de la estaciones de servicio de GNC en la primera aplicación del “Mecanismo de Asignación de Gas Natural para GNC” y, en su representación, (i) llevar a cabo las nominaciones y entregas de gas natural hasta el 30 de septiembre de 2006 sin ninguna contraprestación, (ii) presentar ofertas irrevocables ante el Mercado Electrónico de Gas y (iii) celebrar los correspondientes acuerdos de compra de gas natural. Hasta la fecha de este prospecto, se llevaron a cabo dos aplicaciones del referido Mecanismo de Asignación ante el Mercado Electrónico de Gas.
Por Decreto Nº 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de limitar geográficamente la participación de las distribuidoras de gas creadas por el Artículo 28 del mismo decreto. Estas distribuidoras no han estado sujetas aún a regulación, pero no puede garantizarse que esta situación continuará en el futuro.
El 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 (Decretos Nº 1646/2007, Nº 953 de fecha 17 xx xxxxx de 2008, Nº 2138 de fecha 11 de diciembre de 2008, Nº 616 de fecha 00 xx xxxx xx 0000, Xx 0000 de fecha 26 de noviembre de 2009, Nº 1038 de fecha 00 xx xxxxx xx 0000, Xx 0000
de fecha 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, Xx 692 de fecha 6 xx xxxxx de 2011, Nº 262 de fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, Xx 946
de fecha 21 xx xxxxx de 2012, Nº 2686 de fecha 27 de diciembre de 2012, Nº 1524 de fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, Xx 222 de fecha 26 de febrero de 2014 y N° 2704 de fecha 30 de diciembre de 2014). La Compañía no puede garantizar que esta intervención no resultará en mayores regulaciones que podrían afectar negativamente la actividad de la Compañía en el futuro cercano. La Compañía no puede garantizar que la interpretación y aplicación de las regulaciones mencionadas, junto con futuros cambios del ENARGAS y el marco regulatorio no afectarían sustancial y adversamente a la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora – Descripción del Negocio - Panorama de negocios” e “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - Cambio en las reglamentaciones”.
El 1º de septiembre de 2008, ENARGAS dictó la Resolución I/409 que dividió a las tarifas del servicio residencial en 8 nuevas subcategorías según el consumo de gas natural anual de cada subcategoría.
El 27 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo aprobó el Decreto Nº 2.067/08 (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008), que dispuso la creación de un nuevo fondo fiduciario (el “Fondo Fiduciario”) para atender las importaciones de gas natural necesarias para complementar la inyección de gas natural que sea requerida para satisfacer las necesidades nacionales. A su vez, la Resolución MPFIPyS N° 1.451/2008, publicada el 23 de diciembre de 2008, reglamentó el funcionamiento del referido Fondo Fiduciario, disponiendo la creación del fideicomiso correspondiente, y la Resolución ENARGAS N° I/563/2008, también publicada el 23 de diciembre de 2008, dispuso la implementación, con vigencia a partir del 1° de noviembre de 2008, de los pertinentes cargos tarifarios para la financiación del fideicomiso en cuestión, siendo aquellos pagaderos por los usuarios residenciales con consumos anuales mayores a 1.000 m3. Con fecha 4 xx xxxxx, 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 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. Con fecha 19 xx xxxxxx de 2009, el ENARGAS notificó la Nota N° 9.097 por medio de la cual se instruyó a la Sociedad a resaltar en la factura correspondiente la suma correspondiente al subsidio derivado de la implementación de la Resolución N° 828, a incorporar en diagonal y con tipografía especial la leyenda “Consumo con subsidio del Estado Nacional” y, por último, a acompañar en la factura un documento con la especificación del costo del servicio si el mismo se hubiera prestado en determinadas ciudades de Brasil, Uruguay y Chile, así como también la indicación del hipotético consumo del volumen facturado mediante compra de garrafas de gas licuado de petróleo.
Por último, mediante Nota N° 11.821 el ENARGAS notificó la medida cautelar dictada en autos "Defensor del Pueblo de la Nación - Inc Med C/Estado Nacional – Dec N° 2067/08 - Res 1451/08 y Otro S/Proceso de Conocimiento", Expediente N° 6530/09 de trámite ante la Sala V de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, informando la continuidad de la vigencia y aplicación del régimen instaurado por el Decreto N° 2.067/08 y la obligatoriedad de implementar los medios correspondientes para permitir a los usuarios obligados a su pago a cancelar las facturas con exclusión del Cargo 2.067/08 más el IVA resultante, en cuyo caso el pago a realizar tendrá el carácter de pago a cuenta y, de confirmarse la aplicabilidad del cargo en cuestión, toda suma dejada de abonar en concepto del Cargo 2067/08 más IVA podrá serle oportunamente reclamada. Este fondo apunta a complementar el programa de gas nacional exigiendo una reducción de los “xxxx xx xxxxx” y garantizando el
abastecimiento de gas natural en el mercado interno. No obstante, la Compañía sólo actúa como agente del fondo aplicando un cargo tarifario a sus clientes a ser depositado en el fondo y no recibe ninguna utilidad de este cobro. Más aún, la Compañía no puede garantizar que estos aumentos de tarifas no afectarán negativamente sus cuentas por cobrar en 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 subsidió 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 xx xxxxx de 2014 la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la Resolución SE N° 226/2014 dispuso un nuevo esquema de precios del gas natural del que se abastecen las distribuidoras a sus clientes de servicio completo. Para su implementación dispuso un sendero de precios con aplicación por cada cuenca de producción con ajustes el 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 preliminares de la política económica y social diseñada por el Poder Ejecutivo Nacional y a los parámetros de equidad social, competitividad y pleno empleo. Agrega la resolución que, en ese marco, resulta necesario, en esta instancia, determinar un conjunto de nuevos precios para el gas natural que se aplican a usuarios de servicio completo de las Distribuidoras/Subdistribuidoras y usuarios GNC, y que resulta oportuno contemplar un esquema que procure un consumo racional del gas natural, incentivando el ahorro para generar un uso responsable y eficiente de los recursos y, en tales términos, se prevé el otorgamiento de beneficios para todos aquellos consumidores residenciales y comerciales de servicio completo que reduzcan su demanda, conforme el mecanismo que se establece en la Resolución.
A partir del 1 xx xxxxx de 2014, las modificaciones mencionadas anteriormente tienen un efecto en el resultado económico y financiero cuyo impacto es difícil de medir a causa de variables exógenas a MetroGAS. En otras palabras, los ingresos y costos de la compañía dependerán en gran proporción del porcentaje de ahorro en el consumo de los usuarios, así como también los efectos climáticos.
La Compañía ha estado y continúa estando sujeta a ajustes de tarifas determinados por el ENARGAS
Los resultados de las operaciones de la Compañía dependen del marco regulatorio aplicable y de la interpretación y aplicación de dicho marco por el ENARGAS, el organismo estatal creado para regular a las empresas de transporte y distribución privatizadas. La interpretación y aplicación del marco regulatorio por parte del ENARGAS ha sido adversa para la actividad de la Compañía en varias ocasiones. Según el marco que regula el servicio de distribución de gas estatal en la Argentina, las tarifas pagadas por la distribución de gas deben ser ajustadas periódicamente para reflejar cambios en el costo del gas comprado así como otros impuestos y cargos incurridos por la Compañía en la distribución de gas a sus clientes. Sin perjuicio de ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo, impuestos y demás cargos del gas adquirido por la Compañía.
El marco regulatorio establece que las variaciones de costos resultantes de cambios en las normas fiscales serán trasladadas a sus tarifas.
La Compañía ha presentado las correspondientes apelaciones respecto de estos temas, algunas de las cuales han sido rechazadas. Futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por el ENARGAS, inclusive futuras limitaciones al traslado de los principales costos, impuestos y cargos de compra de gas podrían tener un efecto sustancial adverso en la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía. La imposibilidad para trasladar los incrementos en nuestros costos operativos a los usuarios podría resultar en una brecha financiera mayor que podría afectar negativamente nuestra condición financiera y el resultado de las operaciones.
El Acuerdo Transitorio ratificado por el Decreto N° 445/2014 de fecha 1 xx xxxxx de 2014, prevé que se incorporará la transferencia que resulte de los cambios en las normas tributarias, excepto en el impuesto a las ganancias, que estuviesen pendientes de resolución, e incorpora en sus cláusulas un Mecanismo de Monitoreo de Costos sobre la base de una estructura de costos de explotación e inversiones, e índices de precios representativos de tales costos, que bajo
ciertas premisas activa el inicio de un procedimiento de revisión, mediante el cual el ENARGAS evaluará la real magnitud de la variación de los costos de explotación e inversiones de la licenciataria, determinando si corresponde el ajuste de la tarifa de distribución.
Para mayor información, véase “Información sobre la Emisora-Marco Regulatorio”.
La Compañía podrá verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.
Según el artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, si las pérdidas de la Compañía en cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, la Compañía se vería obligada a reducir su capital social. Asimismo, si el patrimonio neto de la Compañía fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor que el activo) en cualquier cierre de ejercicio, la Compañía será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales, salvo que se restituya la ecuación económico-financiera de la Compañía o se resuelva efectuar un aumento de capital o reintegro total o parcial del mismo, lo cual la Compañía no puede asegurar que ocurra.
Al 31 de diciembre de 2014, la Sociedad registra pérdidas acumuladas por Ps. 779,3 millones y mantiene un capital de trabajo negativo de Ps. 526,6 millones. Como consecuencia de la magnitud de las pérdidas acumuladas registradas a dicha fecha, la Sociedad registra un patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controlante negativo de Ps. 210,2 millones, encontrándose alcanzada por las disposiciones del art. 94 inc. 5° y el art. 96 de la Ley de Sociedades Comerciales.
La Licencia de la Compañía está sujeta a revocación en ciertas circunstancias, la cual tendría un efecto adverso y sustancial para la Compañía.
La Licencia de la Compañía, el correspondiente pliego de bases y condiciones (el "Pliego") de la privatización de Gas del Estado S.E. (“Gas del Estado” o “GdE”) y la reglamentación de la ley según la cual se privatizó la Compañía, la Ley Nº 24.076 del Gas Natural (la "Ley del Gas"), contienen requisitos sobre la calidad del servicio, inversiones en bienes de capital, restricciones sobre las transferencias y gravamen de activos, restricciones sobre la titularidad recíproca entre productores, transportistas y distribuidores de gas y restricciones sobre la transferencia por parte de Gas Argentino de las Acciones Clase A de la Compañía y la transferencia por parte de los accionistas de Gas Argentino de sus acciones de Gas Argentino. El incumplimiento de estos requisitos o restricciones podrá dar como resultado la revocación de la Licencia de la Compañía por el Estado Nacional, por recomendación del ENARGAS. En ciertas circunstancias, la compra de la Compañía de más del 20% del gas en cualquier mes a cualquier persona que controle a Gas Argentino o a cualquier sociedad vinculada de la persona controlante podría resultar en la revocación de su Licencia.
Por ejemplo, bajo nuestra Licencia estamos obligados a realizar en un período razonable, toda reparación y mejora necesaria sobre aquellos Activos Esenciales (según se define en la Licencia) de nuestra propiedad que han completado su vida útil. En conexión con tal requerimiento, hemos implementado un significativo programa de gastos de capital comenzado en 1993 diseñado para extender y renovar caños, reguladores, válvulas, y medidores, a fin de garantizar la seguridad y la confianza en nuestro sistema de distribución, modernizar y centralizar nuestros sistemas de información, y actualizar nuestra red de clientes. Hemos hecho gastos de capital por aproximadamente 524.9 millones de Pesos entre 1993 y 2001. Asimismo, en respuesta a la crisis económica argentina y la pesificación y congelamiento de nuestras tarifas, a principios de 2002 hemos tenido que reconsiderar nuestra estrategia frente a desafíos al corto plazo. Desde entonces, nuestra estrategia a corto plazo ha estado dirigida a trabajar en nuestras negociaciones de tarifas a fin de asegurar la continuidad de nuestras operaciones, mantener la seguridad y los estándares de calidad, y afrontar nuestros pagos de deuda. Es por ello, que hemos reducido nuestro gasto de capital y programas de mantenimiento preventivo sin afectar nuestra habilidad para brindar a nuestros clientes nuestro servicio de forma segura y continua en el corto plazo, en concordancia con calidad y los estándares propios que lo caracterizan.
Nuestros gastos de capital representaron aproximadamente Ps. 639.9 millones entre 2002 y 2011. Nuestros gastos de capital durante 2012 y 2013 ascendieron a aproximadamente Ps. 111.2 millones y Ps. 166 millones, respectivamente. Siendo que nuestra renegociación tarifaria permanece demorada, nuestra habilidad para dedicar recursos a gastos de capital se ha visto significativamente reducida, y podríamos no estar en condiciones de efectuar las mejoras necesarias a nuestros Activos Esenciales. Esta potencial imposibilidad podría resultar en un incumplimiento de las Reglas Básicas de la Licencia y en última instancia en una revocación de nuestra -Licencia.
Más aún, la quiebra de la Compañía resultaría en la revocación de su Licencia. Véase "Información sobre la Emisora
– Descripción del Negocio - Panorama de negocios” e “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio”. El 17 de septiembre de 2002, el Gobierno emitió el Decreto Nº 1.834/02 (que permanecerá vigente mientras siga en vigor la Ley de Emergencia Pública), que dispone que la presentación de procedimientos concursales o de una petición de
quiebra por o en contra de empresas involucradas en la renegociación de sus licencias otorgadas por el Estado como resultado de la Ley de Emergencia Pública no originará la rescisión de las licencias de tales empresas.
Como regla general, al vencimiento de su Licencia, la Compañía tendrá derecho a recibir la cifra menor entre los siguientes dos montos: (a) el valor neto en libros o de sus Activos Esenciales (inclusive bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de posteriores inversiones realizadas en Dólares Estadounidenses y ajustado por el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (el "IPP") de los Estados Unidos, neto de depreciación acumulada, y (b) los fondos de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia de la Compañía, neto de costos e impuestos pagados por quien resulte adjudicatario.
Si el Gobierno rescindiera la Licencia de la Compañía antes del vencimiento de su plazo total como resultado del incumplimiento de la Compañía, el Gobierno podrá compensar contra el valor neto en libros de la Compañía cualquier suma adeudada al Gobierno por daños y perjuicios originados en los hechos resultantes en la revocación de su Licencia. La Licencia establece que tales daños y perjuicios deben ser de como mínimo el 20% del valor neto en libros de los activos de la Compañía. Alternativamente, el Gobierno en tales circunstancias podría exigir a Gas Argentino transferir su tenencia de acciones de la Compañía al ENARGAS como síndico para su venta posterior mediante un proceso licitatorio. La indemnización recibida por la Compañía por la revocación de su Licencia podrá no ser suficiente para permitirle pagar sus obligaciones, incluso los intereses y el capital de su deuda financiera.
Los compromisos restrictivos en nuestro endeudamiento existente pueden restringir adversamente nuestra flexibilidad financiera y operativa y exponernos a otros riesgos.
Nuestro endeudamiento existente contiene numerosos compromisos restrictivos que limitan nuestra flexibilidad financiera. Estas restricciones, entre otras cosas, pueden limitar nuestra capacidad para operar nuestro negocio y pueden prohibir o limitar nuestra capacidad para mejorar nuestras operaciones o tomar ventaja de potenciales oportunidades de negocios que puedan surgir. El incumplimiento a cualquiera de tales compromisos o nuestro incumplimiento a cualquiera de tales condiciones pueden resultar en un evento de incumplimiento bajo todo o parte de dicho endeudamiento. Nuestra capacidad de cumplir con tales compromisos puede ser afectado por eventos fuera de nuestro control, incluyendo condiciones económicas, financieras, industriales o de nuestra Licencia. Adicionalmente, si no podemos generar suficiente flujo de efectivo de nuestras operaciones, podría ser que tuviéramos que refinanciar nuestra deuda u obtener financiamiento adicional. No podemos asegurar que dicha refinanciación o que financiamiento adicional pueda ser aceptado en términos aceptables.
Asimismo, conforme la Ley de Sociedades Comerciales, podemos pagar dividendos en Pesos de cualquier ganancia no distribuida. Nuestra capacidad para pagar dividendos a nuestros accionistas está restringida por los compromisos anteriormente mencionados. Cualquier distribución de dividendos en efectivo está sujeto a una previa cancelación, pago o recompra de al menos US$ 75 millones de Obligaciones Negociables Serie A.
Factores de riesgo relacionados con el Accionista Controlante
Como Gas Argentino posee una mayoría controlante de las acciones de la Compañía, los demás accionistas de la Compañía no podrán afectar el resultado de ningún voto de los accionistas.
Gas Argentino posee la totalidad de las acciones ordinarias clase A de la Compañía, de valor nominal un peso por acción (las "Acciones Clase A"), representativas del 51% de su capital social, y 49% de las acciones ordinarias Clase B de la Compañía, de valor nominal un peso por acción (las "Acciones Clase B"), representativas del 19% de su capital social. Gas Argentino tiene la facultad de determinar el resultado de sustancialmente la totalidad de los asuntos a ser considerados y resueltos por el voto de los accionistas de la Compañía y de elegir a la mayoría de los miembros de su Directorio y a la mayoría de los miembros de su Comisión Fiscalizadora. En consecuencia, los demás accionistas de la Compañía no podrán afectar las decisiones de las Asambleas Generales Ordinarias y de las Asambleas Generales Extraordinarias de Clases A y B, incluido la elección de la mayoría de integrantes de su Directorio.
El Estado Nacional indirectamente controla a Gas Argentino (y por ende a la Compañía) conforme las políticas energéticas de acuerdo a la Ley Nº 26.741 (la “Ley de Expropiación”).
El Estado Nacional controla indirectamente a Gas Argentino (a través de YPF), y, consecuentemente, es capaz de determinar sustancialmente todas las materias que requieren una mayoría accionistas, incluyendo la elección de la mayoría de los directores, y es capaz de dirigir las operaciones. La Ley de Expropiación declaró que el logro de la autosuficiencia en el suministro de hidrocarburos, así como en la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos es un interés público nacional y una prioridad para la Argentina. Además, declara como objetivo garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias argentinas y regiones. Asimismo, la incapacidad de la Argentina de satisfacer sus necesidades energéticas podría tener un efecto
material adverso en la economía argentina y afectar negativamente los resultados de nuestras operaciones. No podemos asegurar que las decisiones tomadas por los accionistas controlantes de la Compañía y de Gas Argentino a los efectos de cumplir con los objetivos de la Ley de Expropiación no diferirán de los intereses de los tenedores de Obligaciones Negociables.
Gas Argentino podría verse obligada por ley a emprender una reducción de capital social obligatoria y ser objeto de disolución y liquidación.
Según el Artículo 206 de la Ley de Sociedades Comerciales, si las pérdidas de Gas Argentino en cualquier ejercicio superaran sus reservas más el 50% de su capital social al cierre de dicho ejercicio, Gas Argentino se vería obligada a reducir su capital social, a menos que reciba un aporte de capital suficiente para restablecer su situación patrimonial y financiera. Asimismo, si el patrimonio neto de Gas Argentino fuera negativo (es decir, si el pasivo fuera mayor que el activo) en cualquier cierre de ejercicio, Gas Argentino será objeto de disolución y liquidación según el Artículo 94 de la Ley de Sociedades Comerciales, salvo que reciba un aporte de capital que resultaría en que su activo supere al pasivo.
Al 31 de diciembre de 2014, Gas Argentino registra pérdidas acumuladas por Ps. 707,6 millones y mantiene un capital de trabajo negativo consolidado de Ps. 601,3.millones Como consecuencia de la magnitud de las pérdidas acumuladas registradas a dicha fecha, la Sociedad registra un patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controlante negativo de Ps. 611,5 millones encontrándose alcanzada por las disposiciones del art. 94 inc. 5° y el art. 96 de la Ley de Sociedades Comerciales.
Factores de riesgo relacionados con MetroENERGÍA
Cambios en la legislación aplicable a MetroENERGÍA S.A. podrán tener un efecto sustancial adverso en el rendimiento financiero de la Compañía.
En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 180/04 que autoriza a las distribuidoras de gas natural a tener una participación controlante en las comercializadoras de gas natural. MetroENERGÍA S.A. (“MetroENERGÍA”) fue constituida en el marco de dicho decreto. Sin embargo, cambios en la legislación aplicable a MetroGAS pueden causar un efecto material adverso en su situación financiera. Conforme el Decreto N° 180/04, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de limitar geográficamente la participación de las comercializadoras de gas. Tales restricciones no fueron aún impuestas.
En línea con los cambios regulatorios que fueron realizados en el sector de gas a partir de la emisión de los Decretos Ejecutivos Nº 180 y Nº 181 de 2004 de fecha 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), la Compañía constituyó MetroENERGÍA. En julio de 2005, el ENARGAS autorizó a la Compañía a operar MetroENERGÍA como una comercializadora de gas natural. Actualmente, la Compañía posee el 95% del capital en MetroENERGÍA, y YPF Inversora Energética S.A. (“YIESA”), es el tenedor del restante 5%.
La Compañía no puede asegurar que cambios en las regulaciones mencionadas, o futuros cambios del marco regulatorio no afectarían en forma sustancial y adversa a la Compañía.
MetroENERGÍA opera en un mercado altamente competitivo.
MetroENERGÍA negocia sus contratos con los distintos productores de gas para el suministro de gas natural a tales clientes. La mayoría de tales 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 periodo 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 es 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 SE 1410.
Dado este panorama altamente competitivo no podemos asegurar que MetroENERGÍA será capaz de renovar todos sus contratos con sus clientes. Asimismo, no estamos en condiciones de garantizar que seremos capaces de asegurar niveles de gas, o niveles adecuados de precios, durante los meses invernales, y así mantener los mismos niveles y márgenes de ventas de años anteriores.
Factores de riesgo relacionados con las Obligaciones Negociables
Es posible que los acreedores de la Compañía no puedan ejecutar sus créditos contra la Compañía en la Argentina.
La Compañía es una sociedad anónima constituida según las leyes de la Argentina. La totalidad o parte sustancial de los activos de la Compañía se encuentra ubicada en la Argentina.
Según la ley argentina, las sentencias extranjeras se ejecutan si se reúnen los requisitos de los Artículos 517 a 519 del Código de Procedimiento Civil y Comercial de la Nación. Las sentencias extranjeras no pueden violar los principios de orden público de la ley argentina, según determinen los tribunales argentinos. Es posible que un tribunal argentino considere la ejecución de sentencias extranjeras que ordenen a la Compañía efectuar un pago en una moneda extranjera fuera de la Argentina contrario al orden público argentino si en ese momento existieran restricciones legales que prohibieran a los deudores argentinos transferir moneda extranjera fuera de la Argentina.
Según la ley argentina, un juez argentino no ordenará un embargo preventivo ni ejecutorio respecto de bienes ubicados en la Argentina que determine afectados a la prestación de un servicio público esencial. Una porción significativa de los activos de la Compañía podrá ser considerada por los tribunales argentinos como afectados a la prestación de un servicio público esencial. Si un tribunal argentino realizara una determinación en tal sentido respecto de cualquiera de los bienes de la Compañía, salvo que el Gobierno dispusiera la desafectación de tales activos, dichos bienes no estarían sujetos a embargo, ejecución u otro proceso legal en tanto dicha determinación se mantenga vigente y la capacidad de cualquiera de los acreedores de ejecutar una sentencia contra tales bienes podrá verse seriamente afectada.
Podría no desarrollarse o no ser sostenible un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables.
No podemos garantizar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables de una Serie, o de desarrollarse, que se mantendrá tal mercado. Si no se desarrollara o mantuviera un mercado activo para la negociación de las Obligaciones Negociables, el precio xx xxxxxxx y liquidez de las mismas podría verse seriamente afectados.
Los presupuestos y estimaciones actuales de la Compañía podrían no ser exactos debido a acontecimientos futuros que escapan a su control y, en tal caso, la Compañía podría verse imposibilitada de abonar el capital y/o los intereses adeudados con respecto a las Obligaciones Negociables a su vencimiento.
La Compañía continúa operando en un entorno regulatorio, económico y político inestable e incierto. Aquellos factores que han afectado significativa y adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Compañía en el pasado, incluyendo, entre otros, los controles cambiarios y de tarifas, podrían continuar ejerciendo una fuerte presión sobre los resultados de las operaciones y la liquidez de la Compañía. La futura capacidad de la Compañía para pagar sus obligaciones de deuda dependerá en parte de los factores indicados, que están fuera de su control y que afectarán su actividad. Si cualquiera de estos factores se deteriorara, o si ocurrieran hechos imprevistos que afectaran sustancial y adversamente las operaciones de la Compañía, es posible que la Emisora no pueda pagar los servicios de capital y/o intereses de las Obligaciones Negociables.
La Compañía podría optar por rescatar las Obligaciones Negociables antes de su vencimiento y los inversores podrían verse imposibilitados de reinvertir el producido a una tasa de rendimiento igual o mayor.
Las Obligaciones Negociables, de acuerdo a lo que se establezca en cada Serie respectiva bajo el Programa, podrán
El precio al que los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán venderlas antes de su vencimiento dependerá de una serie de factores y podría significar una suma substancialmente menor a la originalmente invertida por los tenedores.
El valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables puede verse afectado en cualquier momento como consecuencia de fluctuaciones en el nivel de riesgo percibido respecto a la Compañía o el mercado en la cual la misma opera. Por ejemplo, un aumento en el nivel de dicho riesgo percibido podría causar una disminución en el valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables. En cambio, una disminución en el nivel de la misma podría causar un aumento en el valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables.
El nivel de riesgo percibido podrá verse influenciado por factores políticos, económicos, financieros y otros, complejos e interrelacionados, que podrán afectar los mercados monetarios en general o específicamente el mercado en el que opera la Compañía.
No se puede asegurar que la calificación otorgada a las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa no sea disminuida, suspendida o cancelada por la sociedad calificadora.
La calificación otorgada a las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa podría variar luego de su emisión. Dicha calificación es limitada en su alcance y no tiene en consideración todos los riesgos relacionados con la inversión en las obligaciones negociables, sino que sólo refleja las consideraciones tenidas en cuenta por la sociedad calificadora al momento de la calificación. No se puede asegurar que dicha calificación se mantenga por un período determinado o que la misma no sea disminuida, suspendida o cancelada si, a juicio de la sociedad calificadora, las circunstancias así lo ameritan. Cualquier disminución, suspensión o cancelación de dicha calificación podría tener un efecto adverso sobre el precio xx xxxxxxx y la negociación de las obligaciones negociables.
Los pagos de sentencias contra nuestra Compañía en relación con las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa y en moneda distinta al Peso podrían ser realizados en Pesos
En caso de iniciarse procedimientos contra la Compañía en Argentina, ya sea para hacer valer una sentencia o como resultado de una acción original iniciada en Argentina, podríamos no estar obligados a satisfacer dichas obligaciones en una moneda distinta del Peso o la moneda argentina vigente en ese momento. En consecuencia, los inversores podrían sufrir una diferencia en menos de Dólares Estadounidenses (o la moneda de emisión de las obligaciones negociables) si obtienen una sentencia o distribución de activos por quiebra en Argentina si los inversores no pudieran adquirir en el mercado cambiario argentino los Dólares Estadounidenses equivalentes al tipo de cambio vigente. Bajo las regulaciones cambiarias existentes los inversores extranjeros pueden adquirir Dólares Estadounidenses en el mercado de cambios oficial con los fondos recibidos por el cobro de pesos (ya sea del deudor o a través de la ejecución de créditos contra los activos del deudor) por el pago de intereses del capital de deuda, en cumplimiento de ciertos requisitos, entre ellos que los fondos derivados de la toma de préstamos sean liquidados en el mercado de cambios oficial de Argentina. Sin embargo, estas reglamentaciones cambiaras podrían ser eliminadas, suspendidas o modificadas sustancialmente.
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA
Historia y desarrollo de la emisora
Denominación, forma legal y CUIT
MetroGAS S.A. es una sociedad anónima, constituida de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales. Su número de CUIT es 00-00000000-0.
Fecha de constitución y plazo de duración
MetroGAS fue constituida en Buenos Aires con fecha 24 de noviembre de 1992 e inscripta en el Registro Público de Comercio el 1 de diciembre de 1992 bajo el número 11.670, libro 112, Tomo A de Sociedades Anónimas; y cuyo contrato social tiene fecha de vencimiento el día 1 de diciembre de 2091.
Domicilio legal y sede social
El domicilio legal y la sede social de MetroGAS se encuentran establecidos en la xxxxx Xxxxxxxx Xxxxx xx Xxxxxxxx 0000, (0000) Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, teléfono: (5411) 0000-0000, fax: (5411) 0000-0000, y su página web institucional es: xxx.xxxxxxxx.xxx.xx.
La Emisora opera bajo la legislación de la República Argentina.
Eventos importantes en el desarrollo de los negocios
El 00 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxxxxx firmó el Acuerdo 2014, complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN. El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
La Resolución I/2851 del ENARGAS, publicada en el Boletín Oficial el 9 xx xxxxx de 2014, estableció 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”).
Privatización de Gas del Estado y control por parte de YPF
Antes de su privatización, GdE, una compañía estatal creada por el Gobierno, era propietaria y operaba virtualmente la totalidad de los servicios de transporte y distribución de gas natural de la Argentina. El gas era transportado por GdE a través de gasoductos de alta presión de aproximadamente 10.590 km de longitud, desde las cuencas productoras ubicadas principalmente en el oeste, noroeste y sur de la Argentina hasta las áreas de distribución a efectos de ser suministrado a los clientes.
La privatización de GdE se 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 de dos nuevas compañías, de transporte y nueve de distribución cada una de las cuales está habilitada y regulada por un nuevo marco regulatorio.
El consorcio (el "Consorcio") formado por British Gas plc. ("British Gas"), Xxxxx Xxxxxxx, Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. e Invertrad S.A., resultó adjudicatario del 70% del capital de MetroGAS. Los miembros del Consorcio constituyeron una sociedad denominada Gas Argentino S.A. para ejercer la titularidad de dicho 70% en MetroGAS. A la fecha, algunos de los participantes del Consorcio han vendido o transferido su participación en Gas Argentino S.A.
El 14 de noviembre de 2012, Gas Argentino recibió una notificación de BG Inversiones Argentina S.A. (“BGIA”) informando que BGIA había celebrado un acuerdo con Integra Gas Distribution LLC (“Integra”) para vender sus
40.793.136 Acciones Clase A en Gas Argentino a Integra. La transferencia de dichas acciones estaba sujeta, entre otras condiciones, a la obtención de las aprobaciones regulatorias necesarias y a que YIESA declinara su opción preferente para adquirir tales acciones. El acuerdo también incluía la venta por parte de BG Gas International B.V. de 38.941,720 Acciones Clase B en MetroGAS.
El 30 de noviembre de 2012, Gas Argentino fue notificado por BGIA que YIESA ejercería su derecho preferente de la
siguiente manera: (i) adquiriría 40.793.136 Acciones Clase A de propiedad de BGIA en Gas Argentino, representativas del 100% de las acciones que BGIA tenía en Gas Argentino; (ii) adquiriría 6.279 acciones de propiedad de BG Argentina S.A. (“BG Argentina”) en MetroENERGÍA, representativas del 2,73% del capital social de MetroENERGÍA, y (iii) eventualmente, sujeto a otras condiciones adicionales, adquiriría 38.941.720 Acciones Clase B de BG International B.V. en MetroGAS.
El 26 xx xxxxx de 2013, mediante la Resolución ENARGAS Nº I/2566 D, de fecha 19 xx xxxxx de 2013, el ENARGAS aprobó la compra por YIESA de 54,67% de las Acciones Clase A de Gas Argentino de parte de BGIA y del 2,73% de las acciones de MetroENERGÍA, de titularidad de BG Argentina, sin perjuicio del involucramiento de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia en el asunto.
El 0 xx xxxx xx 0000, Xxx Xxxxxxxxx informó que BGIA había transferido a YIESA 46.010.284 Acciones Clase A en Gas Argentino representativas del 54,67% del capital social de Gas Argentino. De tal manera, YPF, a través de YIESA, obtuvo el 100% del capital social y votos de Gas Argentino, que a su vez posee el 70% del capital social y votos de MetroGAS.
Adicionalmente, BG Argentina transfirió a YIESA 6,279 acciones ordinarias en MetroENERGÍA, representativas del 2,73% del capital social de MetroENERGÍA.
El 1 xx xxxxxx de 2013, YIESA, conforme los términos del artículo 215 de la Ley de Sociedades Comerciales, transfirió a Operadora de Estaciones de Servicio S.A. (“OPESSA”) 1.683.246 Acciones Clase A en Gas Argentino.
Intervención de MetroGAS por el ENARGAS
En el año 2010 el ENARGAS intervino a la Sociedad. Dicha decisión fue prorrogada sucesivamente. El 00 xx xxxx xx 0000, xxx xxxxxxx, el ENARGAS dictó la Resolución N° I/2587, la cual dispuso la terminación de dicha intervención.
Concurso Preventivo
Como consecuencia de nuestra condición financiera adversa, el día 17 xx xxxxx de 2010, MetroGAS solicitó la apertura de su concurso preventivo. La causa, caratulada “Metrogas S.A. s/concurso preventivo” (Expediente 065.555), tramitó por ante el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Comercial nº 26, Secretaría nº 51, sito en Xx. Xxxxxx 000, xxxx 0x, xx xx Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx. La asamblea de accionistas de MetroGAS, de fecha 2 xx xxxxxx de 2010, ratificó dicha decisión por parte del directorio.
Luego del cumplimiento de los distintos pasos establecidos por la Ley de Concursos y Quiebras, el 2 de febrero de 2012 presentamos una propuesta para un acuerdo con nuestros acreedores no garantizados que fueron verificados o declarados admisibles.
El día 00 xx xxxx xx 0000 XxxxxXXX presentó una nueva propuesta de acuerdo preventivo dirigida a los acreedores quirografarios verificados o declarados admisibles, que incluía algunos cambios menores en las fechas establecidas para la ocurrencia de determinados eventos (capitalización de intereses y determinación de ciertos vencimientos, entre otras), y eliminó la oferta de compra que MetroGAS estaba requerido a efectuar ante la ocurrencia de un cambio de control. La propuesta, que consistía en la entrega, en canje y dación en pago de tales créditos, de dos clases de obligaciones negociables, las Obligaciones Negociables Serie A (divididas a su vez en Obligaciones Negociables Serie A-L y Obligaciones Negociables Serie A-U, para distinguir a los acreedores financieros (Serie L) de aquellos acreedores comerciales (Serie U)) y Obligaciones Negociables Serie B (divididas a su vez en Obligaciones Negociables Serie B-L y Obligaciones Negociables Serie B-U, para distinguir a los acreedores financieros (Serie L) de aquellos acreedores comerciales (Serie U)), con vencimiento el 31 de diciembre de 2018, denominadas en Dólares Estadounidenses.
El 6 de septiembre de 2012, el Juzgado dictó resolución homologando la propuesta de acuerdo preventivo efectuada por MetroGAS y disponiendo la conclusión del concurso preventivo, la cual fue notificada a MetroGAS el día 12 de septiembre de 2012. Adicionalmente, dispuso la creación del comité de acreedores.
El canje de deuda y la emisión de las nuevas obligaciones negociables anteriormente referidas fue implementado el 11 de enero de 2013. En dicha fecha, MetroGAS emitió Obligaciones Negociables Serie A-L, Obligaciones Negociables Serie A-U, Obligaciones Negociables Serie B-L y Obligaciones Negociables Serie B-U por un monto de U$S 314.553.452 (las “Obligaciones Negociables de la Reestructuración”), en la forma de Unidades L y Unidades U. La emisión fue estructurada mediante la emisión de dos clases de obligaciones negociables denominadas en Dólares Estadounidenses: la Clase A que representa el 53,2% de la deuda verificada y la Clase B que representa el 46,8% de la deuda verificada. Posteriormente, y también en cumplimiento de los términos de su concurso preventivo, el 00 xx xxxxx
xx 0000, XxxxxXXX emitió (1) Obligaciones Negociables Serie A-U adicionales por un monto de U$S 5.087.459 y Obligaciones Negociables Serie B-U adicionales por un monto de U$S 4.013.541 que fueron emitidas para ser puestas a disposición de los acreedores que resultaran verificados en el concurso preventivo con posterioridad a la emisión de las Obligaciones Negociables de la Reestructuración (las “Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía”), y (2) Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013 por un monto de U$S 6.756.665 (las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013”) y Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Junio 2013 por un monto de U$S 704.581, en concepto de capitalización de los intereses que resultaban pagaderos al 30 xx xxxxx de 2013 bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración y bajo las Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía (las “Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Junio 2013” y conjuntamente con las Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Junio 2013, las “Obligaciones Negociables de la Capitalización Junio 2013”).
Por último, y nuevamente en cumplimiento de los términos de su concurso preventivo, el 29 de enero de 2014 MetroGAS emitió (i) Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013 por un monto de U$S
3.516.500 (las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013”) y (ii) Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales Diciembre 2013 por un monto de U$S 371.456 (las “Obligaciones Negociables Serie A-U Adicionales” y conjuntamente con las “Obligaciones Negociables Serie A-L Adicionales Diciembre 2013” las “Obligaciones Negociables de la Capitalización Diciembre 2013”), las que fueron emitidas en concepto de capitalización de intereses bajo las Obligaciones Negociables de la Reestructuración, las Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía y las Obligaciones Negociables de la Capitalización Junio 2013.
El 1 y el 13 de febrero de 2013 presentamos en el juzgado interviniente evidencia acerca del cumplimiento de la propuesta concursal y la emisión de las nuevas obligaciones negociables, a los efectos de obtener la remoción de todas las restricciones generales y la declaración legal de cumplimiento del concurso preventivo en el marco del artículo 59 de la Ley de Concursos y Quiebras.
El 9 de septiembre de 2013 presentamos un pedido formal en el expediente concursal solicitando que se declare cumplido el concurso preventivo.
El 8 de noviembre de 2013, el juzgado interviniente emitió una resolución indicando que el concurso preventivo había sido satisfactoriamente cumplido y regulando los honorarios de los síndicos. Apelamos dichos honorarios, y al mismo tiempo negociamos con los síndicos, que aceptaron un pago de Ps. 4,5 millones en tal concepto. Como resultado, desistimos de la apelación anteriormente mencionada.
El 13 de diciembre de 2013, el Registro de la Propiedad Inmueble de la Provincia de Buenos Aires tomó nota del levantamiento de la inhibición general de bienes.
Actualmente, estamos negociando con acreedores de deuda privilegiada el pago de sus respectivos reclamos, que fueron registrados al 31 de diciembre de 2014 como “Pasivos Concursales”.
Las Obligaciones Negociables Serie B solo serán exigibles a MetroGAS si:
(A) se habrá declarado el vencimiento anticipado de todas las Obligaciones Negociables Serie A y su monto de capital junto con intereses devengados y los montos adicionales impagos sobre ellas habrán vencido y resultarán pagaderos, o
(B) habrá tenido lugar un supuesto de incumplimiento de las Obligaciones Negociables Serie A y tenedores de por lo menos el 25% del monto de capital de las Obligaciones Negociables Serie A-L en circulación en ese momento habrán requerido por escrito a MetroGAS y al Bank of New York Mellon (en su carácter de fiduciario) que se declare la caducidad de plazos de las Obligaciones Negociables Serie A (los hechos descriptos en (A) y (B), cada uno un “Hecho Desencadenante”) antes de (x) el primer aniversario de la fecha de emisión o (y) el 30 xx xxxxx de 2014, lo que ocurriere primero (la “Fecha Límite”).
Adicionalmente, las Obligaciones Negociables Serie A y las Obligaciones Negociables Serie B fueron inicialmente emitidas como parte de una Unidad. Las Obligaciones Negociables Serie A y las Obligaciones Negociables Serie B no pueden ser ofrecidas, transferidas o vendidas independientemente antes de la fecha de un Hecho Desencadenante o la Fecha Límite, lo que ocurriere primero.
Con fecha 30 xx xxxxx de 2014, The Bank of New York Mellon, dispuso la cancelación automática de las Obligaciones Negociables Serie B y de las Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía Serie B-U por un monto total de U$S 138.678.944 (la “Cancelación”) por cuanto en la Fecha Limite no se ha producido un Hecho Desencadenante.
De conformidad con la Cancelación, se informa que el importe de Obligaciones Negociables Clase A y Obligaciones Negociables de la Verificación Tardía Serie A-U en circulación asciende a la suma de U$S 184.581.200.
Principales inversiones
Como parte de la estrategia de la Compañía, comenzamos y continuamos a través del año 2001 un programa de inversiones de capital destinado a extender y renovar las cañerías, reguladores, válvulas y medidores, para asegurar la seguridad y confiabilidad de nuestra red de distribución, para modernizar y centralizar nuestros sistemas de información y para actualizar nuestra red de atención al cliente. Incurrimos aproximadamente en Ps. 524.9 millones de inversiones de capital desde 1993 hasta el año 2001. Dada la crisis económica Argentina, en el año 2002 reducimos nuestras inversiones de capital a lo necesario requerido para cumplir con la Licencia y asegurar la operación segura de nuestra red. De tal modo, redujimos nuestras inversiones de capital y programa de mantenimiento preventivo sin afectar nuestra habilidad para servir a nuestros clientes de manera segura o de operar nuestra red conforme la calidad y normas ambientales. Efectuamos inversiones de capital de aproximadamente Ps. 639.9 millones entre el 2002 y 2011. Nuestras inversiones de capital durante 2012, 2013 y 2014 ascendieron aproximadamente a Ps. 109 millones, Ps. 166 y Ps. 200,3 millones, respectivamente.Para mayor información véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”.
Descripción del negocio
Antecedentes Históricos. La Industria del Gas Natural.
Con anterioridad a la privatización de Gas del Estado, la industria gasífera argentina era controlada efectivamente por el Gobierno. A partir de enero de 1944 y hasta diciembre de 1992, el sistema integrado de transporte y distribución de gas natural se encontraba bajo el exclusivo control de Gas del Estado y sus predecesores. Además, hasta 1990, YPF directamente, o a través de sus contratistas, era el único productor de gas natural en el país.
Los activos del servicio de distribución de Gas del Estado fueron divididos en nueve sistemas sobre una base geográfica según lo especificado en la licencia de cada una de las nueve empresas distribuidoras. El área metropolitana de Buenos Aires, el principal mercado de gas en Argentina, se dividió entre dos empresas distribuidoras, MetroGAS y Gas Natural BAN S.A. (“BAN”). MetroGAS, la más grande de ellas, en términos de número de clientes y volumen de entrega de gas, con aproximadamente el 19,1% del total de las entregas efectuadas por las distribuidoras durante el año 2013, opera dentro del área que cubre la parte sur y este del Gran Buenos Aires, incluyendo la Ciudad de Buenos Aires. Camuzzi Gas Pampeana S.A. ocupa el segundo lugar entre las empresas distribuidoras más importantes en Argentina en términos de volumen de distribución de gas con aproximadamente el 18,7% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2013, opera en la zona que abarca la Provincia de Buenos Aires (sin incluir el Gran Buenos Aires). Camuzzi Gas del Sur S.A., la tercera distribuidora más importante en términos de entregas de gas, con aproximadamente el 15,9% del total de entregas de todas las compañías distribuidoras en el año 2013, opera en el área xx xxxxxxx que cubre el sur de Argentina. Litoral Gas S.A., que cubre el norte de las Provincias de Buenos Aires y Santa Fe y BAN, que cubre el noroeste de la Provincia de Buenos Aires, son la cuarta y la quinta en términos de entregas de gas con aproximadamente 12,7% y 10,9% del total de entregas en el año 2013, cubriendo el noroeste de la Provincia de Buenos Aires. Las restantes distribuidoras de gas del país son Gasnor S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (cuyas respectivas áreas de servicio se encuentran en el noroeste y centro-oeste de la Argentina) y Gasnea S.A. que opera en el noreste del país.
Los activos del servicio de transporte se dividieron sobre una base geográfica extensa en dos sistemas, un sistema troncal de gasoductos norte y otro sur, diseñados para dar a ambos sistemas acceso a las fuentes de gas y abastecer los principales centros de demanda, incluyendo el área del Gran Buenos Aires. Como resultado de la división, el sistema de distribución de la Compañía está conectado directamente al sistema del gasoducto troncal sur operado por TGS, la principal proveedora del servicio de transporte de gas de la Compañía. Además, la Compañía está conectada en forma indirecta al sistema troncal de gasoductos del norte operado por TGN a través de un anillo principal alrededor de Buenos Aires de gran diámetro y alta presión y a través de un gasoducto de una compañía distribuidora vecina.
La Ley del Gas y los decretos reglamentarios también otorgaron a cada empresa privatizada, una licencia para operar los activos transferidos, estableciendo además un marco regulatorio para la industria privatizada el cual se basa en el acceso abierto y no discriminatorio. Se constituyó una entidad regulatoria, el ENARGAS para regular el transporte, distribución, comercialización y almacenamiento del gas natural en el país. Asimismo, la Ley del Gas dispuso la regulación de los precios del gas en boca 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 US$ 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 la Compañía ha aumentado. No obstante, la promulgación de la Ley de Emergencia 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 42,9 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, la Compañía cree que existen oportunidades de mercados adicionales en el país y que la demanda del producto aumentará con el crecimiento de la economía argentina.
El siguiente cuadro muestra el consumo total de gas natural en la Argentina por tipo de cliente para los siguientes años calendario:
Consumo de Gas Natural
1990 | 2000 | 2005 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | |
Residencial | |||||||
MMMC.......................... | 4.346 | 6.967 | 7.432 | 9.244 | 9.248 | 9.690 | 10,496 |
BPC ............................... | 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. 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 Golfo San Xxxxx, las cuales en conjunto contienen aproximadamente el 92,0% 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 61,0% se originó en la cuenca Neuquén y el 39,0% 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 Xxxx (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, una disminución de 5,5% respecto de 2012. Al 31 de diciembre de 2011, el total de reservas comprobadas de gas natural de Argentina era de 393.996 MMMC.
Cuenca Neuquén. Es la cuenca más grande de la Argentina, con un área de superficie explotable de más de 100.000 km2, y es una de las principales fuentes de abastecimiento de la Compañía. Al 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 62,0 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 licuado de petróleo. El costo del gas natural importado excede sustancialmente el nivel de precio que el Gobierno estableció en el mercado local. Durante 2013, a efectos de satisfacer los requerimientos de la demanda interna, alrededor de 12.000 MMm3 debieron ser importados desde Bolivia, y gas natural fue re gasificado en las plantas xx Xxxxxxx y Bahía Blanca.
Panorama de Negocios
La Compañía es la empresa de distribución de gas natural más grande de Argentina en términos de cantidad de clientes y volumen de provisión de gas, de acuerdo con el anuario del ENARGAS correspondiente a 2013. MetroGAS cuenta con aproximadamente más de 2,3 millones de clientes dentro de su área de servicio que comprende la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y el área metropolitana sur y este del Gran Buenos Aires, una zona densamente poblada que incluye importantes centrales eléctricas que operan con combustible alternativo, y clientes industriales y comerciales de gas natural. La Compañía es una de las nueve principales empresas distribuidoras de gas constituidas luego de la privatización de Gas del Estado.
Los resultados de las operaciones varían de manera significativa estacionalmente, siendo las ventas e ingreso operativo de la Compañía considerablemente más altos durante los meses de invierno (marzo a septiembre). Durante 2014, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 44,1% de las ventas netas de MetroGAS. El resto de las ventas de gas natural y de los servicios de transporte y distribución se realizaron a clientes industriales, comerciales y entidades gubernamentales, centrales eléctricas, proveedores y estaciones de carga de gas natural comprimido (“GNC”) utilizado como combustible de vehículos. Para una descripción más amplia de los mercados principales en los que compite la Compañía, véase “Información sobre la Emisora - Antecedentes Históricos - La Industria del Gas Natural”.
El sistema de distribución de la Compañía está conformado por aproximadamente 16.800 km. de cañerías de distribución. La Compañía adquiere el gas natural principalmente a los productores ubicados en el sur y oeste de Argentina. El gas adquirido por la Compañía es transportado a través de dos sistemas de gasoductos troncales operados uno por TGS y el otro por TGN.
En 1992, con la privatización de Gas del Estado, el Gobierno otorgó a la Compañía una licencia por 35 años, prorrogable por períodos adicionales 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. La Compañía se encuentra regulada por el ENARGAS, un organismo dependiente del Gobierno que ejerce amplias facultades de control sobre la industria de distribución y transporte de gas, incluyendo sus tarifas. La Ley del Gas establece que la tarifa para el gas natural cobrada a los consumidores finales por la Compañía se compone de la suma de tres elementos: (i) el precio del gas comprado; (ii) la tarifa por el transporte de gas desde el área de producción al sistema de distribución; y (iii) el margen de distribución establecido por el ENARGAS. La Licencia establece un ajuste semestral de las tarifas como consecuencia de las variaciones del IPP y, en otras circunstancias determinadas. La Ley del Gas y la Licencia disponen que las tarifas serán ajustadas cada cinco años según el método de “precio tope con revisión periódica”, un tipo de incentivo que permite a las sociedades reguladas (i) retener una porción de los beneficios económicos provenientes de las ganancias por eficiencia y (ii) recuperar el costo de las inversiones efectuadas así como un retorno razonable sobre ellas. Sin embargo, la Ley de Emergencia que convirtió a pesos las tarifas de la Compañía en Dólares Estadounidenses, a un tipo de cambio de Ps. 1 por US$ 1, ha reemplazado y suspendido una cantidad importante de estas disposiciones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio”.
Estrategia de Negocios
En respuesta a la crisis económica, a principios de 2002, la Compañía readaptó su estrategia a los riesgos de corto plazo para enfrentar los desafíos que se presentan. Desde entonces, esta estrategia de corto plazo ha apuntado a trabajar con el Gobierno para acelerar las decisiones y obtener aumentos en las tarifas que aseguren la continuidad de las operaciones, el mantenimiento de los parámetros de seguridad y calidad y la cobertura de la amortización de su deuda. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - ENARGAS - Tarifas”.
Como consecuencia de la situación financiera adversa, el Directorio de MetroGAS aprobó su presentación en concurso preventivo el día 17 xx xxxxx de 2010, el cual fue concluido en noviembre de 2013. Para más información al respecto, véase “–Historia y Desarrollo de la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo” en esta sección.
Con anterioridad a la crisis, la Compañía había implementado una estrategia que incluía inversiones en bienes de capital y otras medidas diseñadas para: (a) continuar brindando servicio de alta calidad a sus clientes; (b) asegurar un crecimiento sostenido en los dividendos; (c) lograr una reducción significativa en los gastos operativos; (d) implementar una estrategia xx xxxxxxx basada más estrictamente en la investigación xx xxxxxxx; (e) mejorar el uso de su capacidad de transporte actual convirtiéndose en un participante clave en el mercado del transporte de gas natural;
(f) desarrollar aún más el mercado de GNC; (g) continuar preservando el medio ambiente; (h) desarrollar sus recursos humanos; y (i) generar una cultura organizacional basada en la excelencia.
Forzada por la exposición a los riesgos y circunstancias descriptas en “Información clave – Factores de Riesgo”, la estrategia de largo plazo de la Compañía consiste en mantener y aumentar su posición dentro 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 sus clientes y seguir siendo la prestadora de los servicios de distribución de gas natural y productos relacionados más innovadora del país.
Desde que la Compañía comenzó sus operaciones, la administración se ha concentrado en el control de los costos operativos, mejorando la eficiencia operativa y mejorando el sistema de recaudación. Entre el 31 de diciembre de 1992 y el 31 de diciembre de 2014, la compañía redujo su plantel de 2.021 a 1.228 empleados. Asimismo, renegoció contratos de servicio con proveedores independientes tercerizando varios servicios.
MetroENERGÍA
En febrero de 2004, el Poder Ejecutivo promulgó el Decreto Nº 180/04 autorizando a las distribuidoras de gas a tener una participación controlante en ese sector de la industria. Véase: “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con MetroENERGÍA”.
Conforme el Decreto Nº 180/04 la Secretaría de Energía se reserva el derecho de limitar el porcentaje de participación en el mercado de las compañías comercializadoras de gas. Estas restricciones aún no han sido llevadas a cabo.
Consecuentemente, dentro del marco de los Decretos Nº 180 y 181 de febrero de 2004, la Secretaría de Energía publicó las Resoluciones Nº 725/05 y Nº 2.020/05, a través de las cuales se estableció un esquema por el cual centrales eléctricas, grandes clientes, usuarios del servicio general “G”, del servicio general “P” y estaciones de GNC, podían comenzar a comprar gas directamente. Este proceso fue llamado “unbundling” de gas. Desde entonces, las compañías de distribución de gas no pueden vender gas a los grandes usuarios. Solamente pueden proveer servicios de transporte y distribución a tales usuarios. Dichos grandes usuarios deben comprar el gas natural en la cabeza 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, la Compañía constituyó MetroENERGÍA. En julio de 2005, el ENARGAS otorgó la aprobación para operar MetroENERGÍA como empresa comercializadora del servicio de transporte de gas natural. Actualmente la Compañía posee el 95% del capital de MetroENERGÍA siendo YIESA tenedor del 5% restante.
MetroENERGÍA, como cualquier comercializador de gas en la Argentina, puede vender gas en la boca 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 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 63% se encuentra en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. En 2014, las ventas a clientes residenciales totalizaron aproximadamente el 27,3% del volumen de gas natural entregado por la Compañía y el 44,1% aproximadamente de sus ventas. Durante el 2013, las ventas a clientes residenciales totalizaron el 28% y 39,4% del volumen de gas natural entregado y de las ventas, respectivamente. El volumen de ventas a clientes residenciales
disminuyó de aproximadamente 2.151,5 millones de m3 en 2013 a aproximadamente 1.909,3 millones de m3 en 2014. 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 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xxx xxxxxxx del servicio residencial se segmentaron en 8 nuevas subcategorías (R1, R2-1º, R2-2º, R2-3º, R3-1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º) de acuerdo con el consumo de gas natural anual de cada subcategoría.
Conforme a la Resolución N° I/446 promulgada el 10 de octubre de 2008, se establecieron nuevas tarifas para los clientes aplicables desde el 1º de septiembre de 2008 con la excepción de GNC para el cual las nuevas tarifas se aplicarían desde el 1º de octubre de 2008. El 23 de diciembre de 2008 se notificó, a través de la Resolución N° I/556 los nuevos cuadros tarifarios a ser aplicados desde el 1º de noviembre de 2008. Sin embargo, los nuevos cuadros tarifarios no disponen la actualización de las tarifas del servicio de distribución.
El 23 de diciembre de 2008, ENARGAS, a través de la Resolución Nº 566/08 aprobó nuevas tarifas para las siguientes categorías: R3- 1º, R3-2º, R3-3º y R3-4º como resultado de un aumento adicional del precio del gas natural en boca 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, un fondo fiduciario establecido con el fin de importar gas natural. Este fondo tiene como objeto complementar la producción local de gas con el fin de disminuir el número de “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.
Durante octubre y 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° 445/14 de fecha 0x xx xxxxx xx 0000 x xx xxxxxxxxxx xx xx Xxxxxxxxxx ENARGAS N° I/2851, se aprueban nuevos Cuadros Tarifarios con vigencia a partir del 1° xx xxxxx de 2014, 0x xx xxxxx xx 0000 x 0x xx xxxxxx xx 0000. 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 31/03/2014, 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 xx xxxxxx de 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 de energía eléctrica, clientes de la Compañía, han instalado tecnología de ciclo combinado que requiere una menor cantidad de gas natural que las plantas generadoras de ciclo abierto, para producir la misma cantidad de electricidad. La Compañía estima que la mayor eficiencia operativa de las centrales eléctricas de
ciclo combinado 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, la Compañía considera que la demanda de gas natural por parte de sus clientes generadores de electricidad ha mantenido un promedio constante. Se detallan a continuación las plantas de ciclo combinado ubicadas dentro del área de servicio de MetroGAS y las fechas desde las cuales son clientes de la Compañía: Central Térmica Buenos Aires (“CTBA”), desde 1995; Central Costanera, desde 1998; Central Puerto desde 1999 y Central Dock Sud desde 2001. Desde 2001 hasta julio de 2013, la Compañía 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 la Compañía. En el año 2008, la Compañía firmó un contrato con Central Termoeléctrica 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 la Compañía compraban el gas directamente a los proveedores. Dicho gas se entregaba utilizando la capacidad de transporte firme de la Compañía y sus servicios de distribución, permitiéndole por lo tanto: (a) evitar incurrir en costos de compra de gas (y probables cargas take-or-pay) y (b) cobrar tarifas a estos clientes, cubriendo por lo tanto, total o parcialmente el costo de la capacidad de transporte en firme. Estos acuerdos también permitían a la Compañía realizar ciertos ahorros evitando (i) el costo de compra del gas que se utiliza como combustible de compresión, y (ii) ciertos impuestos a los ingresos brutos sobre las ventas de gas de la Compañía. Conforme a los términos de dichos acuerdos, todos estos clientes adquirieron los servicios de distribución y transporte de la Compañía. Véase “Información sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
Con motivo del nuevo sistema regulatorio aprobado por el gobierno, desde el mes de septiembre de 2005, la Compañía no tiene permitido realizar ventas de gas a centrales eléctricas.
De conformidad con el marco regulatorio que rige la industria de la electricidad en Argentina, la energía eléctrica se despacha en orden ascendente al costo marginal, para posibilitar que el sistema eléctrico nacional opere al menor costo posible. La energía hidroeléctrica tiene el costo marginal de generación más bajo del sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, las centrales eléctricas con costos marginales superiores, tales como las centrales termoeléctricas (incluyendo las centrales eléctricas clientes de la Compañía), no tendrán despacho o el mismo se reducirá en la medida que se encuentre energía hidroeléctrica disponible. Consecuentemente, las precipitaciones y nevadas por encima del promedio que permiten un despacho relativamente superior a las centrales hidroeléctricas, tenderán a disminuir el despacho de las centrales eléctricas clientes de la Compañía y su consumo de gas, dando como resultado menores entregas de gas para ellas. Por el contrario, cualquier hecho que aumente la demanda de gas natural para la generación de energía eléctrica tal como precipitaciones y nevadas por debajo del promedio que limitan la generación de energía hidroeléctrica aumentará el despacho de las centrales eléctricas clientes, lo cual beneficiará a MetroGAS. El consumo de electricidad en Argentina aumentó 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, un 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. La Compañía, por su parte, tiene el derecho de interrumpir el suministro bajo estos contratos. Actualmente se encuentra en operaciones un programa a través del cual la Compañía combina servicio firme e interrumpible para ciertos grandes clientes industriales que incluye acuerdos permitiendo a la Compañía solicitar interrupciones del servicio firme durante 30 días en el período invernal. Tales interrupciones generalmente están asociadas a insuficiente capacidad de transporte o suministro de gas en períodos de demanda pico y se imponen a efectos de garantizar la provisión del servicio a los clientes de características ininterrumpibles tales como los clientes residenciales. Para mayor información, véase “Información sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
La Compañía también abastece de gas a clientes comerciales e industriales (como restaurantes, hoteles y pequeñas industrias) que consumen menos de 0,18 MMm3/año. Ellos reciben el Servicio General “P” que está disponible para todo cliente no residencial. La tarifa de este servicio de transporte y distribución consta de un cargo 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. La Compañía no suministra el servicio de gas natural a los clientes SGP 3 con consumo anual superior a 0,18 MMm3/año ya que éstos compran directamente a terceros.
El 21 de noviembre de 2012, la Compañía, al igual que el resto de las compañías de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, a fin de confirmar el ajuste de tarifas previamente establecido en el Decreto N° 234/08. El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió
la Resolución I/2407/12 autorizando la aplicación de un nuevo cuadro tarifario para todas las categorías de usuarios, a efectos de financiar inversiones de infraestructura, alcance del servicio, y expansión del sistema de distribución de gas (para más información véase “– Ingresos – Clientes Residenciales”).
El siguiente cuadro muestra los cargos por categoría de cliente al 31 de diciembre de 2014 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 0x xx xxxxx xx 0000, 0x xx xxxxx de 2014 y 1° xx xxxxxx de 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, la Compañía comenzó a prestar únicamente servicios de transporte y distribución (servicios de “comercialización”) a estaciones de GNC.
Desde 2004, se ha exigido que los clientes de GNC contraten capacidad firme o interrumpible de acuerdo con las categorías de servicio creadas por Decreto Nº 180/04. La tarifa para usuarios de GNC está integrada por un cargo fijo por factura, un cargo por unidad de consumo y un cargo por demanda.
Las ventas de la Compañía de los servicios de transporte y distribución a estaciones de GNC disminuyeron un 26,2% 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 de venta 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, la Compañía tuvo vigente un contrato con TGS bajo cuyos términos TGS producía y vendía, por cuenta de la Compañía, líquidos extraídos del gas que ésta le entregaba a la planta procesadora de TGS ubicada en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. Durante 2001, algunos productores comenzaron a operar una nueva planta procesadora en el sur de Argentina. Como consecuencia de la extracción realizada por la nueva planta de líquidos del gas natural que posteriormente se entregaba a la Compañía, a partir de 2001, la Compañía comenzó a entregar gas a la planta procesadora de TGS con volúmenes inferiores de líquidos asociados en comparación con lo que contenía el gas que se entregaba en años anteriores. Como consecuencia de ello, TGS extrae volúmenes inferiores de líquidos en comparación con lo que extraía anteriormente. Se ha negociado con TGS una reducción en su comisión para procesar el gas que la Compañía le entrega en su planta procesadora. En julio de 2013 discontinuamos el procesamiento de gas natural para obtener hidrocarburos en la planta de Bahía Blanca. Un mes más tarde, en agosto de 2013, llegamos a un acuerdo con TGS para ceder 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.
Ventas de MetroENERGÍA
Las ventas de gas de MetroENERGÍA durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron Ps. 1.384 millones mientras que durante el ejercicio anterior fueron Ps. 725,9 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, la Compañía procura lograr el factor de carga más alto posible; es decir utilizar el mayor porcentaje posible de la capacidad de transporte firme que se ha contratado. La Compañía considera que 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 la Compañía fueron de 78,32%, 85,79% y 95,1% para el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente.
En julio de 2012, ENARGAS asignó a MetroGAS 174.343 m3 de capacidad de transporte desde el 1 xx xxxx de 2013 hasta el 30 xx xxxxx de 2014, para el trayecto Neuquén-GBA, y 233.333 m3 desde el 1 xx xxxx de 2013 hasta el 30 xx xxxxx de 2017 para el mismo trayecto, ello en virtud de una oferta irrevocable hecha por MetroGAS a TGS en la licitación pública Nº 01/2012. El resto de los contratos de TGN se extendieron por 2.540.000 m3 por día hasta el 30 xx xxxxx de 2017.
En agosto de 2008, una PIPA fue conectada a nuestro sistema. Esta planta posibilita la inyección de volúmenes adicionales de hasta 1.5MMm3 diarios de gas natural equivalentes, si esto fuera requerido por la demanda en invierno. En el curso del año 2009, XXXX operó solamente para inyectar volúmenes de prueba en el sistema de distribución. 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 la Compañía) lo que desencadenó el aumento en los costos de uso del gasoil y afectó las ventas de gas a Chile y Brasil. La estrategia que implementó la Compañía (de comprar gas para largo plazo, a precios spot y transporte de largo plazo) le ha permitido evitar la utilización de mecanismos de emergencia ofreciendo el servicio a sus clientes industriales sin restricciones significativas.
A fines 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. Para prevenir interrupciones resultantes del estado de emergencia, la Secretaría de Energía y el ENARGAS emitieron resoluciones que permitieron a los distribuidores utilizar gas originalmente destinado para exportaciones y generación eléctrica para satisfacer la demanda local. Mientras esto no nos afectó dado que no utilizábamos dichos recursos, la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Energía avanzaron en la intervención de nuestras operaciones comerciales, y particularmente restringieron nuestra distribución de gas natural a determinados clientes industriales y plantas nucleares, con el objetivo de garantizar el suministro de gas natural a clientes ininterrumpibles. El estado de emergencia continuó desde 2008 hasta 2013. Como consecuencia, principalmente, de la intervención estatal en nuestro negocio, además de (i) incrementos en la demanda de gas natural, (ii) escasez tanto en nuestra capacidad de suministro y transporte, y (iii) el vencimiento de nuestros contratos de compra de gas de largo plazo, hemos enfrentado dificultades para satisfacer la demanda de gas de nuestros clientes, especialmente durante el invierno. La Compañía considera que dicha tendencia se mantuvo durante el año 2014. Sin embargo ese año 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 1410 del ENARGAS no ha faltado gas para las distribuidoras.
La decisión de la Compañía de garantizar sustancialmente más capacidad de transporte firme se basó en parte en su experiencia durante los meses de invierno de 1993, cuando hubo que luchar por cumplir con la demanda residencial no interrumpible, dado que si no se cumplía con esta obligación legal en los términos de la Licencia, ello podía resultar en importantes sanciones, incluso, en ciertas circunstancias la revocación de la propia Licencia. Véase “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio - La Ley del Gas y la Licencia - Sistema de sanciones y revocación de la Licencia”. Debido a que no cuenta con instalaciones de almacenamiento disponibles, la Compañía estratégicamente decidió aumentar su acceso a la capacidad de transporte firme para cumplir con el crecimiento esperado en la demanda aumentando su capacidad de transporte firme con TGS y TGN.
Facturación, Cobros Pendientes e Incumplimientos
Las cuentas vencidas (adeudadas principalmente por clientes residenciales y Servicio General "P" de clientes comerciales) totalizaban Ps. 168,7 millones y Ps. 65,2 millones al 31 de diciembre de 2014 y 2013. Al 31 de diciembre de 2014, la Compañía tenía una reserva de Ps. 28,9 para cuentas a cobrar vencidas.
De acuerdo con la Licencia, la Compañía puede cortar el servicio a los clientes morosos, siempre que lo notifique con anticipación. La Licencia no especifica, y el ENARGAS no requiere, un período de tiempo mínimo entre la notificación que intima a los clientes morosos y el corte del servicio. Actualmente, la Compañía otorga a los clientes un plazo mínimo de 10 días hábiles desde la notificación, antes de efectuar el corte del servicio. La dirección de la Compañía espera, basada en la experiencia de la industria y ante la ausencia de alternativas económicas para clientes residenciales, que dicho programa reduzca significativamente el número de cuentas pendientes de cobro.
Inversiones Obligatorias
La Compañía se encuentra obligada por la Licencia a mantener el sistema de distribución en buen estado de conservación. Las pautas de seguridad, diseño, mantenimiento y funcionamiento que debían ser cumplidas por los sistemas de distribución de gas estaban reguladas en las Normas Técnicas de Gas del Estado, las que se basaban principalmente en el "Code of Federal Regulations" de los Estados Unidos, Título 49, Artículos 190-192, del año 1976, con algunas modificaciones para las condiciones locales e inclusión de algunos estándares europeos. Luego de la privatización de Gas del Estado, el Gobierno exigió que los sistemas de distribución de gas argentinos, incluyendo el de la Compañía, sea adaptado a los "Federal Standards Nº 49", del año 1991, vigentes en los Estados Unidos. De acuerdo con la Licencia, la Compañía, como las demás empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural privatizadas, debió efectuar ciertas inversiones en bienes de capital iniciales durante 1993 – 1997 (las "Inversiones Obligatorias") para satisfacer estos requerimientos durante sus primeros cinco años de operaciones. El ENARGAS ha determinado que la Compañía cumplió con el programa de Inversiones Obligatorias.
Sistema de Distribución
La Compañía adquirió de Gas del Estado aproximadamente 11.182 Km. de cañerías principales de distribución y cañerías de servicio, abasteciendo a aproximadamente 2,3 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 Xxx, 000 Xx. xx 00 Bar sistema de presión intermedia, 6.101 Km. de 1,5 Bar sistema de presión media y 4.246 Km. de 0,022 Bar sistema de baja presión. Los registros y mapas del sistema de distribución transferidos por Gas del Estado en general han resultado exactos. Al comienzo de las operaciones en diciembre de 1992, la Compañía
llevó a cabo una revisión de los activos recibidos de Gas del Estado y comenzó una revisión de las redes de distribución. La Compañía 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 la Compañía incluye el reemplazo de las cañerías xx xxxxxx fundido con sistemas de cañería de polietileno de presión media o baja dependiendo de cuál 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 en que tomamos control de las operaciones de Gas del Estado, la Compañía ha aumentado los sistemas de distribución de aproximadamente 11.182 km. x xxxxxxxxxxxxxxx 00.000 xx. Xxxx xumento 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 la Compañía.
Sistema de Medición
El sistema de medición de la Compañía consiste en aproximadamente 2,3 millones de medidores. Se introdujeron sistemas de medición nuevos con correctores de temperatura y presión para grandes clientes a fin de permitir el control remoto y el control de la distribución, incluyendo la posibilidad de controlar la interrupción de suministro a clientes con contratos de suministro interrumpible durante los períodos de demanda pico de invierno.
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
Las compras de gas natural no se estructuran actualmente a través de contratos de largo o corto plazo entre las compañías de distribución de gas y los productores, con cláusulas “take or pay” y “deliver or pay”, sino mediante un procedimiento regulado para la aplicación, confirmación y control del gas, aplicable a todas las partes que operan dentro de la industria del gas, y que fue el resultado de distintas medidas regulatorias descriptas en los párrafos siguientes.
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, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda residencial y GNC, quedando en manos de cada distribuidora la determinación diaria de sus solicitudes de volúmenes de gas natural con destino a la demanda prioritaria (según la Resolución SE N° 599/07), y dejando de seguir la estimación de demanda de la Secretaría de Energía de acuerdo a lo previsto en la Resolución SE N° 599/2007. Adicionalmente establece ciertos parámetros dependiendo del tipo de consumidor, 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 la Compañía (tales como falta de cumplimiento de ciertos productores, falta de capacidad de transporte, incremento de la demanda de gas, etc.), los volúmenes disponibles para la Compañía mediante el Acuerdo 2007-2011 no cubren la demanda de gas natural de sus clientes con servicio ininterrumpible.
A pesar que el Acuerdo 2007-2011, prevé la posibilidad de ejecutar acuerdos complementarios entre los productores de gas natural y las distribuidoras, la Compañía aún no firmó ninguno de estos contratos debido a que, a su criterio, las ofertas recibidas de los productores de gas no eran aceptables para MetroGAS. La Compañía considera que tales ofertas no cumplen con los términos del Acuerdo 2007-2011.
Con motivo del entendimiento en cuanto a que los volúmenes, cuencas de inyección y rutas de transporte previstos en el Acuerdo 2007-2011 le impedirían abastecer plenamente la demanda no interrumpible, la Compañía ha realizado presentaciones ante el ENARGAS, la Secretaría de Energía y la Subsecretaría de Combustibles para ponerlos en conocimiento de esta situación y solicitar que la misma 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 SE Nº 1.417/08).
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, hemos 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. Dicha 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 con el mercado de gas natural, el Comité de Planeamiento Estratégico y Coordinación del Plan Nacional de Inversiones en Hidrocarburos recientemente emitió la Resolución Nº 1/2013, con el objetivo de crear un esquema de incentivos para la 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 inyección base, conforme la Resolución Nº 1/2013 de dicho comité) tendrá un precio adicional de US$ 7,5 por MBTU (el “Precio Adicional”). Si ciertas condiciones de dicho acuerdo son cumplidas, estará en vigencia en 5 años. A pesar que la mencionada resolución no afecta el precio que recibimos directamente, representa un cambio fundamental en los incentivos a los productores de gas natural para que aumenten sus inversiones a los efectos de incrementar sus reservas y la producción de hidrocarburos. Consecuentemente, esto puede afectar nuestra actividad positivamente.
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. La Compañía y otras distribuidoras compran el gas directamente a los productores para la reventa a los clientes.
El sistema de TGS consta de tres gasoductos principales: el San 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 la Compañía con TGS disponen el suministro del servicio a través de los gasoductos San Xxxxxx, Oeste-Neuba I y Neuba II. La Compañía también tiene contratos con TGN que establecen el transporte de gas mediante el uso de una conexión indirecta vía el anillo de Buenos Aires.
La tarifa de transporte firme consiste en un cargo por capacidad de reserva y está expresado como un cargo máximo mensual basado en los metros cúbicos diarios de capacidad de transporte reservada. La capacidad de transporte en firme contratada por las compañías distribuidoras debe pagarse con prescindencia de si la capacidad es realmente utilizada pero el costo de la capacidad de transporte no utilizada no puede ser trasladado a los clientes. En consecuencia, es importante que las compañías de distribución logren un equilibrio entre sus compromisos de transporte firme y la demanda de gas dentro de sus respectivas áreas de servicio. Por el contrario, los servicios de transporte interrumpible se suministran sobre la base de que la compañía transportadora transportará el gas cuando y en caso de que se encuentre capacidad disponible en el sistema. Las tarifas para el servicio de transporte interrumpible son equivalentes a la tarifa por unidad del cargo de reserva por el servicio firme basado sobre un factor de carga del 100%. Para los servicios de transporte firme e interrumpible, la Compañía se encuentra obligada a proporcionarle a las compañías transportadoras una “previsión de gas natural en especie” a cuenta del gas consumido como combustible de compresión o perdido (retenido) en el servicio de transporte prestado. Desde 1993 hasta 2013 el gas provisto a las compañías de transporte en tal concepto es aproximadamente el 7% de todo el gas comprado por la Compañía.
En años anteriores, el aumento en la capacidad de transporte de las transportadoras en Argentina en general ha resultado adecuado como para permitir a la Compañía satisfacer las demandas en días pico de sus clientes con servicio ininterrumpible. No obstante, la Compañía, como otras distribuidoras, normalmente interrumpirá el suministro a algunas centrales eléctricas y a otros clientes industriales en los períodos pico a fin de satisfacer las demandas del servicio ininterrumpible básico. La Compañía cumplió con la demanda de servicio ininterrumpible durante los meses de invierno desde 1995 a 2006 y todas la demanda prioritaria de este servicio durante 2007 al 2013.
El Decreto Nº 180/04 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. Se mantuvieron reuniones para considerar un proyecto propuesto por la Secretaría de Energía y el posible impacto de dicha proposición en el sistema actual de transporte y distribución. TGS y TGN participaron en el proceso de licitación pública bajo los términos de la Resolución Nº 185/04 para ampliar sus respectivas capacidades de transporte en aproximadamente el 5% de la capacidad de transporte total actual. Esta licitación para ampliar la capacidad de transporte fue aprobada por el ENARGAS el 16 xx xxxxx de 2004. Como consecuencia de este proceso licitatorio, TGS adjudicó a la Compañía una capacidad de transporte en firme de 159.459 m3/diarios desde la cuenca en Tierra del Fuego a la Provincia de Santa 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 la Sociedad en la licitación pública Nº 01/07 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, la Compañía había contratado una capacidad de transporte en firme de 24,34 MMm3/día. Mientras que transporta gas principalmente con TGS, la Compañía comenzó a transportar gas con TGN en 1994. La Compañía ha aumentado sus derechos de capacidad de transporte en firme principalmente mediante la adquisición de una parte significativa de la capacidad de transporte recientemente construida por TGS y TGN, y mediante acuerdos complementarios con otros titulares de derechos de capacidad de transporte. Asimismo, la Compañía celebró varios acuerdos de intercambio y desplazamiento con TGS, lo que le permite mejorar la utilización de su capacidad de
transporte existente, y también adquirió 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, la Compañía 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 20,66 MMm3 por día desde las siguientes áreas de producción: Tierra del Fuego: 2,37 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: 0,52 MMm3 con vexxxxxxxxx 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 la Compañía, de un derecho otorgado en una cláusula de renovación. El segundo contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de 3 MMm3 de gas por día. Este contrato está vigente desde mayo de 1997, venció en mayo de 2014 y actualmente está vigente por una 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 está vigente desde el 2 xx xxxx de 2000 y venció el 2 xx xxxx del 2001, también actualmente se encuentra vigente por una cláusula de renovación automática. El sexto contrato proporciona un servicio de transporte interrumpible de hasta 3 MMm3 de gas por día. Este contrato está vigente desde el 25 xx xxxxx de 2005 pero continúa vigente por su cláusula de renovación automática.
Derechos de Transporte con TGN
Al 31 de diciembre de 2014, la Compañía contaba con una capacidad disponible de transporte en firme con TGN de 2,77 MMm3 de gas por día.
El 9 xx xxxxxxxxxx xx 0000 XxxxxXXX xelebró 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 en forma sucesiva hasta mayo de 2017. El 1º xx xxxxx de 2007, la Compañía recuperó 1,03 MMm3 por día de capacidad de transporte en firme conforme a este contrato que había sido transferido en junio de 1997 a través de varios acuerdos con ciertos clientes industriales.
El 1° xx xxxxx de 1996 la Compañía contrató con TGN 0,5 MMm3 de capacidad de transporte en firme por día. El acuerdo con TGN prevé dos contratos, uno por una capacidad de transporte en firme de 0,40 MMm3 por día para distribución y el otro por 0,10 MMm3 por día. Ambos contratos vencieron en mayo de 2006 pero continúan vigentes por sus respectivas cláusulas de renovación automática.
Durante 2001 se firmó un contrato con TGN por 0,54 MMm3 por día de la capacidad de transporte en firme de la Compañía. El contrato tiene vigencia desde mayo de 2001 y vence en mayo de 2017.
Asimismo, la Compañía cuenta con cinco contratos de transporte interrumpible con TGN por un total de aproximadamente 10,65 MMm3 de gas por día. El primer contrato dispone una capacidad de transporte interrumpible de hasta 0,45 MMm3 por día. Ese contrato venció el 29 de julio de 2008 pero continúa vigente conforme a una cláusula de renovación anual. El segundo contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de 5,0 MMm3 de gas por día. Este contrato entró en vigencia el 1º de julio de 2003 y venció el 1º de julio de 2004 pero continúa vigente por los términos de una cláusula de renovación anual. El tercer contrato dispone un servicio de transporte interrumpible de hasta 4,0 MMm3 de gas por día, entró en vigencia el 26 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 TGN. Los otros contratos de TGN fueron extendidos por 2.540.000 m3/día hasta el 30 de mayo de 2017.
Otros derechos de transporte
La Compañía también celebró un contrato con otra compañía distribuidora de gas por capacidad interrumpible desde la Cuenca Neuquina por un período de siete años a partir del 1º de noviembre de 1994, lo que le asegura un mínimo de 2,5 MMm3 de gas por día. Este contrato se renovó en mayo de 2001 por un período de quince años y con 3,0 MMm3 de gas por día. Conforme a sus términos, la Compañía ha acordado determinadas obligaciones “ship-or-pay” a una tarifa reducida. En enero de 2009, el contrato fue modificado, asegurando un mínimo de 1,5 MMm3 de gas por día. Actualmente dicho contrato fue modificado en mayo de 2014 hasta abril de 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, la Compañía contrató, desde el año 2006, una capacidad de transporte en firme total de 24,61 MMm3 de gas diarios la que resultó apropiada en general para satisfacer la demanda durante los períodos de invierno. Excepto por el invierno del año 2007, las entregas en días pico no excedieron la capacidad de transporte en firme. Los factores de carga de la Compañía fueron de 78,32%, 85,79% y 95,1%para el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente.
Derechos de By-pass y Competencia
Según lo analizado anteriormente, los grandes clientes dentro del área de servicio de la Compañía pueden contratar directamente con terceros la venta de gas natural (siempre que notifiquen a la Compañía y al ENARGAS con tres meses de anticipación) así como también la provisión a ellos. No obstante, si dichos usuarios utilizaran el sistema de distribución de la Compañía deberán pagarle una tarifa. Estos usuarios pueden también construir sus propios sistemas de transporte y con ellos bypasear completamente los servicios de la Compañía en cuyo caso, no le correspondería a ésta ninguna tarifa. Los usuarios que desean bypasear íntegramente el sistema de la Compañía enfrentan obstáculos importantes, incluso gastos significativos en la construcción y mantenimiento de líneas de conexión y acceso limitado a la capacidad de transporte en firme.
La Compañía mantiene buenas relaciones con la mayoría de sus clientes principales y se encuentra implementando políticas contractuales a fin de desalentar la construcción de gasoductos con conexión directa y sistemas de transporte que los desviaría completamente del sistema de la Compañía. El efecto de cualquiera de estas situaciones, podría, sin embargo, ser parcialmente mitigado por las cláusulas de los contratos de transporte firme con TGS las cuales 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 la Sociedad y dicho cliente. Los contratos de transporte firme con TGN contienen cláusulas similares.
Con fecha 1° de junio de 2000, el ENARGAS promulgó la Resolución N° 1.748/00 que introdujo modificaciones a las Condiciones Especiales del Reglamento de Servicio para Pequeños y Grandes Clientes las cuales permiten a los usuarios de 5.000 m3 por día en lugar de los 10.000 m3 de gas anteriores contratar capacidad de transporte en firme sobre una base de compromiso y permiten que los usuarios de 1,5 MMm3 por año de gas, en lugar de 3 MMm3 de gas por año contraten capacidad de transporte sobre una base interrumpible. Adicionalmente el período para notificar al ENARGAS y las compañías de distribución todo bypass propuesto se redujo de seis a tres meses. El 15 de diciembre de 2000, MetroGAS presentó un reclamo administrativo oponiéndose a estas modificaciones que no ha sido resuelto todavía.
En 2004, el Decreto 180/2004 del Poder Ejecutivo 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 de 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 impactaría 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 afectaría 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.
Seguros
Al 31 de diciembre de 2014, la Compañía mantenía la cobertura de seguros por daños y accidentes contra terceros por un monto de hasta US$ 50 millones, y sus activos físicos estaban asegurados por un monto de hasta US$ 101,4 millones. Contamos con seguros por interrupción de nuestro negocio por hasta US$ 24,5 millones. La cobertura de seguros de la Compañía coincide con los parámetros internacionales de la industria de distribución de gas. No existe garantía alguna de que la cobertura del seguro estará disponible o será adecuada en relación con cualquier riesgo o pérdida en particular 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 la Compañía. No obstante, y según se menciona más adelante y en otros capítulos de este Prospecto, la Ley de Emergencia Pública ha modificado dicho marco regulatorio sustancialmente y en una forma perjudicial para la Compañía. Estos cambios también crean inseguridades en cuanto a las actividades futuras de la Compañía.
MetroGAS ha tomado todas las medidas necesarias para reservar sus derechos legales conforme a la Licencia y el marco regulatorio aplicable.
La Constitución Argentina
En 1994 se reformó la Constitución Argentina con respecto a empresas de servicios públicos. Las modificaciones incluyen el otorgamiento de determinados derechos a los clientes de empresas de servicios públicos, disposiciones antidiscriminatorias y otras disposiciones que requieren la regulación de los monopolios legales y naturales y la representación de los clientes ante las autoridades de control de las empresas de servicios públicos, incluyendo el ENARGAS. A pesar de que en la actualidad no es posible predecir el efecto de estas modificaciones sobre el régimen regulatorio del gas natural, el presente marco regulatorio, en general, es consistente con el contenido actual de la Constitución Argentina.
La Ley del Gas y la Licencia
La Ley del Gas junto con el Decreto Nº 1738/92 del Poder Ejecutivo, con sus modificaciones (el "Decreto Reglamentario"), otros decretos reglamentarios, el Pliego, los respectivos contratos de transferencia así como las licencias de cada una de las empresas de gas privatizadas establecen el marco legal para el transporte, distribución,
almacenamiento y comercialización del gas en Argentina bajo un sistema competitivo y parcialmente desregulado. La Ley del Gas y las respectivas licencias designan al ENARGAS como la entidad reguladora encargada de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas, el Decreto Reglamentario y las regulaciones vinculadas, sujeto a revisión judicial.
Las compañías transportadoras y distribuidoras de gas operan en un sistema no discriminatorio de libre acceso en virtud del cual los productores y clientes, como así también los distribuidores, tienen derecho a un acceso libre e igualitario a los gasoductos de transporte y redes de distribución de acuerdo con la Ley del Gas, las normas reglamentarias aplicables y las licencias de las compañías privatizadas. La Ley del Gas establece que una distribuidora no podrá efectuar discriminaciones indebidas entre los clientes, ni podrá otorgar a un cliente una preferencia indebida. La distribuidora deberá ofrecer un acceso libre a todas las partes en una condición igualitaria para cualquier capacidad disponible del sistema de distribución.
La Ley del Gas prohíbe que las empresas transportadoras se involucren en la comercialización del gas natural. Asimismo:
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 de diez años al vencimiento del período original de 35 años. El ENARGAS deberá evaluar en ese momento el desempeño de la Compañía y formular una recomendación al Gobierno. MetroGAS tendrá derecho a la renovación por diez años de su Licencia, a menos que el ENARGAS demuestre que no ha cumplido en forma sustancial con todas sus obligaciones emergentes de la Ley del Gas, el Pliego, las regulaciones y decretos respectivos y la Licencia. Finalizado el período de 35 o 45 años, según fuera el caso, la Ley del Gas exige que se realice una nueva licitación competitiva para el otorgamiento de una nueva licencia, en la cual MetroGAS, si ha cumplido sus obligaciones descriptas más adelante, tendrá la opción de equiparar la mejor propuesta ofrecida al Gobierno por un tercero. El ENARGAS aún no ha dictado reglamentaciones con respecto a los procedimientos a seguirse en el otorgamiento de una nueva licencia en una licitación competitiva o con relación a la compensación a recibir por la Compañía al momento de la extinción de su plazo.
La Licencia no puede ser modificada sin el consentimiento de MetroGAS salvo en dos situaciones. Primero, el ENARGAS puede modificar las condiciones del servicio especificadas en la Licencia, siempre que se lleve a cabo un ajuste apropiado de las tarifas que MetroGAS puede cobrar por sus servicios para compensar el impacto financiero de la modificación de las condiciones del servicio. Segundo, el ENARGAS puede modificar las tarifas establecidas inicialmente en relación con el otorgamiento de la Licencia, de acuerdo con las disposiciones sobre fijación de tarifas de la Ley del Gas.
Acceso
La Ley del Gas dispone que sólo las empresas privadas licenciatarias pueden intervenir en la distribución de gas. Cada licencia otorga el derecho exclusivo de distribución de gas dentro de un área geográfica específica, sin perjuicio de que los subdistribuidores ya existentes o aquéllos que puedan crearse con la aprobación del ENARGAS puedan también distribuirlo. El derecho exclusivo de distribución de gas en un área geográfica no comprende el derecho exclusivo de vender gas dentro de esa área; en ciertas circunstancias los clientes pueden comprar gas directamente a los productores o comercializadores. No obstante, si el gas comprado a terceros es entregado utilizando el sistema de distribución de MetroGAS, se aplica 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 del mercado, el ENARGAS puede reducir el plazo mínimo de dicho período de notificación. Dadas las condiciones actuales del mercado, el período de notificación ha sido reducido a tres meses. En caso de que un cliente compre gas directamente a terceros y posteriormente deseara adquirirlo de MetroGAS, MetroGAS no está obligado a reinstalar este servicio. No obstante, en caso de que el cliente objetara el rechazo de MetroGAS de reinstalarle el servicio, la cuestión será resuelta por el ENARGAS. Véase “Infamación sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
Actualmente a partir de los decretos 180/2004 y 181/2004 y las resoluciones 752/2005 y 2020/2005 MG está imposibilitada de suministrar gas natural a los clientes que encuadren dentro de lo establecido en las mencionadas resoluciones.
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 cuales son las ampliaciones que requieren la aprobación del ENARGAS, ya sea por su magnitud o porque los clientes o terceros deben realizar contribuciones a requerimiento de las distribuidoras. Esta resolución requiere que, en casos en los que la distribuidora sostenga que la ampliación resulta antieconómica y consecuentemente requiera aportes de los clientes o terceros conforme a la metodología establecida en el Punto 2 del Anexo V de la citada Resolución, esta 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 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 - 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 US$ 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 si (a) se violan las restricciones establecidas en el Pliego y en el Contrato de Transferencia con respecto a la transferencia de acciones de MetroGAS o de Gas Argentino (véase “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas”), (b) si se violan las restricciones establecidas por la Ley del Gas y el Pliego con respecto a las participaciones recíprocas entre las compañías de producción, transporte y distribución de gas, o (c) si MetroGAS, sin la aprobación del ENARGAS, (i) intentara una transferencia de la Licencia, (ii) transfiriera o gravara una parte de los activos que le fueron transferidos por Gas del Estado designados como activos esenciales (los “Activos Esenciales”) o (iii) los utilizara para objetivos distintos de los especificados en la Licencia. Otros hechos que pueden derivar en la cancelación de la Licencia incluyen el incumplimiento grave por parte de MetroGAS de llevar a cabo las inversiones obligatorias u otras de sus obligaciones según la Licencia y la quiebra o liquidación de MetroGAS; sin embargo, salvo en el caso de quiebra, liquidación o disolución de MetroGAS, la Licencia establece que MetroGAS debe ser notificada y debe tener la oportunidad de subsanar los vicios o defectos antes de la revocación. El Gobierno ha promulgado el Decreto N° 1.834/2002 disponiendo que ni el concurso de acreedores de la Compañía ni un pedido de quiebra en su contra originará la revocación de su Licencia mientras se aplique la Ley de Emergencia Económica (Ley N° 25.561). Dicha ley ha sido prorrogada en varias oportunidades, habiéndose prorrogado el estado de emergencia económica hasta el 31 de diciembre de 2015 en virtud de la Ley Nº 26.896. No puede garantizarse que esta disposición continuará vigente después de esa fecha.
En caso de que el Gobierno revocara la Licencia antes del vencimiento de su período completo como resultado del incumplimiento por parte de MetroGAS, podrá compensar del valor libro neto de MetroGAS contra cualquier monto adeudado por daños y perjuicios al Estado Argentino originados por los hechos que resultaron en la revocación de la Licencia. Dichos daños y perjuicios no podrán ser inferiores al 20% del valor libro neto de la Compañía. Además, el Gobierno en tales circunstancias, puede requerir que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario para que sean vendidas a través de una nueva licitación.
Al momento de la pérdida de la Licencia por parte de la Compañía, el Gobierno tiene el derecho de designar un operador interino para que continúe suministrando los servicios adjudicados hasta que se designe una nueva licenciataria. Los honorarios y gastos del operador interino correrán por cuenta de MetroGAS. MetroGAS no tendrá derecho (sujeto a revisión judicial) a ningún pago en concepto de lucro cesante o en contraprestación por el uso de sus bienes por parte del operador interino.
Al momento de la revocación de la Licencia, MetroGAS debe transferir al Gobierno (o a un tercero que designe el Gobierno), todos los Activos Esenciales, libres de cargas y gravámenes, a menos que el Gobierno exija que Gas Argentino transfiera sus acciones en MetroGAS para una posterior licitación.
Vencimiento de la Licencia
Como regla general, al producirse el vencimiento de la Licencia por completarse todo su período, le corresponderá a MetroGAS el que resultara inferior de los siguiente montos: (a) el valor libro neto de los Activos Esenciales de la Compañía (inclusive bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores efectuadas en Dólares Estadounidenses y ajustado por el Índice de Precios de Productor (IPP) de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada o (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia, neto de costos e impuestos pagados por el participante que resultara adjudicatario. Al término de la Licencia, en caso que MetroGAS haya cumplido en forma adecuada con sus obligaciones durante la vigencia de dicha Licencia (incluida cualquier prórroga, si correspondiera), podrá participar del nuevo proceso licitatorio. En tal caso, tendrá el derecho de igualar la mejor oferta realizada (mediante el pago de la diferencia entre la mejor oferta y el precio de tasación de los Activos Esenciales) o, si se rehúsa a igualar la mejor oferta, tendrá derecho a recibir el valor de tasación de los Activos Esenciales; en ambos casos calculado de acuerdo con la Licencia.
La totalidad de las deudas de MetroGAS deberán cancelarse a la finalización de la Licencia, a menos que (a) se le adjudicara MetroGAS una nueva licencia mediante el ejercicio del derecho a igualar la mejor oferta en un nuevo llamado a licitación, o (b) el Gobierno revocara la Licencia y el ENARGAS, en consecuencia, le exigiera a Gas Argentino transferir todas sus acciones en MetroGAS al ENARGAS, en calidad de fiduciario para su posterior licitación.
La Licencia también podrá ser revocada antes del vencimiento de su plazo si MetroGAS notificara que renuncia a ella debido a incumplimientos graves y reiterados por parte del Gobierno, en cuyo caso MetroGAS tendrá derecho a recibir
del Gobierno el que resultara inferior de estos montos: (a) el valor libro neto de los Activos Esenciales de la Compañía (incluidos bienes de uso) determinado sobre la base del precio pagado por Gas Argentino y el costo original de las inversiones posteriores realizadas en Dólares Estadounidenses, ajustado por el IPP de los Estados Unidos, neto de la depreciación acumulada; o (b) los fondos provenientes de un nuevo proceso licitatorio para adquirir la Licencia de la Compañía, neto de costos e impuestos pagados por el oferente que resultara adjudicatario.
Restricciones con respecto a los Activos Esenciales
Parte sustancial de los activos transferidos por Gas del Estado se encuentra definido en la Licencia como "Activos Esenciales" para la prestación del servicio adjudicado. Conforme a la Licencia, la Compañía debe identificar y conservar los Activos Esenciales, junto con cualquier mejora futura, de conformidad con ciertas normas que se definen en la Licencia.
La Compañía no puede, en ninguna circunstancia, disponer, gravar, alquilar, subalquilar ni dar en préstamo Activos Esenciales para otros fines que no sean los de la prestación del servicio adjudicado en la Licencia, sin previa autorización del ENARGAS. Toda ampliación o mejora que la Compañía pueda realizar al sistema de distribución podrá ser gravada solamente con el fin de garantizar los créditos con vencimiento a más de un año, tomados para financiar dichas ampliaciones o mejoras.
El Contrato de Transferencia establece que la Compañía debe mantener indemne al Gobierno por todo reclamo presentado en su contra por daños y perjuicios originados o relacionados con la operación de los Activos Esenciales desde la Fecha de Toma de Posesión, inclusive.
El 19 de mayo de 2010, ENARGAS emitió la Resolución Nº 1.215, que expandió la definición del término Activos Esenciales para el transporte y la distribución de servicios de gas natural para incluir todas las bases de datos computarizadas relacionadas a la provisión de servicios públicos, incluyendo aquellos relacionados a mediciones, facturación y pago de tales servicios. La definición modificada de Activos Esenciales se enuncia como los activos tangibles e intangibles adquiridos por los licenciatarios de licencias de transporte y distribución desde el 28 de diciembre de 1992, junto con el equipamiento y toda aquella información contenida en bases de datos informáticas, con las características allí señaladas. Asimismo, el 12 de julio de 2010, ENARGAS emitió la Resolución Nº 1.217 que clarificó la definición de Activos Esenciales en relación con bases de datos informáticas limitándolas a “toda aquella información contenida en las bases de datos informáticas que resultan imprescindibles y vigentes para la prestación en tiempo y forma del servicio licenciado y la adecuada gestión comercial de los usuarios y clientes, como así también los elementos físicos que permitan que dicha información sea generada, administrada, resguardada y remitida o puesta a disposición del ENARGAS, o de quien éste disponga”.
ENARGAS
El ENARGAS fue creado por la Ley del Gas como el ente encargado de administrar y hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones aplicables. Es competencia del ENARGAS fiscalizar el transporte, comercialización, almacenamiento y distribución de gas. Según lo previsto por la Ley del Gas, sus obligaciones incluyen la protección de los derechos de los consumidores, la promoción de la competencia en el suministro y demanda de gas y el estímulo de la inversión a largo plazo en la industria del gas.
Obligaciones y Estructura
La Ley del Gas establece que el ENARGAS se encuentra dirigido por un directorio integrado por cinco miembros, con dedicación exclusiva, todos ellos designados por el Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención de una Comisión Bicameral del Congreso de la Nación. Los miembros del Directorio desempeñan funciones por períodos alternados. Los miembros designados inicialmente permanecerán en el cargo por un período de entre uno y cinco años. Los directores designados posteriormente permanecerán en el cargo por períodos de cinco años, pudiendo ser reelectos. Los miembros del Directorio pueden ser removidos por el Poder Ejecutivo, previa intervención de la Comisión Bicameral del Congreso de la Nación, debiendo expresar las causas que motivaron su remoción.
El ENARGAS tiene, entre otras, las siguientes funciones y atribuciones:
(i) hacer cumplir las disposiciones de la Ley del Gas, las reglamentaciones en vigencia y las licencias de las compañías privatizadas;
(ii) asesorar al Poder Ejecutivo sobre la cesión, renovación y revocación de las licencias;
(iii) emitir reglamentaciones, decretos o publicaciones sobre los resultados de sus investigaciones en relación con temas específicos presentados ante dicho ente;
(iv) emitir y controlar el cumplimiento de reglamentaciones relacionadas con aspectos técnicos y de seguridad, contabilidad uniforme, medición y facturación y procedimientos de desconexión;
(v) impedir el comportamiento discriminatorio o anti-competitivo por parte de empresas sujetas a la Ley del Gas;
(vi) aprobar las tarifas y sus ajustes;
(vii) emitir pautas a ser cumplidas por las compañías licenciatarias en relación con el libre acceso al sistema de distribución del gas y garantizar una distribución justa y equitativa de la capacidad de transporte disponible, teniendo en cuenta la prioridad del servicio no interrumpible;
(viii) otorgar aprobaciones para la transferencia de participaciones mayoritarias en las compañías de distribución y transporte de gas;
(ix) aprobar la construcción de nuevas instalaciones significativas, y la ampliación o abandono de las instalaciones existentes;
(x) inspeccionar y aprobar las instalaciones, y ordenar la suspensión del servicio y la reparación o reemplazo de las instalaciones y del equipamiento;
(xi) emitir reglamentaciones en relación con el mantenimiento de las instalaciones e informar sobre los requisitos a ser cumplidos al respecto;
(xii) encargarse de la protección del medio ambiente y del servicio público;
(xiii) solicitar a las entidades reguladas el suministro de información y documentación para verificar el cumplimiento de las respectivas normas e inspeccionar a las empresas transportistas;
(xiv) aplicar las sanciones, incluidos apercibimientos y multas, contempladas en la Ley del Gas y en las licencias; y
(xv) comparecer ante tribunales civiles y penales para hacer cumplir la Ley del Gas y las reglamentaciones dictadas en virtud de dicha ley.
Los recursos del ENARGAS se integran con los siguientes ingresos: las multas y decomisos provenientes de hacer cumplir las reglamentaciones y los derechos de control y fiscalización anuales a ser pagados, entre otras, por las transportadoras, distribuidoras, comercializadoras y almacenadoras de gas. El cargo a pagar por cada una de las empresas es determinado anualmente por el ENARGAS en base al ingreso bruto de la industria regulada y la participación proporcional respectiva de la Compañía.
Las decisiones del ENARGAS conforme a la Ley del Gas están sujetas a revisión judicial. Los conflictos entre dos entidades reguladas o entre una entidad regulada y un tercero, que surjan de la distribución, almacenamiento, transporte o comercialización del gas natural deben ser presentados para su resolución en primera instancia ante el ENARGAS. Las decisiones del ENARGAS pueden ser apeladas interponiendo recursos administrativos ante la Secretaría de Energía o directamente ante los tribunales federales de Argentina.
El Decreto N° 571/07 del 21 de mayo de 2007 del Poder Ejecutivo dispuso la intervención del ENARGAS por un período de 180 días. La intervención llevó a la designación de un Interventor en reemplazo del directorio del ENARGAS y fue sucesivamente prorrogada a través de los Decretos 1.646/2007, 953/2008, 2.138/2008, 616/2009, 1.874/2009, 1.038/2010, 1.688/2010, 692/2011, 262/12, 946/12, 2.686/2012, 1.524/2013, 222/2014 y 2704/2014, cada
uno por un período adicional de 180 días.
Tarifas
El marco regulatorio establece varias clases de servicios y una tarifa correspondiente para cada clase de servicio. El mecanismo para la determinación de las tarifas para cada clase de servicio se establece en la Ley del Gas y en la Licencia. La Ley del Gas determina que la tarifa del gas natural que la Compañía podrá cobrar a los usuarios finales está conformada por los siguientes componentes: (i) el precio del gas adquirido; (ii) la tarifa de transporte para el transporte del gas desde el área de producción hasta el sistema de distribución; y (iii) la tarifa de distribución establecida por el ENARGAS.
Una empresa distribuidora podrá pactar descuentos sobre la tarifa, que reflejen una reducción de su margen de ganancia, siempre que no sean efectuados de una manera discriminatoria y que la tarifa resultante del descuento no sea inferior a los costos de la distribuidora. La inexistencia de ganancias como resultado del descuento no podrá recuperarse de otros clientes. Véase “Información sobre la Emisora - Derechos de by-pass y competencia”.
Tarifas actuales
El 1º de enero de 2002, todas las tarifas de servicios públicos, incluidas las de la Compañía, fueron pesificadas y congeladas de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública. Es decir, las tarifas ya no están expresadas en Dólares Estadounidenses. La pesificación de las tarifas se realizó a razón de Ps. 1 por US$ 1. Ya no se realizan ajustes sobre las tarifas para reflejar las variaciones de índices de precios de países extranjeros. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con la Compañía”.
Actualmente la Compañía tiene dos tarifas diferentes, una para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otra para la Provincia de Buenos Aires. Ello se debe a que, desde julio de 1998, las tarifas de gas son establecidas por el ENARGAS, neto del impuesto sobre los ingresos brutos gravado por las provincias. Este impuesto estaba contemplado dentro de las tarifas originales al 1º de enero de 1993 y era pagadero por las distribuidoras de gas. Después del 1° de enero de 1993, algunas jurisdicciones provinciales modificaron la alícuota del impuesto sobre los ingresos brutos y, en algunos casos, la base imponible sobre la que era pagadero. Así, de acuerdo con la Ley del Gas que establece el traslado a los usuarios, de cualquier cambio en los impuestos aplicados a las tarifas, el ENARGAS autorizó a facturar el impuesto sobre los ingresos brutos en forma discriminada dentro de la boleta. La utilidad neta de las distribuidoras de gas no resulta afectada por esta modificación.
Con fecha 3 de diciembre de 2002, a través del Decreto N° 2.437 el Poder Ejecutivo dispuso el aumento en forma transitoria de las tarifas, determinada por el ENARGAS en mayo de 2002 conforme a la Resolución N° 2.611, “hasta la conclusión del proceso de renegociación” para los sectores de electricidad y gas. Asimismo, este esquema introdujo la “tarifa social”, que excluía a los usuarios residenciales de menores recursos del ajuste inicial. Poco tiempo después, se ordenó judicialmente la suspensión de los efectos del mencionado decreto. Dicho fallo se sustentó en las presentaciones hechas por el Defensor del Pueblo de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y otras asociaciones de protección al consumidor.
Asimismo, el Decreto N° 146/03 del Poder Ejecutivo (publicado en el Boletín Oficial el 30 de enero de 2003) dispuso un nuevo aumento transitorio de tarifas para los sectores de electricidad y gas con vigencia a partir del 30 de enero de 2003. Estos aumentos y la “tarifa social”, que se aplica a ciertos sectores, fueron los mismos que establecía el Decreto N° 2.437/02 y no implementaron aumentos adicionales.
Las Resoluciones Nº 2.787 y N° 2.788 del 30 de enero de 2003 del ENARGAS dispusieron la aplicación de nuevas tarifas para los servicios de distribución y transporte de acuerdo con el ajuste establecido por los Decretos N° 120/03 y 146/03. Estos esquemas tarifarios eran idénticos a los establecidos en diciembre de 2002 por las Resoluciones N° 2.763 y N° 2.764, en base al Decreto N° 2.437. El 27 de febrero de 2003, en el juicio “Unión de Usuarios y Consumidores y Otros c/Ministerio de Economía e Infraestructura”, el juez dictó una medida precautoria ordenando la suspensión de los efectos y aplicación del Decreto N° 146/03 y las Resoluciones N° 2.787 y N° 2.788.
Con fecha 29 de abril de 2004, la Secretaría de Energía dictó la Resolución Nº 415/04, que establece descuentos o cargos adicionales por excedentes de consumo para usuarios residenciales y comerciales de acuerdo con su consumo de gas natural. En 2004, los usuarios que consumieron menos del 90% del volumen consumido durante el mismo período facturado en 2003 tuvieron un descuento del 10% al 12% sobre el costo de su consumo de gas natural anual, mientras que los clientes que utilizaron más del 95% del volumen consumido en comparación con el mismo período facturado en 2003 pagaron un cargo adicional sobre el volumen consumido por encima del consumo del 95%.
La Resolución N° 3.014/04 del 11 de mayo de 2004 del ENARGAS aprobó, en forma provisoria, el cuadro tarifario expresado en pesos aplicable al período comprendido entre el 1° de mayo de 2004 y el 30 de septiembre de 2004. La Resolución N° 3.092/04 del 28 de octubre de 2004 del ENARGAS aprobó, en forma provisoria, los cuadros tarifarios, expresados en pesos, aplicables al período comprendido entre el 1° de octubre de 2004 y el 30 de abril de 2005. En ambos casos, los cuadros tarifarios reflejaban cambios en el precio del gas en boca de pozo y no provocaban ajuste en los márgenes del servicio que prestan las distribuidoras y transportistas.
La Resolución Nº 624/05 del 11 de abril de 2005 de la Secretaría de Energía restableció la vigencia de la Resolución N° 415/04. Según la Resolución N° 624/05, los usuarios residenciales, comerciales y pequeñas industrias recibían ciertos descuentos o cargos adicionales de acuerdo con el volumen de gas natural consumido. En 2005, los usuarios con un consumo menor que el 90% o 95%, según la categoría de usuario y volumen consumido durante el mismo período de 2004, ajustado por la temperatura media durante cada período, reciben un descuento equivalente a un metro cúbico por cada metro cúbico de gas natural que cada uno de dichos usuarios hubiera dejado de consumir. Los
usuarios cuyo consumo estuvo por encima del 90% o 105% según su categoría, pagan un cargo adicional sobre el gas consumido por encima de estos niveles. El programa tenía vigencia entre el 15 de abril y 30 de septiembre de cada año, y la Secretaría de Energía podría modificar este período de acuerdo al desarrollo del programa.
El 1° de mayo de 2005, el ENARGAS estableció un nuevo esquema tarifario, que mantenía los mismos precios establecidos para la categoría Residencial, SGP 1 y SGP 2; para SGP 3, Grandes Usuarios y GNC, se estableció un tercer aumento para los precios del gas en boca de pozo. En cuanto al valor de las diferencias diarias, se mantuvo la alta bonificación establecida para la categoría R, P1 y P2; aumentando la ganancia para el resto de los clientes.
El nuevo esquema también incluyó dos tarifas de gas diferentes, distinguiendo entre usuarios residenciales y comerciales.
La Resolución N° 3.462 del 21 de marzo de 2006 del ENARGAS estableció la inclusión en las tarifas de la Compañía del aumento del precio del gas natural en boca de pozo. Este aumento entró en vigencia el 1° de julio de 2005, con el entendimiento de que los valores incrementales que surjan de la aplicación de estos cuadros tarifarios por el período comprendido entre el 1° de julio de 2005 y el 28 de febrero de 2006, deberían facturarse a los usuarios en ocho cuotas mensuales, con dos meses de gracia contados a partir del 1° de marzo de 2006, sin intereses ni recargos adicionales. Este cargo retroactivo fue facturado entre el 1° de mayo y el 31 de diciembre de 2006. Para los consumos posteriores al 1° de marzo de 2006, las nuevas tarifas se aplicaron directamente en la respectiva factura.
La tarifa establecida a través de la Resolución N° 3.462 mantuvo las diferencias diarias aprobadas para el período anterior. Esta situación no había sido actualizada por el ENARGAS al comienzo de cada período estacional, según lo establecido en la Licencia, y generó importantes diferencias en la cuenta corriente de compraventa de gas de la Compañía, a ser facturadas a los usuarios R, P1 y P2, y devueltas a los clientes residenciales.
Sin embargo, con fecha 19 de septiembre de 2008, el ENARGAS dictó la Resolución N° 409/08, que estableció la segmentación de categorías respecto de clientes residenciales, con vigencia a partir el 1° de setiembre de 2008. Los usuarios residenciales fueron divididos en ocho nuevas subcategorías (R-1, R2-1°, R2-2°, R2-3°, R3-1°, R3-2°, R3-3° y R3-4°) de acuerdo con su consumo anual de gas natural.
La Resolución N° 1.070/2008 del 19 de septiembre de 2008 de la Secretaría de Energía ratificó un acuerdo con productores de gas natural. Uno de los aspectos más relevantes de dicho acuerdo fue el aumento del precio del gas natural en boca de pozo.
La Resolución N° 446/08 del 10 de octubre de 2008 del ENARGAS aprobó nuevos cuadros tarifarios, a través de los cuales se incorporó el aumento del precio del gas natural en boca de pozo aprobado por la Resolución N° 1.070/08 de la Secretaría de Energía en las tarifas para cada una de las diferentes categorías de usuarios establecida por Resolución N° 409/08 del ENARGAS. La Resolución N° 446/08 del ENARGAS también suprimió las diferencias diarias aprobadas anteriormente. Sin embargo, después de varias presentaciones de asociaciones de consumidores, el 20 de octubre de 2008, el ENARGAS dictó la Resolución N° 466/08 que restableció las diferencias diarias para las subcategorías R1, R2-1° y R2-2° de usuarios residenciales (menos de 800 m3/por año) y subdistribuidoras.
La Resolución N° 566/08 del 23 de diciembre de 2008 del ENARGAS, aprobó un nuevo cuadro tarifario, incorporando un aumento adicional del precio del gas natural en boca de pozo a las tarifas de las siguientes categorías de usuarios: R3-1°, R3-2°, R3-3° y R3-4°.
El 26 de abril de 2006, el Poder Ejecutivo Nacional sancionó la Ley N° 26.095, publicada en el Boletín Oficial el 15 de mayo de 2006, que crea un cargo específico destinado a pagar las obras de ampliación de la Capacidad de Transporte de Gas Natural 2006-2008. El Decreto N° 1.216/06 que reglamenta dicha ley fue publicado en el Boletín Oficial el 18 de septiembre de 2006. La Resolución N° 2.008/06 del 28 de diciembre de 2006 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios aprobó las medidas adoptadas por la Secretaría de Energía y el ENARGAS en relación con el cargo específico creado por Ley N° 26.095.
Durante 2005, el Gobierno implementó un fondo fiduciario para obras de ampliación de la capacidad de transporte a 4,7 MMm3. En enero de 2007, a través de la Resolución N° 3.689/07, el ENARGAS estableció que la Compañía es responsable de la facturación, recaudación y compensación de otro fondo fiduciario, el fondo fiduciario 2006-2008, y deberá facturar y recibir dicho cargo específico de la categoría Servicio General “SGP3” y Gran Usuario FD / FT a partir del 1° de enero de 2007. Las categorías Residencial, GNC, SGP1 y SGP2 están exceptuadas del cargo para el fondo fiduciario. Este segundo fondo será destinado a ampliar la capacidad de transporte en aproximadamente 22,5 MMm3 respecto de la capacidad establecida por el primer fondo. Ambos fondos fiduciarios implican un incremento del costo de transporte del 411% para la categoría SGP3 y del 462% para Grandes Usuarios FD / FT con respecto a las tarifas de transporte 2001.
El 9 de diciembre de 2010, el Gobierno emitió la Resolución 2.289/10 con el fin de disminuir en un 50% el valor del fondo fiduciario creado en 2005 al haber prácticamente recuperado las inversiones destinadas a las expansiones. Adicionalmente, el fondo fiduciario 2006-2008 fue incrementado en un 50%. Como resultado de ambas modificaciones, la facturación de los clientes permanece siendo la misma.
El Decreto N° 2.067/08 del 27 de noviembre de 2008 del Poder Ejecutivo Nacional (publicado en el Boletín Oficial el 3 de diciembre de 2008) creó el Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas, un fondo fiduciario creado con el objeto de importar gas natural. El propósito de este fondo es complementar el programa de gas nacional demandando la reducción de los “días de corte” y garantizando el suministro de gas natural en el mercado local.
El fondo fiduciario está integrado por los siguientes recursos:
cargos tarifarios actualmente aplicados a usuarios del servicio de transporte y distribución de gas dentro de todas las categorías.
programas de financiación especiales a ser celebrados con entidades nacionales e internacionales.
aportes especiales a ser asignados a participantes del sector del gas.
En diciembre de 2008, dos Resoluciones fueron emitidas, una por el MPFIPyS (Resolución Nº 1.451/08) regulando el fondo fiduciario previamente mencionado, y otra por parte del ENARGAS (Resolución Nº I/563/08) ordenando la implementación del fondo. Esta última resolución incluyó los cuadros tarifarios para el fondo fiduciario, que afectaron a clientes residenciales cuyos consumos anuales superaron los 1.000 MC por año y algunos de los clientes industriales (P3, FD, FT, ID, e IT), y entró en vigor el 1 de noviembre de 2008.
El 4 de junio de 2009, ENARGAS, a través de la Resolución Nº 768 estableció que durante el período comprendido entre el 1 de mayo y el 31 de agosto de 2009, los clientes residenciales pertenecientes a nuestra área de servicio cuyas categorías fueran R31 y R32 (entre 1.001 y 1.500 MC de consumo anual) fueran exentos del pago de cargos establecidos por el Decreto Nº 2.067/08.
El 18 de agosto de 2009, ENARGAS emitió la Resolución Nº 828/08 que prorrogó hasta el 1 de octubre de 2009 la exención establecida por la Resolución Nº 768, y estipuló para clientes residenciales R33 y R34 (más de 1.501 MC de consumo anual) un subsidio del 100% para los consumos entre junio y julio de 2009, y de 70% para el consumo de agosto a septiembre del mismo año.
Las medidas mencionadas fueron nuevamente llevadas a cabo en el año 2010 a través de lo dispuesto por la Resolución 1.179/10 de ENARGAS y en 2011 por la Resolución 1.707/11 del mismo órgano.
El 8 de noviembre de 2011, ENARGAS emitió la Resolución I/1 982/11, con vigencia a partir del 1 de diciembre de ese año, disponiendo nuevas tarifas relacionadas al Fondo Fiduciario para Atender a las Importaciones de Gas y extendió la aplicación del cargo a todas las categorías de clientes. Asimismo, ENARGAS emitió algunas resoluciones complementarias que determinaron las áreas residenciales donde el subsidió dejaría de otorgarse, como se estableciera en resoluciones precedentes, al ser considerados como clientes con alto poder adquisitivo. Con el objetivo de disminuir el impacto del aumento, esta resolución también estableció una tarifa plana para el cargo del fondo fiduciario a fin de evitar picos de consumo que repercutieran variaciones significativas en las facturas de sus clientes, sobre todo en períodos invernales. Todo lo cobrado será utilizado por ENARSA para financiar el gas importado.
El 21 de noviembre de 2012, MetroGAS, al igual que el resto de las compañías de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, para confirmar el ajuste tarifario previamente establecido en el Decreto N° 234/08.
El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 (publicada el 20 de noviembre de 2012) autorizando la aplicación de los nuevos cargos a todas las categorías de clientes en orden de financiar las inversiones relacionadas con la infraestructura, conexión de servicios y expansión de los sistemas de distribución de gas (FOCEGAS). Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las compañías de distribución de gas y deber ser entregado al Comité Ejecutivo del ENARGAS para su aprobación correspondiente. Los montos recaudados deben ser depositados mensualmente en un fondo fiduciario amparado por un acta notarial. Una vez que el Comité Ejecutivo del ENARGAS analiza y aprueba la información enviada por las compañías, el fideicomisario (en este caso Nación Fideicomisos S.A.), en nombre de y a la orden del fideicomitente (en este caso MetroGAS), pagará las obligaciones contraídas como consecuencia de las inversiones que hayan sido completadas.
El 1° de abril 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° de abril de 2014, 1° de junio de 2014 y 1° de agosto de 2014. 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 de junio 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° de mayo 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° de mayo de 2015 por cada tipo de cliente, y nivel de ahorro respecto al mismo bimestre del año anterior:
Tarifas Máximas – 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
(c) Cargo por unidad de consumo
(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
Tarifas Máximas – 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
(c) Cargo por unidad de consumo
(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) ..................................... | $/m3 | 0,353544 | 0,384068 |
Notas:
(a) A los clientes residenciales en general se les factura bimestralmente.
(b) Cargo fijo por factura
(c) Cargo por unidad de consumo
(d) Cargo mensual por cada m3 diario de capacidad de transporte reservada
(e) SC significa servicio completo e incluye distribución, transporte y provisión de gas
(*) De aplicación conforme lo establecido en las Resoluciones ENARGAS N°I-2407/12 y N°I-3249/15
Renegociación de las tarifas
En enero de 2002, en el marco de la Ley de Emergencia, los valores originales en dólares de las tarifas que la Compañía cobra a sus clientes fueron pesificados a una relación de Ps. 1 a US$ 1. Asimismo, las tarifas fueron congeladas ya que la Ley de Emergencia Pública no permite ningún tipo de indexación. La ley también dispone que el Gobierno debería renegociar los contratos de empresas de servicios públicos alcanzados por la pesificación.
De acuerdo con la Ley de Emergencia, el gobierno debe tener en cuenta los siguientes factores durante la negociación
del nuevo régimen tarifario:
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 la Compañía.
La Ley de Emergencia, que originalmente expiraba en diciembre de 2003, fue prorrogada en varias ocasiones hasta el 31 de diciembre de 2015. Por lo tanto, los términos de renegociación para las licencias y concesiones de servicios públicos también fueron prorrogados.
Teniendo en cuenta la situación financiera de MetroGAS y el hecho de que el 6 de enero de 2012, la Ley de Emergencia Pública cumpliría 10 años de vigencia, el 29 de diciembre de 2011, MetroGAS presentó un reclamo judicial contra el Gobierno Argentino por los daños provocados por el resultado de las medidas sobre las condiciones financieras y económicas establecidas en la Licencia, así como un reclamo, presentado ante el MPFIPyS.
MetroGAS no puede asegurar cuál será el resultado de la renegociación con el Gobierno Nacional.
Durante 2002 y 2003, a pesar de que (i) la Compañía cumplió acabadamente con la entrega de toda la información requerida, (ii) los propios informes emanados de la CRC y la UNIREN destacaron que el sector del gas no presentaba dificultades en cuanto a la ejecución de los contratos de licencia y al cumplimiento de las condiciones y obligaciones comprometidas, y (iii) la gestión de las licenciatarias, entre ellas la Compañía, reunió las condiciones necesarias para avanzar en el proceso de renegociación, no fue posible avanzar más allá de la Fase II (presentación de información) de dicho proceso de renegociación.
A pesar del intercambio de propuestas entre las licenciatarias de servicios públicos y el Gobierno, el proceso continuó demorado sin resolución.
El 7 de junio de 2007, la UNIREN envió una nueva propuesta que, junto con las enviadas en ocasiones anteriores, no incluyó el aumento de tarifas para usuarios residenciales, sino por el contrario, permitió la reestructuración del citado aumento entre las otras clases de clientes para posibilitar a las licenciatarias recuperar el margen de distribución correspondiente a clientes residenciales.
El 17 de agosto de 2007, el Gobierno remitió una nueva propuesta, que la Compañía respondió el 27 de agosto de 2007 tras varias reuniones entre la UNIREN y sus representantes técnicos. Finalmente, la UNIREN envió una propuesta adicional el 31 de agosto de 2007, en la que aceptó prácticamente cada aspecto de las propuestas de la Compañía salvo el aumento respecto de la categoría residencial y las cláusulas de reclamo legal, que fueron dejadas de lado para ser analizadas con los asesores legales de los accionistas.
El 15 de mayo de 2008, la Compañía recibió una nueva propuesta de la UNIREN, que incluía algunos cambios en relación con la última propuesta enviada por la Compañía el 27 de agosto de 2007 pero mantenía las cláusulas de reclamo legal mencionadas precedentemente. La Compañía respondió a esta propuesta en julio de 2008. El 11 de agosto de 2008, la UNIREN respondió la propuesta de julio de 2008 enviada por la Compañía.
La Compañía contestó la propuesta de agosto de 2008 de la UNIREN. Sin embargo, el Gobierno decidió modificar su estrategia y envió una nueva propuesta, con el propósito de celebrar un Acuerdo Transitorio, como condición precedente para la firma de un Acuerdo Definitivo. Finalmente, la Compañía recibió una nueva propuesta el 2 de septiembre de 2008 estableciendo un Acuerdo Transitorio con vigencia a partir del 1° de septiembre de 2008. Esta propuesta incluía una adecuación de las tarifas relativas a los servicios de distribución y transporte del gas.
Luego de una extensa negociación, el Acuerdo Transitorio con la UNIREN fue firmado por ambas partes el 22 de septiembre de 2008. Los Accionistas de la Compañía aprobaron el Acuerdo Transitorio el 14 de octubre de 2008, que luego fue remitido a la UNIREN para ser ratificado por el Poder Ejecutivo. El 14 de abril de 2009, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 234/09 que ratifica el Acuerdo Transitorio y permite al ENARGAS emitir los nuevos cuadros tarifarios (que deben incluir los aumentos de las tarifas de distribución y transporte desde septiembre 2008).
Adicionalmente, durante junio 2010, MetroGAS envió información sobre inversiones desde septiembre 2008 a diciembre 2009, al ENARGAS y UNIREN de acuerdo al Acuerdo Transitorio.
En septiembre de 2009 el ENARGAS remitió al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS los antecedentes y cuadros tarifarios de MetroGAS que surgirían del Acuerdo Transitorio firmado. Con fecha 16 de diciembre de 2009, la UNIREN envió a MetroGAS una nueva versión del Acta Acuerdo con la propuesta de renegociación de la licencia. El 17 de febrero de 2010 MetroGAS presentó en la Justicia en lo Contencioso Administrativo Federal un amparo por mora solicitando el libramiento de una orden de pronto despacho contra la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión a fin de lograr que el Subsecretario despache el expediente en el cual tramita la aprobación del cuadro tarifario que debe autorizar el ENARGAS. Sin embargo, el 8 de junio de 2010, MetroGAS desistió dicho amparo y comenzó una nueva acción frente a la Justicia en lo Contencioso Administrativo Federal para requerir una orden de actuación contra ENARGAS y la Subsecretaria de Coordinación y Control de Gestión, por la cual se vieran obligados a publicar el nuevo cuadro tarifario. El 30 de noviembre de 2010, dicho amparo fue rechazado porque, entre otros motivos, el juez entendió que no era competente para interferir con deberes ordinarios bajo la responsabilidad de ENARGAS. A la fecha, no ha habido novedades en cuanto a las actuaciones de la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión y ENARGAS no ha publicado el cuadro tarifario propuesto por MetroGAS aunque durante el año 2010 distintos pedidos fueron enviados a ENARGAS, UNIREN, y el MPFIPyS enfatizando nuestra necesidad de llegar a un acuerdo definitivo para poder firmar el Acuerdo de Renegociación.
Sin embargo, luego de que uno de los accionistas de MetroGAS viera rechazado un recurso presentado en el plano internacional contra el Gobierno, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia. Desde entonces, UNIREN y la Compañía han estado reuniéndose e intercambiando comentarios sobre el borrador de Acuerdo Definitivo propuesto por UNIREN. Desafortunadamente no hubo consenso que haya satisfecho los intereses del Gobierno, nuestros intereses y los intereses de nuestros accionistas.
Como se señaló anteriormente, el 21 de noviembre de 2012, la Sociedad, al igual que el resto de las distribuidoras de gas, salvo una, suscribió un acta (el “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, terminos y oportunidad para firmar el “Acta Acuerdo de Renegociación Contractual Integral”.
El 27 de marzo de 2014, el Gobierno anunció la redistribución de subsidios, y el 31 de marzo de 2014 la Secretaría de Energía emitió la Resolución Nº 226/14 a través de la cual determinó que nuevos precios de gas natural y un esquema de uso responsable de los recursos son necesarios.
En este contexto, nuevos precios de gas natural fueron establecidos para 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 licenciatarios 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 aumentos tarifarios estacionales que reflejan los costos de compra de gas de la Compañía, todos los aumentos de tarifas han sido suspendidos por la Ley de Emergencia Pública.
La Ley del Gas y la Licencia contemplan que las tarifas de los distribuidores serán ajustadas semestralmente para reflejar los cambios en el costo de compra y transporte del gas y la tasa de inflación reflejada por el IPP de los Estados Unidos. El objeto de efectuar dichos ajustes es asegurar que el distribuidor recupere no más ni menos que su costo real de compra y transporte de gas y que compense los aumentos asumidos en otros costos operativos. Los mecanismos de estos ajustes periódicos están especificados en la Licencia.
Las tarifas deben ser ajustadas dos veces al año en mayo (para el período de cinco meses de invierno) y en octubre (para el período de siete meses de verano) para reflejar las variaciones proyectadas en el costo de compra de gas. La Ley del Gas y la Licencia autorizan a la Compañía a trasladar a los usuarios el costo de las compras de gas ajustando el precio a los usuarios finales para reflejar cualquier variación en el costo real del gas adquirido durante cada período tarifario, teniendo en cuenta que el ENARGAS puede limitar el traslado de dicho costo en tanto determine que superó los costos pactados por otras distribuidoras en circunstancias similares. En agosto de 1994, el Gobierno promulgó el Decreto Nº 1.411/94 que faculta al ENARGAS a limitar el traslado de aumentos a precios que no resulten más elevados que el precio más bajo para cantidades equivalentes de gas comprado en condiciones equivalentes de la misma cuenca, en el caso que determine que los contratos propuestos para su revisión no fueran producto de un proceso transparente, abierto y competitivo. La Compañía debe justificar cualquier diferencia entre el costo proyectado y el costo real incurrido en forma prudente, junto con cualquier diferencia que haya tenido lugar durante ese período, más intereses, que sea recargada o reflejada en las boletas de los usuarios, según corresponda, a través de un ajuste tarifario.
Conforme a la Licencia, las tarifas también deben ajustarse dos veces al año, en enero y julio, para reflejar las variaciones en el IPP de los Estados Unidos. Las tarifas de la Compañía también pueden ajustarse en enero y en julio, luego de su notificación al ENARGAS (pero solamente si el ENARGAS no se opone a dicho ajuste), para reflejar los cambios en las tarifas de las transportadoras conforme a las licencias de transporte y al Factor de Inversión K. La reducción de las tarifas de transporte resultaría en la reducción correlativa de las tarifas de la Compañía. La Compañía puede solicitar un ajuste de las tarifas para reflejar hechos imprevistos o causas de fuerza mayor o para reflejar cambios en los impuestos sobre las tarifas. La Ley del Gas estipula que los clientes pueden solicitar una reducción de tarifas, si ésta se justificara por circunstancias objetivas y justificadas.
Ajustes de las tarifas de acuerdo con el precio de compra del gas y controversias relacionadas
MetroGAS opera en una industria regulada, por lo que el resultado de sus operaciones depende, en parte, del marco regulatorio vigente y de la interpretación y aplicación de dicho marco por parte del ENARGAS. En varias oportunidades la Compañía no ha estado de acuerdo con la interpretación y aplicación del marco regulatorio efectuada
por el ENARGAS. De acuerdo con el marco regulatorio que rige el servicio público de distribución de gas, las tarifas del distribuidor deben ajustarse periódicamente para reflejar las variaciones de los costos de compra de gas. No obstante ello, el ENARGAS ha limitado en varias ocasiones el traslado del costo de compra de gas contratado con los productores, impidiendo de este modo que la Compañía recupere aproximadamente Ps. 30 millones correspondientes a sus compras de gas desde 1995 hasta febrero de 2005. La Compañía ha presentado los recursos correspondientes con respecto a estas cuestiones. Mientras que algunos de los recursos han sido rechazados, las acciones relativas a Ps. 18,3 millones de los costos de compra de gas continúan en trámite.
La promulgación de la Ley de Emergencia Pública y el Decreto N° 214/02 tuvieron el efecto, entre otras cuestiones, de fijar el precio del gas que paga la Compañía de conformidad con sus Contratos de Compra de Gas. Sin embargo, la Ley de Emergencia Pública y el mencionado Decreto no afectan los precios de compra de la Compañía en el mercado spot, que ésta prevé serán sustancialmente más elevados que los precios que paga por el gas conforme a los Contratos de Compra de Gas. No puede preverse el nivel de compras de la Compañía en el mercado spot con motivo de que esto se ve afectado por un sinnúmero de variables impredecibles, incluyendo temperaturas promedio y niveles de precipitaciones en invierno. Existe el riesgo de que el ENARGAS pueda denegar el traslado a las tarifas del monto total de los costos devengados por la Compañía para compra de gas en el mercado spot dentro de los términos del Decreto N° 1.020/95. No obstante, MetroGAS no compra gas en el mercado spot dado que, desde la intervención del Gobierno en el mercado doméstico en 2004, y la ejecución de varios contratos de gas entre los productores de gas y el Gobierno, la Compañía ha sido instruida a cubrir la demanda ininterrumpible.
Las futuras interpretaciones y aplicaciones del marco regulatorio por parte del ENARGAS, incluyendo las futuras limitaciones sobre el traslado de importantes costos de gas pueden afectar sustancial y adversamente a la Compañía.
Ajustes de las tarifas por el IPP de los Estados Unidos y controversias relacionadas
El 10 de enero de 2000, el ENARGAS dictó la Resolución Nº 1.477, que estableció el ajuste de las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2000, y no incluyó el ajuste por aumento del IPP de los Estados Unidos según lo contemplado en la Licencia antes de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Este ajuste habría representado un aumento del 3,78% sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas a partir de esa fecha. Esto se debió a que, en negociaciones con el ENARGAS y el Gobierno, las empresas de servicios de transporte y distribución acordaron diferir la facturación de los montos resultantes del ajuste por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al primer semestre de ese ejercicio. El ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar durante el período de 10 meses a partir del 1° de julio de 2000, los montos no recaudados devengados por aplicación del IPP de los Estados Unidos correspondientes al primer semestre de 2000.
Con fecha 17 de julio de 2000, las prestatarias de servicios de transporte y distribución, el ENARGAS y el Gobierno acordaron aumentar las tarifas con vigencia a partir del 1º de julio de 2000 (a) para reflejar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos que, en virtud del acuerdo referido en el párrafo anterior, no había sido incluido en las tarifas del 1º de enero de 2000; y (b) por el monto que habría sido facturado durante los primeros seis meses de 2000 en concepto de dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos si hubiera sido incluido en las tarifas el 1º de enero de 2000, e incorporar dicho aumento, con los intereses devengados, del siguiente modo: (x) 30% desde el 1º de julio de 2000 hasta el 30 de abril de 2001 e (y) el 70% restante desde el 1º de octubre de 2000 hasta el 30 de abril de 2001. Adicionalmente, se acordó diferir la facturación de los montos relacionados con los ajustes por el IPP de los Estados Unidos correspondiente al período 1° de julio de 2000 hasta el 30 de junio de 2002 y crear un Fondo de Estabilización del IPP. El Fondo de Estabilización del IPP entró en vigencia el 1º de julio de 2000 y se integró con los montos resultantes de la diferencia entre las tarifas efectivamente cobradas y las que deberían haberse cobrado hasta el 30 de junio de 2002, si dicho ajuste por el IPP de los Estados Unidos se hubiera incluido en las tarifas, según lo contemplado por el marco regulatorio. El Gobierno ratificó esto mediante el Decreto Nº 669/00 del 4 de agosto de 2000. Considerando las circunstancias, la Compañía acumuló el monto diferido durante el período correspondiente, junto con intereses a una tasa anual del 8,2%.
El 29 de agosto de 2000, MetroGAS fue notificada de una medida cautelar, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, que ordenó suspender la aplicación del Decreto N° 669/00, refiriéndose principalmente a la inconstitucionalidad del ajuste de tarifas de gas con base en un sistema indexatario calculado a través de índices extranjeros dentro de la vigencia de la Ley de Convertibilidad. El ENARGAS, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación y las licenciatarias de gas (entre ellas la Compañía) presentaron un recurso contra dicha medida cautelar y una oposición a la competencia del Defensor del Pueblo de la Nación que fueron rechazadas. Posteriormente, el ENARGAS comunicó a MetroGAS que debería retrotraer las tarifas a la situación previa a la promulgación del Decreto N° 669/00, es decir sin el aumento por el IPP de los Estados Unidos. Desde que la Ley de Emergencia Pública eliminó el ajuste por el IPP de los Estados Unidos, la Compañía abandonó el recurso interpuesto contra dicha resolución ante la Cámara Nacional de Apelaciones.
Considerando las circunstancias descriptas y los acontecimientos recientes ocurridos en el contexto de la crisis
financiera argentina explicada anteriormente, la Compañía eliminó como “Pérdida Extraordinaria” en 2001 la diferencia entre el ingreso acumulado durante 2000 y 2001 atribuible a ajustes por el IPP de los Estados Unidos no facturados menos los gastos devengados durante dicho período en concepto de aumentos en las tarifas de transporte atribuibles a ajustes por el IPP de los Estados Unidos de esas tarifas que habrían sido pagados a TGS y TGN. La retrotracción no debería interpretarse como una renuncia de derechos emergente del Marco Regulatorio que rige las actividades de la Compañía ni como un abandono de cualquiera de las acciones presentadas por la Compañía a la fecha.
El 1° de febrero de 2002, el ENARGAS, en el marco de la Ley de Emergencia Pública, aprobó cuadros tarifarios sin incluir el ajuste por el IPP de los Estados Unidos. En consecuencia, MetroGAS interpuso una acción administrativa, que a la fecha se encuentra pendiente de resolución.
Revisión quinquenal de tarifas contemplada por la Licencia
De acuerdo con los términos de la Ley del Gas, sus regulaciones y las disposiciones pertinentes y fórmulas contenidas en la Licencia, el ENARGAS es responsable de determinar las tarifas de distribución que tendrán vigencia durante cada período de cinco años subsiguiente al período inicial de cinco años que finalizó el 31 de diciembre de 1997. Esta determinación debe realizarse sobre la base de cierta normativa que el ENARGAS promulgó el 12 de marzo de 1996. La Ley del Gas requiere que, al determinar dicha normativa, el ENARGAS debe otorgar a las compañías (1) la oportunidad de obtener ingresos suficientes para recuperar todos los costos operativos que resulten razonablemente aplicables al servicio, impuestos y depreciación y (2) una tasa de retorno razonable, determinada en relación a la tasa de retorno de negocios con riesgos, eficiencia y calidad de servicios comparables.
La metodología de fijación de tarifas contemplada por la Ley del Gas y la Licencia es el modelo de “precio tope con revisión periódica”. Esta metodología ha sido adoptada por algunos otros países y comúnmente se hace referencia a ella por su expresión matemática “RPI-X+K”. Dado que el indicador de mercado internacional seleccionado por Argentina fue el IPP publicado por el “Bureau of Labor Statistics, U.S. Department of Labor”, la fórmula de ajuste de tarifa argentina está más correctamente expresada así: “IPP de los Estados Unidos-X+K”. La metodología de fijación de tarifas difiere de la forma de regulación de las empresas de servicios públicos utilizada en los Estados Unidos, principalmente respecto de la extensión del período entre revisiones regulatorias y en el hecho de que su tendencia es proyectar hacia el futuro más que basarse en costos históricos.
Bajo el modelo argentino, las tarifas de distribución pueden ser ajustadas por el Factor de Eficiencia X y el Factor de Inversión K (ambos estaban en cero durante el período inicial de cinco años). Basados en la teoría regulatoria que las tarifas de distribución deben proveer un retorno razonable y que el beneficio de aumentar la eficiencia debe ser compartido entre el consumidor y la distribuidora, la inclusión del factor de eficiencia resulta en una disminución obligatoria en las tarifas de distribución, asumiendo que las eficiencias operativas disminuirán los costos anuales de las compañías distribuidoras. La inclusión del Factor de Eficiencia X en el sistema de precios proporciona a las distribuidoras un incentivo para bajar los costos. Si la compañía distribuidora puede disminuir sus costos de forma más rápida que la tasa incluida en el Factor de Eficiencia X, tales reducciones pueden incrementar las ganancias; si las compañías distribuidoras no alcanzan o no superan dicha tasa, el déficit reduce sus ganancias. El ajuste por eficiencias es propuesto por el ENARGAS utilizando planes específicos para mejoramiento de la eficiencia presentados por MetroGAS, siempre teniendo en cuenta que tanto la reducción en los costos y las inversiones requieren de la implementación de dichos planes. El ENARGAS debe proponer el Factor de Eficiencia X para MetroGAS con una anterioridad no menor a 12 meses desde el comienzo del período de cinco años al cual se le debe aplicar dicho factor, luego de dicha propuesta MetroGAS tiene un plazo de cuatro meses para responder al ENARGAS. El Factor de Eficiencia X definitivo es establecido por el ENARGAS con una anterioridad no menor a 6 meses contados desde el comienzo del período de cinco años correspondiente.
La inclusión del Factor de Inversión K en la fórmula establecida en la Licencia proporciona un incremento en las tarifas de distribución al momento de su ajuste para compensar a la Compañía ciertas inversiones aprobadas por el ENARGAS. Las inversiones contempladas por el Factor de Inversión K son aquéllas asignadas para mejorar la eficiencia, seguridad y confiabilidad del sistema, que puedan ser pedidas por el ENARGAS o inicialmente propuestas a efectuarse por la Compañía. En ambos casos, sin embargo, el compromiso para efectuar dichas inversiones durante el período de cinco años será obligatorio para la Compañía, que también, en cualquier momento, puede solicitar al ENARGAS un ajuste en la tarifa de distribución relacionado con las inversiones propuestas para ampliar la capacidad del sistema. El ENARGAS, basándose en el plan de inversiones presentado por MetroGAS con 18 meses de anticipación al correspondiente período de cinco años, debe proponer un Factor de Inversión K con una anterioridad no menor a 12 meses desde el comienzo del período de cinco años correspondiente, luego de dicha propuesta MetroGAS tiene un plazo de cuatro meses para responder al ENARGAS. El Factor de Eficiencia K definitivo y el respectivo programa de inversiones deben ser establecidos por el ENARGAS con una anterioridad no menor a 6 meses desde el comienzo del período de cinco años correspondiente.
Si MetroGAS no estuviera de acuerdo con el Factor de Eficiencia X o el Factor de Inversión K establecidos por el ENARGAS, o con los términos del programa de inversión obligatoria establecido por el ENARGAS, la tarifa de distribución establecida por este ente resultará de aplicación, pudiendo MetroGAS solicitar la revisión de las acciones del ENARGAS sea por vía administrativa como por vía judicial.
Revisión quinquenal de tarifas y controversias relacionadas
Durante el período comprendido entre enero de 1998 y diciembre de 1999, las tarifas facturadas por la Compañía a sus clientes fueron ajustadas a través de resoluciones del ENARGAS, de acuerdo con la Licencia de la Compañía, que establece que las tarifas deben ser ajustadas en enero y julio para reflejar las variaciones del IPP de Estados Unidos sobre los componentes de transporte y distribución de sus tarifas y el Factor de Inversión K resultante de las inversiones.
Por la Resolución Nº 1.477/00 del 10 de enero de 2000, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2000, aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones aprobadas, lo que representó un aumento en los márgenes de distribución: Residenciales 0,51%, SGP 0,37% y GNC 0,44%. Adicionalmente, el ENARGAS, a través de la misma resolución, estableció la metodología para recuperar los ingresos devengados correspondientes a la aplicación del IPP de los Estados Unidos durante el primer semestre de 2000.
A través de la Resolución Nº 1.804, el ENARGAS ajustó las tarifas al 1º de julio de 2000 del siguiente modo: (a) ajustó el componente de transporte y distribución de las tarifas de la Compañía para el segundo semestre de 2000 con el objeto de reflejar los cambios del IPP de los Estados Unidos, lo que resultó en un aumento del 3,7751%, además del recupero de la deuda acumulada por el saldo de las tarifas que no fueron facturadas desde enero a julio de 2000, y (b) aplicó el Factor de Inversión K a dicho semestre resultante de las inversiones, dando como resultado los siguientes aumentos en los márgenes de distribución: Residenciales 0,48%, SGP 0,35% y GNC 0,41%. El ENARGAS aplicó dicho recupero del IPP de los Estados Unidos mediante un Acta Acuerdo por la cual se estableció el mecanismo de financiación para el ajuste de tarifas correspondiente al primer semestre del ejercicio 2000. El Poder Ejecutivo aprobó dicha Acta Acuerdo y el mecanismo de financiación a través del Decreto Nº 669/00. No obstante, el 29 de agosto de 2000, se notificó a la Compañía que se había ordenado una medida cautelar que suspendía los efectos del Decreto Nº 669/00, en consecuencia el ENARGAS informó a la Compañía que las tarifas debían reducirse para eliminar el ajuste por el IPP de los Estados Unidos.
Conforme a la Resolución Nº 1.941, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía del período correspondiente al 1° de octubre de 2000 hasta el 1° de enero de 2001 reemplazando el precio de invierno del gas por el precio de verano.
A través de la Resolución Nº 2.070, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de enero de 2001 aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, dando como resultado el siguiente aumento de los márgenes de distribución: Residenciales 0,45% y SGP 0,33%.
Mediante la Resolución Nº 2.347, el ENARGAS ajustó las tarifas de la Compañía al 1º de julio de 2001 aplicando el Factor de Inversión K resultante de las inversiones, dando como resultado el siguiente aumento de los márgenes de distribución: Residenciales 0,36%, SGP 0,27% y GNC 0,32%. El ENARGAS aprobó un valor del Factor de Inversión K que es inferior al solicitado por la Compañía, 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 la Compañía a ese momento, asumiendo un excedente de hasta el 5% de la ampliación total del proyecto. La Compañía interpuso un recurso de apelación sobre este último punto.
A través de la Resolución Nº 2.487, el ENARGAS aprobó las tarifas de la Compañía a partir del 1º de enero de 2002 manteniendo los valores existentes expresados en pesos a octubre de 2001 de acuerdo con la Ley de Emergencia Pública.
El ENARGAS, mediante la Resolución Nº 2.611/02 de fecha 31 de mayo de 2002, aprobó en forma provisoria el cuadro tarifario vigente desde el 1º de mayo al 30 de junio de 2002 con un valor del componente del gas idéntico al aprobado para el invierno anterior. En julio y agosto, el ENARGAS, a través de la Resolución Nº 2.653 y N° 2.691, estableció la prórroga de los cuadros tarifarios aprobados mediante Resolución Nº 2.611 por un período de tiempo indeterminado.
En diciembre de 2000, el ENARGAS presentó a las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución un grupo de documentos preparado por consultores locales e internacionales bajo la guía de un grupo especializado en este tema en particular, la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL), que proveería la base para la preparación de la metodología (la “Metodología”) para la Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (“RQT II”), la cual determinaría la estructura tarifaria aplicable desde el 1º de enero de 2003 al 31 de diciembre de 2007.
Con el objeto de cumplir las tareas requeridas por un proceso complejo como la revisión quinquenal, la Compañía formó un grupo de trabajo integrado por representantes de sus distintos departamentos, con una interacción global entre un Comité Técnico y un Comité de Coordinación controlando constantemente la evolución del proceso. Las circunstancias económicas y financieras complejas y los sucesivos cambios en la Secretaría de Energía, responsable de la política energética a largo plazo, demoraron la determinación de la Metodología por parte del ENARGAS.
El 6 de abril de 2001, el ENARGAS informó a las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución la Metodología, en relación con la cual el ENARGAS estableció que era conveniente llevar a cabo los siguientes ajustes regulatorios durante la RQT II:
(i) Una revisión integral (full rate case) de los niveles de tarifas con el objeto de corregir cualquier distorsión posible que pueda haberse acumulado desde la privatización.
(ii) Reformas a la estructura regulatoria para optimizar la operación y ampliación del sistema.
(iii) Asegurar la calidad y confiabilidad del servicio definiendo el grado de severidad del invierno por el cual los distribuidores deben garantizar el suministro y confiabilidad del sistema de gasoductos con el objeto de cumplir con la demanda.
(iv) Individualización contable de las actividades de las licenciatarias de distribución en comercialización (suministro y transporte de gas) y actividades de distribución, a partir de enero de 2003.
(v) Redefinición de los usuarios del Servicio General “P” y “G”, con la posibilidad de un by-pass comercial.
En mayo de 2001, el ENARGAS emitió un documento sobre la metodología para la determinación del costo del capital que se utilizaría para descontar el flujo de fondos de ingresos y gastos relativos al nuevo período quinquenal. Esta metodología sería utilizada para determinar la “rentabilidad razonable” de las licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas para el período 2003-2007. La Compañía presentó comentarios sobre dicha metodología y solicitó aclaración sobre las normas establecidas en ese momento. Además, la Compañía presentó información sobre la base tarifaria, que implica inversiones realizadas desde el inicio de las operaciones hasta el año 2000, así como también información detallada sobre demanda, ventas y gastos durante el año 2000. No obstante, el ENARGAS estableció tasa de costo de capital que no satisfizo sus expectativas y la Compañía presentó un recurso en relación con la tarifa fijada y la metodología utilizada.
En noviembre de 2001, la Compañía presentó al ENARGAS el programa de inversiones sugerido para el período 2003/2007 que sería financiado con la base tarifaria a ser fijada el 1º de enero de 2003 y con los Factores de Inversión
K. La Compañía implementó las inversiones dependiendo de la posibilidad de obtener fondos en el mercado de capitales a tasas razonables compatibles dadas las circunstancias.
Hacia fines de 2001, el ENARGAS exigió que la Compañía presente proyecciones sobre inversiones para el período 2003/2007. La Compañía requirió una prórroga ya que no era posible determinar el impacto que podrían tener los cambios en la economía argentina como la devaluación, la promulgación de la Ley de Emergencia Pública y sus decretos reglamentarios, sobre los precios de mercaderías y servicios nacionales e importados.
Finalmente, el ENARGAS por una nota de fecha 8 de febrero de 2002 declaró la suspensión de los plazos fijados para el proceso de la RQT II hasta que se completara el proceso de renegociación previsto por la Ley de Emergencia Pública.
Cuestiones Legales
Tasas municipales
El marco legal actual aplicable a la distribución de gas natural contempla el traspaso a la tarifa de cualquier nuevo cargo o incremento de tasas, y, bajo ciertas circunstancias, el uso del espacio público a los efectos de instalar cañerías de gas natural.
MetroGAS no ha podido trasladar a sus tarifas ningún pago efectuado en tal respecto a ciertas municipalidades de la Provincia de Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires que, al 31 de diciembre de 2013, acumulaba la suma de Ps. 198,5 millones.
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, pero a la fecha no se ha materializado dicho traslado.
Impuesto sobre los Ingresos Brutos (Provincia de Buenos Aires) – Incremento de la alícuota y diferencias en la determinación de la base imponible
Durante 1994, la Provincia de Buenos Aires acordó con el Gobierno que no incrementaría más allá del 3,5% la alícuota de dicho impuesto para ventas de gas natural. A pesar del hecho que la Provincia incrementó dicha alícuota e instruyó a MetroGAS a incluir dicho incremento en las facturas a los clientes para luego remitir a la Provincia el impuesto cobrado, MetroGAS decidió no seguir dichas instrucciones, citando el acuerdo entre la Provincia y la Nación antes descripto.
El 22 de diciembre de 2005, mediante Resolución Nº 907/05, la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires notificó a MetroGAS el inicio de un proceso de determinación de oficio para los períodos fiscales 2001 a marzo de 2003, reclamando el pago de los montos que se hubieren percibido de los clientes, de haberse aplicado el mencionado incremento de la alícuota en las facturas (aproximadamente Ps. 29 millones incluyendo multas y penalidades). Dicha Resolución fue apelada, con fecha 16 de enero de 2006, por ante el Tribunal Fiscal de la Provincia de Buenos Aires.
Con fecha 27 de septiembre de 2006, la Comisión Federal de Impuestos, a través del fallo plenario N° 112/2006 ratificó el criterio seguido por MetroGAS y rechazó un recurso de revisión interpuesto por la Provincia de Buenos Aires en el marco de un expediente por una situación idéntica a la de MetroGAS. Contra dicho Fallo Plenario la Provincia de Buenos Aires interpuso un recurso extraordinario de revisión para su resolución por la Corte Suprema de Justicia de la Nación.
El 5 de septiembre de 2013, se efectuó una solicitud al Tribunal Fiscal de la Provincia de Buenos Aires, en relación con el rechazo por la Corte Suprema de Justicia de la Nación a la moción de revisión planteada por la Provincia de Buenos Aires, y, consecuentemente, se solicitó que dicho rechazo sea tomado en cuenta al momento de dictar sentencia y que el reclamo impositivo sea desestimado.
El 3 de marzo de 2008, MetroGAS fue notificada mediante las Resoluciones N° 95/08, 96/08 y 97/08 de tres determinaciones de oficio practicadas por la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires correspondientes a los períodos de enero 2004 a octubre 2005. Estos reclamos corresponden al incremento de alícuotas antes mencionado y a diferencias en la determinación de coeficientes de ingresos y gastos (derivados principalmente del negocio de procesamiento de líquidos). El monto reclamado asciende a aproximadamente Ps. 55 millones, incluyendo penalidades y multas. Dichas resoluciones fueron apeladas, con fecha 27 de marzo de 2008, ante el Tribunal Fiscal de la Provincia de Buenos Aires, y a la fecha del presente no hay resolución sobre el caso.
En el supuesto de que finalmente MetroGAS se vea obligada a pagar las diferencias del Impuestos sobre los Ingresos Brutos correspondiente al incremento en la alícuota, se solicitará el traslado de la incidencia a las tarifas abonadas por los clientes conforme con los términos de la Licencia.
Basado en nuestro análisis de la probabilidad de ocurrencia de esta contingencia, sobre la base de la opinión de nuestros asesores independientes, que se basa principalmente en otros precedentes, la provisión creada para tal propósito de Ps. 26,3 millones fue recuperada en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Desde tal fecha, registramos una provisión de Ps. 1,5 millones en relación con esta contingencia, por honorarios profesionales.
Multas Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires – Obras en vía pública
La Agencia de Control de Faltas Especiales del GCABA ha sancionado a MetroGAS en diversas ocasiones. La Compañía se encuentra realizando los descargos en sede administrativa de las infracciones notificadas, y solicitando el pase a la justicia contravencional para realizar en dicha instancia las defensas correspondientes, con el objeto de lograr se declare la inconstitucionalidad de la ley, la irrazonabilidad de las multas aplicadas y consecuentemente se rechace la
sanción impuesta. Durante el ejercicio 2013 la Compañía registró una provisión de Ps. 14,1 millones, y al 31 de diciembre de 2014 la provisión acumulada asciende a Ps. 21,5 millones.
Tasas y cargos
A través de la Resolución Nº 2.778/03, el ENARGAS determinó que MetroGAS había cobrado tasas y cargos en exceso a sus clientes por Ps. 3,8 millones y estableció una multa por Ps. 0,5 millones. La Compañía presentó oportunamente un recurso de reconsideración con alzada en subsidio contra la mencionada Resolución y contra la tasa de interés aplicada sobre la multa. Al 31 de diciembre de 2013, el monto total reclamado por el ENARGAS ascendió a Ps. 3,8 millones de capital y Ps. 21,8 millones por intereses y multas.
Durante el ejercicio 2013 MetroGAS consideró esta contingencia, basados en la opinión de sus asesores independientes que evaluaron la prescripción legal, y concluyó que corresponde recuperar de la provisión Ps. 25,3 millones.
Diferencias interpretativas con el Regulador
La Compañía mantiene diferencias interpretativas con las autoridades regulatorias referidas a diversos temas. Durante el ejercicio 2014 se registraron provisiones por tales desacuerdos por Ps. 3,5 millones, y, al 31 de diciembre de 2014, hay provisiones acumuladas por Ps. 14,9 millones.
Responsabilidad civil, laboral y otros reclamos
A la fecha de este Prospecto, MetroGAS recibió algunos reclamos por responsabilidad civil y reclamos laborales por parte de los empleados de algunos contratistas de la Compañía y por parte de nuestros empleados. Al 31 de diciembre de 2014, registra una previsión de Ps. 53 millones, de los cuales Ps. 27,9 millones corresponden a litigios laborales y Ps. 17,5 millones a reclamos de responsabilidad civil por daños, mientras que Ps. 7,6 millones corresponden a procesos de mediación.
Estructura y Organización de la Emisora y su grupo económico
. Indirectamente, MetroGAS es controlada por YPF. Para más información véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” en este Prospecto.
Activo Fijo
Los principales bienes de la Compañía están conformados por las cañerías de distribución, redes de servicios, estaciones de reducción de presión, reguladores, válvulas, medidores e inmuebles para las oficinas centrales, oficinas operativas y sucursales. Estos bienes están situados en todas las áreas de servicio y se describen en otro capítulo del presente. Véase “Información sobre la Emisora - Panorama de negocios - Centrales eléctricas”.
A continuación se exponen los saldos contables del rubro “Propiedades, planta y equipo” y su apertura al 31 de marzo de 2015 y 31 de diciembre de 2014:
CUENTA PRINCIPAL | VALORES ORIGINALES | DEPRECIACIONES | NETO RESULTANTE 31-03-15 | NETO RESULTANTE 31-12-14 | |||||||
INICIO DEL EJERCICIO | AUMENTOS | TRANSFE- RENCIAS | BAJAS | AL CIERRE DEL PERÍODO | ACUMULADAS AL INICIO DEL EJERCICIO | BAJAS | AUMENTOS | ACUMULADAS AL CIERRE DEL PERÍODO | |||
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 | |
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA
A continuación se resume el análisis de la dirección de la información contable y datos operativos relevantes, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, que deberán ser leídos junto con la información financiera sumaria expresada bajo el título “Información Clave sobre la Emisora” en este Prospecto, los Estados Financieros Consolidados de la Compañía y las notas y anexos a dichos estados contables incluidos en este Prospecto.
El siguiente análisis contiene declaraciones sobre hechos futuros que comprenden riesgos, incertidumbres y presupuestos. Estas declaraciones sobre hechos futuros incluyen, entre otras, expresiones como “prevé”, “considera”, “podría”, “estima”, “espera”, “anticipa”, “tiene intención”, “puede”, “debe” o “continuará” y otras palabras similares. Los resultados reales pueden diferir sustancialmente de aquéllos previstos en estas declaraciones sobre hechos futuros por muchos factores, incluyendo aquéllos establecidos en otra parte del presente. Para analizar factores significativos, incluida la pesificación de sus tarifas, y otros factores que podrían hacer que los resultados actuales difieran sustancialmente de aquéllos a los que se hace referencia en las declaraciones sobre hechos futuros. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo”.
La Compañía mantiene libros y registros contables, publica sus estados financieros consolidados en pesos y confecciona estos estados financieros consolidados de acuerdo con las NIIF desde el ejercicio iniciado el 1 de enero de 2013.
Durante 2014, el índice de variación de precios (de acuerdo al INDEC), aumentó un 23,9% en comparación con el aumento del 10,9% registrado en 2013 y el índice de precios mayoristas aumentó un 14,8% en comparación con el aumento del 14,8% registrado en 2013. En 2013, el crecimiento del PBI resultó de 3%, según datos preliminares publicados por el INDEC, que serán revisados por el INDEC en junio y septiembre de 2014, mientras que en 2012 dicho crecimiento había sido de 1,9%.
La economía argentina sufrió una severa recesión que comenzó en el segundo semestre de 1998 y perduró hasta fines de 2002. Asimismo, el peso se devaluó respecto del dólar estadounidense en un 237% desde fines de 2001 hasta el 31 de diciembre de 2002. El peso se apreció frente al dólar estadounidense un 13% en 2003 en comparación con 2002, y se devaluó entre el 1% y 3% desde 2003 hasta 2007. Por su parte, el peso se devaluó alrededor del 10% respecto del Dólar en 2009 y 2008, en cada caso comparado con el año precedente. Posteriormente, el peso se devaluó alrededor del 5% en 2010 comparado con el 2009, 8% en 2011 comparado con el 2010, 14,3% en 2012 comparado con 2011 y 32.6% en 2013 comparado con 2012. En el mes de enero de 2014, el peso se devaluó en 18,63%, y entre los días 23 y 24 de enero de 2014, el peso se devaluó de Ps. 6,9 por US$ 1 a Ps. 8,02 por US$ 1, lo que representó la mayor devaluación del peso desde enero de 2002, según las cotizaciones publicadas por el BCRA. Por último, entre enero y marzo de 2014, el peso se devaluó un 23.7%.
Producto Bruto Interno
Al 31 de diciembre de | |||||||||
2013 | 2012 | 2011 | 2010 | 2009 | |||||
Producto Bruto Interno (variación anual %) ........................ | 3.0 | 1.9 | 8.9 | 9.2 | 0.9 | ||||
Fuente: INDEC, Banco de la Nación.
El siguiente cuadro muestra la variación en el porcentaje anual del índice de precios mayoristas e IPC de Argentina para los ejercicios indicados.
Índices de Precios Argentino
Período Anual | |||||
2014 | 2013 | 2012 | 2011 | 2010 | |
Índice de precios mayoristas (variación % anual) | 28,3 | 14.8 | 13,1 | 12,7 | 14,6 |
Índice de precios al consumidor (variación % anual) | 23,9 | 10.9 | 10,8 | 9,5 | 10,9 |
Fuente: INDEC, Banco Nación
Los resultados financieros de la Compañía se han visto afectados en forma negativa debido a los drásticos cambios políticos y económicos ocurridos en la Argentina en el año 2002. Dado que el entorno político y económico actualmente se encuentra en constante cambio, el siguiente análisis podría no ser indicativo de los actuales o futuros
resultados de las operaciones, la situación financiera, liquidez o recursos de capital de la Compañía y podría no incluir información necesaria para comprender cabalmente la información incluida en este análisis. En particular, podría resultar difícil de entender las tendencias de los estados contables históricos debido a los siguientes factores:
1) la volatilidad del tipo de cambio; y
2) la falta de expresión de los estados financieros en moneda homogénea.
Por lo tanto, el siguiente análisis debe leerse junto con la sección “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo” incluida en este Prospecto, y queda calificado en su totalidad por lo dispuesto en dicha sección. A continuación se incluyen los factores más importantes que afectan los resultados de las operaciones de la Compañía:
1. Pesificación de las tarifas de la Compañía
Hasta 2002, las tarifas de la Compañía estaban denominadas en Dólares Estadounidenses y se facturaban en pesos a los clientes. La Ley de Emergencia Pública derogó las tarifas en dólares y pesificó los valores en Dólares Estadounidenses de todas las tarifas de servicios públicos (incluyendo las tarifas de la Compañía) a un tipo de cambio de uno a uno. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Factores de riesgo relacionados con Argentina”.
2. Congelamiento de las tarifas de la Compañía
Las tarifas en Dólares Estadounidenses de la Compañía fueron ajustadas semestralmente según el IPP de los Estados Unidos. La Ley de Emergencia Pública derogó dichos ajustes y decretó el congelamiento de las tarifas de MetroGAS, que aún está vigente.
En enero de 2002, el PEN promulgó la Ley de Emergencia Pública, por la cual pudo convertir las tarifas de servicios públicos de sus valores en dólares estadounidenses originales a pesos a una tasa de Ps. 1 por US$ 1 y congelarlas a esa tasa. La Ley de Emergencia Pública también autorizó al Gobierno a renegociar los contratos de las empresas de servicios públicos (incluida la Licencia de la Compañía). La Compañía se encuentra actualmente negociando con la UNIREN, una entidad creada por el Gobierno, para renegociar los contratos de licencia y las tarifas que la Compañía podrá cobrar en el futuro.
Luego de una extensa negociación, firmamos el Acuerdo Transitorio con la UNIREN. Los accionistas de la Compañía aprobaron el Acuerdo Transitorio el 14 de octubre de 2008, que luego fue remitido a la UNIREN para ser ratificado por el PEN. El 14 de abril de 2009, el PEN dictó el Decreto N° 234/09 que ratifica el Acuerdo Transitorio y permite al ENARGAS emitir los nuevos cuadros tarifarios (que deben incluir los aumentos de las tarifas de distribución y transporte desde septiembre de 2008).
En septiembre de 2009 el ENARGAS remitió al Subsecretario de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS los antecedentes y cuadros tarifarios de MetroGAS que surgirían del Acuerdo Transitorio firmado. Con fecha 16 de diciembre de 2009, la UNIREN envió a MetroGAS una nueva versión del acta de acuerdo con la propuesta de renegociación de la licencia. La misma contenía algunos cambios respecto a cuestiones de forma, pero mantenía el requisito de que los accionistas directos e indirectos de MetroGAS se pronuncien expresamente poniendo en suspenso sus acciones contra el Estado Nacional sujeto a la puesta en vigencia del nuevo cuadro tarifario objeto de negociación.
Luego de que uno de los accionistas de MetroGAS viera rechazado un recurso presentado en el plano internacional contra el Gobierno relacionado al congelamiento de tarifas, el 18 de enero de 2012 se recibió la Nota Nº 12 de UNIREN exigiendo retomar las negociaciones de la Licencia de distribución de gas. Desde entonces, la UNIREN y la Compañía han estado reuniéndose e intercambiando comentarios sobre el borrador de Acuerdo Definitivo propuesto por UNIREN. Desafortunadamente no se ha alcanzado un consenso que satisfaga los intereses tanto del Gobierno, los intereses de la Sociedad, y los intereses de sus accionistas.
El 21 de noviembre de 2012, la Compañía, al igual que el resto de las empresas de distribución de gas, firmó un acuerdo con el ENARGAS, de conformidad con la nota del ENARGAS ENRG/SD/I 13.352, para confirmar el ajuste tarifario previamente establecido en el Decreto N° 234/08.
El 27 de noviembre de 2012, el ENARGAS emitió la Resolución I/2407/12 (publicada el 20 de noviembre de 2012) autorizando la aplicación de los nuevos cargos a todas las categorías de clientes en orden de financiar las inversiones relacionadas con la infraestructura, conexión de servicios y expansión de los sistemas de distribución de gas. Para poder cumplir con la mencionada resolución, un Plan Anual de Inversión debe ser presentado por cada una de las compañías de distribución de gas y deber ser entregado al Comité Ejecutivo del ENARGAS para su aprobación correspondiente. Los montos recaudados deben ser depositados mensualmente en un fondo fiduciario amparado por un acta notarial. Una vez que el Comité Ejecutivo del ENARGAS analiza y aprueba la información enviada por las empresas, el fideicomisario (en este caso Nación Fideicomisos S.A.), en nombre de y a la orden del fideicomitente (en este caso MetroGAS), pagará las obligaciones contraídas como consecuencia de las inversiones que hayan sido completadas. El contrato de fideicomiso fue firmado el 12 de diciembre de 2012 y el manual operativo fue firmado el 16 de enero de 2013. Estamos facturando esta nueva tarifa desde el 3 de diciembre de 2012.
El 26 de marzo de 2014 la Compañía firmó el Acuerdo 2014. Dicho Acuerdo 2014 es complementario al Acuerdo Transitorio celebrado en el año 2009 con la UNIREN.
El Acuerdo 2014 incluye un ajuste provisorio a los precios y tarifas para el servicio de distribución de gas natural, tomando en consideración las circunstancias necesarias a los efectos de poder seguir operando y llevar a cabo los trabajos necesarios, sujeto a la autorización del ENARGAS, conforme la Ley del Gas, incluyendo los cambios en el precio del gas a la entrada del sistema de transmisión.
Conforme lo antedicho, el ENARGAS emitió la Resolución I/2851, publicada en el Boletín Oficial el 9 de abril de 2014, el cual incluye un nuevo cuadro tarifario 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”).
3. Devaluación
La Ley de Emergencia Pública derogó la paridad entre el peso y el dólar estadounidense. Luego de promulgar la Ley de Emergencia Pública, el Gobierno permitió la libre flotación del peso, lo que arrojó como resultado la disminución del valor del peso frente al dólar estadounidense. Básicamente todo el endeudamiento de MetroGas está denominado en Dólares Estadounidenses y una parte importante de los bienes de capital que adquiere MetroGas son importados y pagados en Dólares Estadounidenses. Por lo tanto, el monto de su deuda e inversiones en bienes de capital ha aumentado significativamente en términos de pesos. Véase “Información clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo
- Factores de riesgo relacionados con Argentina”.
4. Eliminación del acceso al financiamiento
Otro factor que afectó adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía fue imposibilidad de acceder a fuentes de financiamiento. Aunque la Compañía pudo reestructurar parte significativa de su deuda en 2006 y en el año 2013, su acceso a fuentes de financiamiento nacional e internacional es aún limitado.
Luego de la crisis de principios de 2002, la Compañía concentró nuevamente su estrategia en los riesgos y desafíos que enfrenta en el corto plazo. Desde entonces, su estrategia de corto plazo ha estado dirigida a trabajar junto con el Gobierno para acelerar la toma de decisiones y obtener los aumentos de tarifas que aseguren la continuidad de sus operaciones, el mantenimiento de normas de seguridad y estándares de calidad y la cobertura para el repago de la deuda. Véase “Información sobre la Emisora- Marco regulatorio –ENARGAS -Tarifas - Renegociación de las tarifas”.
Vale la pena mencionar que, como resultado del concurso preventivo, el 11 de enero de 2013, se llevó a cabo la emisión de obligaciones negociables por un monto de US$ 314.553.452, la que fue estructurada mediante la emisión de dos series de obligaciones negociables denominadas en Dólares Estadounidenses: la Serie A que representa el 53.2% de la deuda verificada y la Serie B que representa el 46.8% de la deuda verificada.
Con fecha 30 de junio de 2014, las Obligaciones Negociables Clase B fueron canceladas y la Sociedad nada debe por ellas (para más información véase “Información sobre la Emisora – Historia y Desarrollo de la Emisora – Eventos importantes en el desarrollo de los negocios – Concurso Preventivo” en este Prospecto).
Efectos sobre los Resultados de las Operaciones y Liquidez en Períodos Futuros
La situación económica en Argentina sigue siendo altamente fluctuante. En particular, se prevé que las siguientes circunstancias podrán tener un efecto sustancial sobre los resultados de las operaciones y la liquidez de la Compañía en períodos futuros:
a) el resultado de la renegociación de tarifas con el Gobierno; y
b) la situación macroeconómica en Argentina, incluida inflación, devaluación y desempleo.
En particular, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Compañía pueden sufrir cambios en el tipo de cambio del peso respecto del dólar debido a que sus principales activos e ingresos están denominados en pesos, mientras que casi la totalidad de sus deudas financieras están denominadas en Dólares Estadounidenses.
Además de estas circunstancias, los cambios en la Argentina podrán tener otras consecuencias no previstas que podrían afectar en forma negativa los resultados de las operaciones y la situación financiera. La Compañía no puede asegurar que no vayan a promulgarse otras leyes que afecten adversamente a la Compañía.
Intervención por parte de la Secretaría de Comercio Interior
Con fecha 6 de julio de 2007, la Secretaría de Comercio Interior inició un procedimiento administrativo tendiente a disponer una intervención temporaria de las actividades de MetroGAS invocando la violación de la Ley N° 20.680 de Abastecimiento y Represión del Agio, al haber interrumpido la distribución de gas natural a ciertos usuarios industriales. Finalmente, la Secretaría de Comercio Interior no dispuso la intervención temporaria de MetroGAS.
Desde el período invernal 2007, tanto la Secretaría de Comercio Interior como la Secretaría de Energía aumentaron los procedimientos de intervención de las operaciones de la Compañía. En aras de garantizar el abastecimiento de gas natural a usuarios no interrumpibles, las intervenciones se centraron sobre restricciones de suministro de gas natural a ciertos usuarios industriales y centrales eléctricas. La Secretaría de Energía, por nota de fecha 12 de mayo de 2008, dirigida a CAMMESA, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista de Argentina, autorizó a CAMMESA a redireccionar los volúmenes de gas natural a una central eléctrica diferente de la que contractualmente tiene derecho a dichos volúmenes con el propósito de asignar los volúmenes de gas natural disponibles en forma eficiente.
La intervención de la Secretaría de Comercio Interior y/o la Secretaría de Energía podría afectar el abastecimiento a usuarios residenciales, industriales y centrales eléctricas, alterando la confianza en el sistema de distribución y resultando en la caída de sus ventas lo cual podría tener un efecto sustancial adverso sobre el flujo de efectivo y los resultados de las operaciones de la Compañía.
Políticas Contables Críticas y Estimaciones
Las principales políticas contables de la Compañía se describen en la Nota 4 de nuestros Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2014. No todas las políticas contables requieren que apliquemos criterios subjetivos o estimaciones complejas. La siguiente sección describe las políticas que consideramos críticas dado su grado de complejidad o el criterio o estimaciones involucradas en su aplicación y su impacto en los Estados Financieros de la Compañía. Tales criterios incluyen asunciones hacia el futuro o estimaciones. Los resultados actuales pueden diferir de tales estimaciones.
Para un mejor entendimiento de la manera en que formamos nuestro juicio acerca de hechos futuros, incluyendo las variables y asunciones que sirven de base para nuestras estimaciones, y que tan sensibles tales juicios son respecto de las distintas variables y condiciones, se han incluido comentarios en relación con cada política contable crítica descripta a continuación:
i. Deterioros de propiedades, planta y equipo;
ii. Reconocimientos de ingresos y créditos por ventas;
iii. Provisiones;
iv. Impuesto a las ganancias diferido e impuesto a la ganancia mínima presunta; y
v. Aplicación de la IFRIC 12 “Contratos de Concesión”.
i. Deterioros de propiedades, planta y equipo
Test de deterioro para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, la Sociedad ha identificado indicadores de deterioro y realizado un test de deterioro de propiedades, planta y equipo en consonancia con las NIIF. En función del mencionado test, se ha comparado el valor de libros de propiedades, planta y equipo con su valor recuperable, determinado como el valor actual del flujo de fondos futuro a generarse por dichos activos, estimación que fue realizada utilizando un enfoque de ponderación de diferentes escenarios de acuerdo a su probabilidad de ocurrencia. Dado que la estimación del valor del flujo de fondos futuro descontado supera el valor contable de tales activos, la Sociedad determinó que los mismos no presentaban deterioro.
Con respecto a las estimaciones materiales utilizadas en la realización de tales test, se ha tenido en cuenta (i) la naturaleza, oportunidad, y extensión del proceso de renegociación de tarifas con el Gobierno Argentino, (ii) la erosión de la ganancia operativa resultante de los aumentos en los costos operativos, (iii) un análisis de cómo los resultados actuales se comparan con las proyecciones para períodos anteriores, (iv) la experiencia de los impactos que ha tenido el incremento tarifario escalonado aprobado por el ENARGAS con sendero de ajustes en los meses de abril, junio y agosto de 2014, considerando la política de reducción de subsidios al consumo y precios diferenciales según la propensión a la reducción del consumo que tenga cada usuario (v) las experiencias de otra compañía distribuidora de gas del área metropolitana de Buenos Aires (el principal mercado de gas de la Argentina), Gas Natural Fenosa, quien tuvo aprobado su acuerdo de renegociación por parte del Poder Ejecutivo Nacional el 10 de abril de 2006 (consecuentemente implementado por ENARGAS el 9 de abril de 2007 y el 10 de octubre de 2008) y es la Licenciataria que más avanzado tiene su proceso de revisión tarifaria integral, y (vi) las implicancias del Acuerdo Transitorio firmado entre la Sociedad y la UNIREN en marzo de 2014. Se han estimado tres escenarios diferentes y se han asignado probabilidades de ocurrencia de cada uno. Cada uno de esos escenarios contempla diferentes supuestos respecto de las variables críticas. Adicionalmente, toda proyección de flujo de fondos ha sido preparada teniendo en cuenta el término restante en la Licencia, sin considerar la posibilidad de su extensión, el cual no excede la vida útil residual de las Propiedades, planta y equipo.
ii. Reconocimiento de ingresos y créditos por ventas
Los ingresos se reconocen sobre la base de lo devengado contra entrega a los clientes, que incluye los montos estimados de gas o líquidos entregados y no facturados al cierre de cada ejercicio, su transporte y distribución, de corresponder. Los montos efectivamente entregados son estimados en base a los volúmenes comprados y otra información histórica. Los ingresos relacionados con el incremento tarifario establecido por la Resolución N° 2.407/12 que se explica en la Nota 2.3.2 a los estados financieros consolidados son reconocidos en el momento del devengamiento de su facturación a clientes.
La Sociedad está expuesta a pérdidas por incobrabilidad. La provisión para deudores incobrables se realiza en base a las estimaciones de las recaudaciones de la Sociedad. Si bien la Sociedad utiliza la información disponible para realizar las estimaciones, es posible que en el futuro deba realizar ajustes a las provisiones en caso de que las futuras condiciones económicas difieran sustancialmente de los presupuestos utilizados al realizar las estimaciones. El cargo correspondiente se expone en gastos de comercialización; no se realizan ajustes sobre los ingresos por ventas. Para estimar la provisión para deudores incobrables, la Sociedad evalúa constantemente el monto y características de los créditos por ventas, incluyendo antigüedad y situación financiera de sus usuarios.
iii. Provisiones
La Sociedad tiene ciertos pasivos contingentes con respecto a reclamos, juicios y otros procedimientos, reales o potenciales. La Sociedad devenga pasivos cuando resulta probable que incurrirá en futuras salidas de recursos y dichas obligaciones puedan ser estimadas en forma razonable.
Dichos devengamientos se basan en estimaciones realizadas en función de la información disponible, estimaciones de la Gerencia de los resultados de estas cuestiones y basado en la opinión de sus asesores legales. Estas presunciones básicas respecto al futuro y otras fuentes claves de incertidumbre en las estimaciones al final del período sobre el cual se reportan implican un riesgo significativo de originar ajustes materiales a los importes en libros de los activos y pasivos durante los próximos periodos financieros.
iv. Impuesto a las ganancias diferido e impuesto a la ganancia mínima presunta
La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%.
Adicionalmente, la Sociedad determina el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta (“IGMP”) aplicando la tasa
vigente del 1% de los activos computables al cierre de cada ejercicio. Este impuesto es complementario de la obligación por impuesto a las ganancias. El impuesto se calcula aplicando la alícuota efectiva del 1% sobre la base fiscal de ciertos activos. La obligación fiscal final será el mayor entre el impuesto a las ganancias o el impuesto a la ganancia mínima presunta. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta fuera mayor que el impuesto a las ganancias durante cualquier ejercicio económico, dicho excedente puede ser computado como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pueda originarse en los diez ejercicios económicos siguientes.
La Sociedad evalúa la recuperabilidad de los activos por impuesto diferido e IGMP teniendo en cuenta la probabilidad que algunos o todos los activos por impuesto diferido o créditos no se realicen. Para realizar esta evaluación, la Sociedad considera la reversión programada de los pasivos por impuesto diferido, las ganancias impositivas futuras proyectadas, las estrategias de planificación impositivas como así también la evidencia objetiva de su recupero.
v. Aplicación de la CINIIF 12 “Contratos de Concesión”
La Interpretación N° 12 “Acuerdos de Concesión de Servicios” (CINIIF 12) fija ciertos lineamientos para la contabilización por parte de entidades privadas que prestan servicios públicos mediante un acuerdo de concesión de servicios o contrato de similar naturaleza. La CINIIF 12 es aplicable para el licenciatario dependiendo, entre otros, del control que el concedente tiene sobre la regulación del servicio y la existencia de un interés residual significativo al finalizar el acuerdo.
Considerando que la CINIIF 12 establece lineamientos y principios generales se requiere de juicio para la determinación de si corresponde su aplicación, debido a las características particulares de cada contrato de concesión o licencia y a la complejidad propia de los diferentes conceptos incluidos en la interpretación.
La Sociedad ha analizado las características, condiciones y los términos actualmente vigentes de su Licencia de distribución de gas natural y los lineamientos establecidos en la CINIIF 12. En base a su análisis, concluyó que la licencia está fuera del alcance de la CINIIF 12, principalmente por las características de renovación de la licencia que dan un resultado similar al que resultaría de haber obtenido un derecho perpetuo para la operación de la infraestructura. En el mismo sentido, la CNV emitió el 20 de diciembre de 2012 la Resolución Nº 613, que establece las razones y los fundamentos por los cuales considera que las empresas concesionarias de transporte y distribución de gas natural y sus empresas controlantes están fuera del alcance de la CINIIF 12.
Cualquier cambio en las condiciones debe ser analizado para considerar también si cambia el análisis previamente efectuado.
Resultados Operativos
El siguiente análisis de los resultados de las operaciones y situación financiera debe leerse junto con la sección “Información Clave sobre la Emisora” en este Prospecto y los Estados Financieros Consolidados de la Compañía. Los Estados Financieros Consolidados de la Compañía por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2014 y 2013 han sido preparados de conformidad con las NIIF
Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013 de acuerdo a NIIF.
Períodos de tres meses finalizados el | |||||
31 de marzo de 2014 | 30 de junio de 2014 | 30 de septiembre de 2014 | 31 de diciembre de 2014 | Total | |
(en millones de Pesos) | |||||
(no auditado) | |||||
Ingresos ordinarios | 454,3 | 916,8 | 1.199,3 | 614,0 | 3.184,5 |
Ganancia bruta | 62,9 | 254,7 | 305,2 | (27,7) | 595,1 |
(Pérdida) Ganancia Operativa | (68,7) | 93,0 | 82,5 | (196,7) | (90,2) |
Resultado antes del Impuesto a las Ganancias | (330,0) | 18,8 | (18,1) | (276,1) | (605,4) |
Resultado neto e integral del ejercicio | (343,0) | 9,0 | (20,5) | (276,7) | (631,2) |
Períodos de tres meses finalizados el | |||||
31 de marzo de 2013 | 30 de junio de 2013 | 30 de septiembre de 2013 | 31 de diciembre de 2013 | Total | |
(en millones de Pesos) | |||||
(no auditado) | |||||
Ingresos ordinarios | 372,6 | 477,1 | 600,0 | 486,5 | 1.936,2 |
Ganancia bruta | 94,8 | 124,9 | 190,5 | 92,8 | 503,0 |
(Pérdida) Ganancia Operativa | (10,1) | (0,7) | 103,4 | (29,7) | 62,9 |
Resultado antes del Impuesto a las Ganancias | 694,7 | (69,9) | 19,3 | (165,4) | 478,7 |
Resultado neto e integral del ejercicio | 446,6 | (49,0) | 8,5 | (149,3) | 256,8 |
Ingresos ordinarios
El total de ventas consolidadas aumentó un 64,5% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, totalizando Ps. 3.184,5millones, respecto de Ps. 1.936,2 millones registradas en el ejercicio anterior.
El incremento de las ventas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 se origina principalmente en mayores ventas a clientes residenciales de MetroGAS y en mayores ventas de MetroENERGÍA, parcialmente compensado con menores ventas de procesamiento de gas natural.
Las ventas con gas de MetroGAS a los clientes residenciales aumentaron un 83,8%, de Ps. 762,9 millones a Ps. 1.402,1 millones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2014, respectivamente, debido principalmente al incremento de la tarifa en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 respecto al ejercicio anterior, de acuerdo a lo establecido en el Acuerdo transitorio descripto en Nota 2.3.2 a los estados financieros al 31 de diciembre de 2014, parcialmente compensados por una disminución en los volúmenes entregados a esta categoría de clientes del 11,3%.
Las ventas con gas de MetroGAS a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas se incrementaron un 29,6%, a Ps. 141,08 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 de Ps. 108,9 millones durante el ejercicio anterior, debido al incremento de la tarifa mencionado precedentemente.
Las ventas del servicio de transporte y distribución a las centrales eléctricas aumentaron un 22,1% de Ps 87,7 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 107,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a un incremento en el precio promedio de venta, registrándose una disminución en los volúmenes entregados a esta categoría de clientes del 13,5%.
Por otra parte, las ventas del servicio de transporte y distribución a los clientes industriales, comerciales y entidades públicas disminuyeron un 19,2% de Ps. 92,02 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 74,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a la disminución en el precio de venta promedio.
Las ventas del servicio de transporte y distribución a las estaciones de GNC disminuyeron un 26,2% de Ps. 48,1 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 35,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 debido principalmente a la disminución en el precio promedio de venta.
A partir de julio de 2013, MetroGAS discontinuó el procesamiento de gas natural para la obtención de hidrocarburos en la planta de Gral. Cerri. Posteriormente, para el período agosto-diciembre de 2013 se llegó a un acuerdo con Transportadora Gas del Sur (“TGS”) para ceder dichos hidrocarburos en cabecera del gasoducto de TGS a cambio de una tarifa mensual. Dicho acuerdo se renovó para el período julio-diciembre de 2014.
Las ventas de MetroENERGÍA durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron de Ps. 1.383,9 millones mientras que durante el ejercicio anterior fueron de Ps. 725,9 millones. Dicho aumento se debe principalmente al incremento en los precios promedios, y en menor medida debido al incremento del 6,4% en los volúmenes vendidos.
El siguiente cuadro muestra las ventas consolidadas de la Sociedad, por tipo de servicio y categoría de clientes, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, expresadas en millones de pesos:
Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de, | ||||||
2014 | 2013 | |||||
En millones de Pesos | % | En millones de Pesos | % | |||
MetroGAS | ||||||
Ventas de Gas: | ||||||
Clientes Residenciales | 1.402,1 | 44,1 | 762,9 | 39,4 | ||
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 141,1 | 4,4 | 108,9 | 5,6 | ||
Subtotal | 1.543,2 | 48,5 | 871,8 | 45,0 | ||
Servicio de Transporte y Distribución: | ||||||
Centrales Eléctricas | 107,1 | 3,4 | 87,8 | 4,5 | ||
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 74,4 | 2,3 | 92,0 | 4,8 | ||
Gas Natural Comprimido | 35,5 | 1,1 | 48,1 | 2,5 | ||
Subtotal | 217,0 | 6,8 | 227,9 | 11,8 | ||
Procesamiento de Gas Natural | 2,5 | 0,1 | 73,5 | 3,8 | ||
Otras ventas de gas y servicios de tr y distribución | 37,8 | 1,2 | 37,1 | 1,9 | ||
MetroENERGÍA | ||||||
Ventas de gas y transporte | 1.376,8 | 43,2 | 721,2 | 37,3 | ||
Otros ingresos | 7,2 | 0,2 | 4,7 | 0,2 | ||
Total Ventas | 3.184,5 | 100,0 | 1.936,2 | 100,0 | ||
El siguiente cuadro muestra el volumen de ventas de gas natural y de servicio de transporte y distribución de MetroGAS, por categoría de clientes, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, expresados en millones de metros cúbicos:
Volúmenes |
Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de, |
2014 | 2013 | |||
MMMC | % | MMMC | % | |
Ventas de Gas: | ||||
Clientes Residenciales | 1.909,3 | 27,3 | 2.151,5 | 28,0 |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 463,2 | 6,6 | 468,0 | 6,1 |
Subtotal | 2.372,5 | 33,9 | 2.619,5 | 34,1 |
Servicio de Transporte y Distribución: | ||||
Centrales Eléctricas | 2.751,7 | 39,3 | 3.181,1 | 41,5 |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 795,1 | 11,4 | 795,0 | 10,4 |
Gas Natural Comprimido | 538,3 | 7,6 | 529,5 | 6,9 |
Subtotal | 4.085,1 | 58,3 | 4.505,6 | 58,8 |
Procesamiento de Gas Natural | - | - | 70,1 | 0,9 |
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución | 546,4 | 7,8 | 475,7 | 6,2 |
Total Volumen Entregado por MetroGAS | 7.004,0 | 100,0 | 7.670,9 | 100,0 |
Total Volumen Entregado de gas y transporte por MetroENERGÍA | 960,5 | 100,0 | 903,0 | 100,0 |
Costos de operación
Los costos de operación aumentaron un 80,7%, totalizando Ps. 2.589,4 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, respecto de Ps. 1.433,2 millones registrados en el ejercicio anterior. Se han incrementado los costos de compra de gas y transporte, los sueldos y cargas sociales y los gastos de mantenimiento y reparación y han disminuido los impuestos, tasas y contribuciones.
Los costos de compra de gas natural se incrementaron un 126,5% de Ps. 871,1 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 1.973,5 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 como consecuencia principalmente del incremento en el precio promedio de compra de MetroGAS y MetroENERGÍA. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, MetroGAS adquirió 2.719,1 millones de metros cúbicos y MetroENERGÍA 960,5 millones de metros cúbicos, los que en su conjunto representan una disminución del 6,3% respecto de los volúmenes de gas comprados en el ejercicio anterior.
Los costos de transporte de gas aumentaron un 11,5% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 respecto del ejercicio anterior debido principalmente al aumento del transporte para intercambio y desplazamiento adquirido por MetroENERGÍA.
El siguiente cuadro muestra los costos y gastos de operación de la Sociedad, por tipo de gasto, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, expresados en millones de pesos:
Costos de Operación | ||||
Por ejercicios finalizados el 31 de diciembre de, | ||||
2014 | 2013 | |||
millones de Pesos | % | millones de Pesos | % | |
Suministro de gas | 1.973,5 | 76,1% | 871,1 | 60,8% |
Servicio de transporte de gas y proces. de líquidos | 229,5 | 8,9% | 205,8 | 14,4% |
Depreciación de Propiedades, planta y equipo y Propiedades de inversión | 69,6 | 2,7% | 67,1 | 4,7% |
Remuneraciones y cargas sociales | 176,4 | 6,8% | 123,6 | 8,6% |
Mantenimiento y reparación de Propiedades, planta y equipo | 64,2 | 2,5% | 58,1 | 4,1% |
Servicios y suministros de terceros | 24,6 | 1,0% | 23,1 | 1,6% |
Impuestos, tasas y contribuciones | 37,5 | 1,5% | 61,5 | 4,3% |
Materiales diversos | 9,6 | 0,4% | 10,7 | 0,7% |
Otros | 4,5 | 0,1% | 12,2 | 0,8% |
Total | 2.589,4 | 100,0% | 1.433,2 | 100,0% |
Gastos de administración
Los gastos de administración aumentaron un 46,7%, de Ps. 228,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 335,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014. Este incremento se debió principalmente al aumento de sueldos y cargas sociales, de impuesto, tasas y contribuciones, del cargo por mantenimiento y reparación de propiedades, planta y equipo, de los servicios y suministros de terceros, de la depreciación de bienes de propiedades, planta y equipo, de transportes y fletes, de honorarios por servicios profesionales, de gastos de correo y telecomunicaciones y de seguros.
El siguiente cuadro muestra los Gastos de administración de la Compañía, por tipo de gasto, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, expresados en millones de pesos:
Gastos de Administración | ||||
Por ejercicios finalizados el 31 de diciembre de, | ||||
2014 | 2013 | |||
millones de Pesos | % | millones de Pesos | % | |
Impuestos, tasas y contribuciones | 52,7 | 15,7% | 33,4 | 14,6% |
Remuneraciones y cargas sociales | 162,3 | 48,4% | 115,6 | 50,6% |
Depreciación de Propiedades, planta y equipo y Propiedades de inversión | 17,4 | 5,2% | 14,0 | 6,1% |
Mantenimiento y reparación de Propiedades, planta y equipo | 45,8 | 13,7% | 26,5 | 11,6% |
Servicios y suministros de terceros | 20,1 | 6,0% | 11,9 | 5,2% |
Honorarios por servicios profesionales | 10,2 | 3,0% | 7,3 | 3,2% |
Honorarios directores y síndicos | 2,1 | 0,6% | 1,6 | 0,7% |
Primas de seguros | 9,3 | 2,8% | 8,2 | 3,6% |
Otros | 15,5 | 4,6% | 10,1 | 4,4% |
Total | 335,4 | 100,0% | 228,6 | 100,0% |
Gastos de comercialización
Los gastos de comercialización se incrementaron un 37,8%, de Ps. 258,8 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 356,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014. Este incremento se debió principalmente al incremento de impuesto, tasas y contribuciones, de sueldos y cargas sociales, de servicios y suministros de terceros, de los gastos de correos y telecomunicaciones, del cargo por la previsión para deudores incobrables, de los gastos y comisiones bancarias y de los gastos de publicidad y propaganda.
El siguiente cuadro muestra los Gastos de comercialización de la Sociedad, por tipo de gasto, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, expresados en millones de pesos:
Gastos de Comercialización | ||||
Por ejercicios finalizados el 31 de diciembre de, | ||||
2014 | 2013 | |||
millones de Pesos | % | millones de Pesos | % | |
Impuestos, tasas y contribuciones | 97,7 | 27,4% | 68,6 | 26,5% |
Remuneraciones y cargas sociales | 128,2 | 36,0% | 102,7 | 39,7% |
Servicios y suministros de terceros | 51,5 | 14,4% | 35,5 | 13,7% |
Gastos de correos y telecomunicaciones | 37,3 | 10,4% | 26,2 | 10,1% |
Deudores incobrables | 13,9 | 3,9% | 6,1 | 2,4% |
Gastos y comisiones bancarias | 16,4 | 4,6% | 12,6 | 4,9% |
Publicidad y propaganda | 4,8 | 1,4% | 2,2 | 0,9% |
Otros | 6,8 | 1,9% | 4,9 | 1,8% |
Total | 356,6 | 100,0% | 258,8 | 100,0% |
Fuente interna MetroGAS – EE. FF. Al 31 de diciembre de 2014
Otros ingresos y egresos
Los otros ingresos y egresos ascendieron a Ps. 47,2 millones de ganancia en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 y a Ps. 6,7 millones de ganancia en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a la registración del recupero de provisiones durante el ejercicio 2013. Esta variación en parte fue compensada con el resultado por la venta de propiedades de inversión en el ejercicio 2014.
Resultados financieros netos
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 los resultados financieros netos generaron una pérdida de Ps. 515,1 millones, respecto de una pérdida de Ps. 341,6 millones generada en el ejercicio anterior. La variación en los resultados financieros y por tenencia está originada principalmente por el incremento de los intereses financieros devengados provenientes de la deuda financiera y por la pérdida por diferencia de cambio generada por la deuda financiera.
Resultado por la reestructuración de la deuda financiera
El resultado por el canje de la deuda concursal registrado al 31 de diciembre de 2013 asciende a Ps. 757,5 millones, según el siguiente detalle:
Por el período de tres meses finalizado el 31 .03.2013
Deuda Concursal quirografaria y admisible canjeada y dada de baja | 1.422.585 |
Pago en efectivo de intereses devengados entre el 1/1/13 y 11/1/13 | (1.866) |
Subtotal | 1.420.719 |
Reconocimiento inicial de las Obligaciones Negociables Series A y B a | |
valor razonable | (646.996) |
Baja de pasivos prescriptos | (3.363) |
Gastos de emisión y canje | (12.890) |
Resultado por canje de deuda concursal antes de efectos impositivos | 757.470 |
Por el ejercicio finalizado el | |
31.12.13 | |
(en millones de pesos) | |
Deuda Concursal quirografaria y admisible canjeada y dada de baja | 1.422,6 |
Pago en efectivo de intereses devengados entre el 1/1/13 y 11/1/13 | (1,8) |
Subtotal | 1.420,8 |
Reconocimiento inicial de las Obligaciones Negociables Series A y B a valor razonable | |
(647,0) | |
Baja de pasivos prescriptos | (3,4) |
Gastos de emisión y canje | (12,9) |
Resultado por canje de deuda concursal antes de efectos impositivos | 757,5 |
Impuesto a las ganancias
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, la Sociedad devengó una pérdida por impuesto a las ganancias de Ps. 25,8 millones, respecto de una pérdida de Ps. 221,9 millones registrados en el ejercicio anterior. Dicha variación se debe principalmente al efecto impositivo de la registración de la ganancia por reestructuración de la deuda concursal en el ejercicio anterior.
Resultados de las operaciones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012 de acuerdo a NIIF.
Períodos de tres meses finalizados el | |||||
31 de marzo de 2013 | 30 de junio de 2013 | 30 de septiembre de 2013 | 31 de diciembre de 2013 | Total | |
(en millones de Pesos) | |||||
(no auditado) | |||||
Ingresos ordinarios | 372,6 | 477,1 | 600,0 | 486,5 | 1.936,2 |
Ganancia bruta | 94,8 | 124,9 | 190,5 | 92,8 | 503,0 |
(Pérdida) Ganancia Operativa | (10,1) | (0,7) | 103,4 | (29,7) | 62,9 |
Resultado antes del Impuesto a las Ganancias | 694,7 | (69,9) | 19,3 | (165,4) | 478,7 |
Resultado neto e integral del ejercicio | 446,6 | (49,0) | 8,5 | (149,3) | 256,8 |
Períodos de tres meses finalizados el | |||||
31 de marzo de 2012 | 30 de junio de 2012 | 30 de septiembre de 2012 | 31 de diciembre de 2012 | Total | |
(en millones de Pesos) | |||||
(no auditado) | |||||
Ingresos ordinarios | 331,9 | 376,7 | 435,4 | 337,4 | 1.481,4 |
Ganancia bruta | 76,5 | 75,0 | 108,3 | 29,3 | 289,1 |
(Pérdida) Ganancia Operativa | (4,8) | (27,0) | 6,7 | (61,2) | (86,3) |
Resultado antes del Impuesto a las Ganancias | (28,0) | (60,9) | (40,9) | (98,1) | (227,9) |
Resultado neto e integral del ejercicio | (30,9) | (61,1) | (50,5) | (36,3) | (178,8) |
Ingresos ordinarios
Los Ingresos ordinarios se incrementaron por 30,7% de Ps. 1.481,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 1.936,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Dicho incremento durante el ejercicio 2013 se origina principalmente por un incremento en nuestras ventas a clientes residenciales y el incremento en las ventas de MetroENERGÍA, parcialmente compensado por una disminución en nuestras ventas de procesamiento de gas natural.
Las ventas a clientes residenciales se incrementaron por 35,2%, de Ps. 564,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 762,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente como consecuencia del hecho que comenzamos el cargo establecido por la Resolución MPFIPyS Nº 2000/05, y autorizada por Resolución ENARGAS Nº 2407/12 a partir del 3 de diciembre de 2012, y por un incremento de 4,3% en los volúmenes entregados durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.
Nuestras ventas con gas natural a nuestros clientes industriales, comerciales y organismos públicos, se incrementaron 25,3% de Ps. 86,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 108,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente como consecuencia del cargo definido en la Resolución
MPFIPyS N°2000/05 anteriormente mencionado.
Las ventas de servicios de transporte y distribución a esta categoría de clientes se incrementó en 21,4% de Ps. 75,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 92 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente por el aumento en los precios promedios y parcialmente compensado por una disminución de 1,8% en los volúmenes entregados.
Adicionalmente, las ventas por servicios de transporte y distribución a las centrales eléctricas disminuyó un 2,9% de Ps. 90,3 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 87,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente como resultado de una disminución de 11.1% en los volúmenes entregados, principalmente compensado por un incremento en los precios promedios.
Las ventas de procesamiento de gas natural disminuyeron por 36,5% en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, de Ps. 115,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 73,5 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 como consecuencia de la entrada en vigencia, en agosto de 2013, de un nuevo acuerdo con TGS por el que se cedió a TGS ciertos hidrocarburos a los que teníamos derechos en la cabecera del gasoducto de TGS, a cambio de una tarifa mensual.
Las venta de gas y transporte de MetroENERGÍA aumentaron por 54,9%, de Ps. 465,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 721,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Dicho incremento se debe principalmente al aumento en los precios promedios. Adicionalmente, otros ingresos de MetroENERGÍA aumentaron de Ps. 3,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 4,7 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013.
El siguiente cuadro muestra los Ingresos ordinarios consolidados de la Sociedad, por tipo de servicio y categoría de clientes, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, expresadas en millones de pesos:
Ingresos Ordinarios | ||||
Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||
2013 | 2012 | |||
en millones de Pesos | % | en millones de Pesos | % | |
MetroGAS | ||||
Ventas de gas: | ||||
Clientes Residenciales | 762,9 | 39,4% | 564,2 | 38,0% |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 108,9 | 5,6% | 86,9 | 5,9% |
Servicio de transporte y distribución: | ||||
Centrales Eléctricas | 87,8 | 4,5% | 90,3 | 6,1% |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 92,0 | 4,8% | 75,8 | 5,2% |
Gas Natural Comprimido | 48,1 | 2,5% | 35,8 | 2,4% |
Procesamiento de gas natural | 73,5 | 3,8% | 115,8 | 7,8% |
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución | 37,1 | 1,9% | 43,1 | 2,9% |
Subtotal MetroGAS | 1.210,3 | 62,5% | 1.011,9 | 68,3% |
MetroENERGÍA | ||||
Ventas de gas y transporte | 721,2 | 37,3% | 465,6 | 31,4% |
Otros ingresos | 4,7 | 0,2% | 3,9 | 0,3% |
Subtotal MetroENERGÍA | 725,9 | 37,5% | 469,5 | 31,7% |
Total | 1.936,2 | 100,0% | 1.481,4 | 100,0% |
El siguiente cuadro muestra el volumen de Ingresos ordinarios de gas natural y de servicio de transporte y distribución de MetroGAS, por categoría de clientes, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, expresados en millones de metros cúbicos:
Volúmenes | |
Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | |
2013 | 2012 |
MMMC | % | MMMC | % | ||
MetroGAS | |||||
Ventas de gas: | |||||
Clientes Residenciales | 2.151,5 | 28,0% | 2.062,3 | 25,4% | |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 468,0 | 6,1% | 457,2 | 5,6% | |
Servicio de transporte y distribución: | |||||
Centrales Eléctricas | 3.181,1 | 41,5% | 3.576,7 | 44,0% | |
Clientes Industriales, Comerciales y Entidades Públicas | 795,0 | 10,4% | 809,2 | 10,0% | |
Gas Natural Comprimido | 529,5 | 6,9% | 546,3 | 6,7% | |
Procesamiento de gas natural | 70,1 | 0,9% | 131,2 | 1,6% | |
Otras ventas de gas y servicios de transporte y distribución | 475,7 | 6,2% | 543,5 | 6,7% | |
Subtotal MetroGAS | 7.670,9 | 100,0% | 8.126,4 | 100,0% | |
MetroENERGÍA | |||||
Ventas de gas y transporte | 903,0 | 100,0% | 1.016,1 | 100,0% | |
Subtotal MetroENERGÍA | 903,0 | 100,0% | 1.016,1 | 100,0% |
Costos de operación
Nuestros Costos de operación se incrementaron por 20.2% de Ps. 1.192,2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 1,433.2 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Este incremento se debió principalmente como resultado de (i) un incremento en los costos de adquisición de gas, (ii) incremento en nuestras erogaciones salariales y contribuciones de la seguridad social debido a un incremento en salarios en el año 2013, y (iii) un incremento en costos de reparación y mantenimiento. Dicho incremento fue compensado parcialmente por una disminución en costos de transporte de gas y en tasas impositivas.
Nuestras compras de gas natural se incrementaron por 34% de Ps. 650,3 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 871,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido a un incremento en el precio promedio de compras de gas natural de MetroENERGÍA. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 adquirimos 3.087,9 MMMC de gas natural y MetroENERGÍA adquirió 838,9 MMMC, representando una disminución de 0,4% comparado con los volúmenes de gas adquiridos en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.
Nuestros costos de transporte disminuyeron por 13,4%, de Ps. 237,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 205,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido a una disminución de los costos de MetroENERGÍA incurridos en relación con la adquisición de capacidad de transporte de gas natural para reventa, así como para satisfacer sus obligaciones de entrega de gas.
El siguiente cuadro muestra los Costos de operación de la Sociedad, por tipo de gasto, para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, expresados en millones de pesos:
Costos de Operación | ||||
Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||
2013 | 2012 | |||
Millones de Pesos | % | Millones de Pesos | % | |
Suministro de gas | 871,1 | 60,8% | 650,3 | 54,5% |
Transporte de gas | 205,8 | 14,4% | 237,6 | 19,9% |
Impuestos, tasas y contribuciones | 61,5 | 4,3% | 68,6 | 5,8% |
Remuneraciones y otros beneficios al personal | 123,6 | 8,6% | 89,8 | 7,5% |
Depreciación de Propiedades, planta y equipo y propiedades de inversión | 67,1 | 4,7% | 65,5 | 5,5% |
Mantenimiento y reparación | 58,1 | 4,1% | 41,7 | 3,5% |
Materiales diversos | 10,7 | 0,7% | 6,3 | 0,5% |
Servicios y suministros de terceros | 23,1 | 1,6% | 24,6 | 2,1% |
Otros gastos operativos | 12,2 | 0,8% | 7,8 | 0,7% |
Total | 1.433,2 | 100,0% | 1.192,2 | 100,0% |
Gastos de Administración
Nuestros Gastos de Administración se incrementaron por 34.5% de Ps. 170 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 228,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Este incremento fue principalmente por (i) un incremento en salarios y contribuciones a la seguridad social, relacionado principalmente con un incremento salarial otorgado a los empleados, (ii) un incremento en tasas impositivas debido a un incremento en impuestos de verificación y control, (iii) un incremento en los costos de servicios, (iv) un incremento en mantenimiento de activos fijos, principalmente computadoras y equipamiento de telecomunicaciones, y (v) un incremento en la depreciación de los activos fijos, principalmente las licencias de software.
El siguiente cuadro muestra los Gastos de Administrativos de la Compañía por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, expresados en millones de pesos y el porcentaje de gastos administrativos de la Compañía representado por cada tipo de gasto administrativo:
Gastos de Administración | ||||
Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||
2013 | 2012 | |||
Millones de Pesos | % | Millones de Pesos | % | |
Impuestos, tasas y contribuciones | 33,4 | 14,6% | 26,0 | 15,3% |
Remuneraciones y otros beneficios al personal | 115,6 | 50,6% | 85,4 | 50,2% |
Depreciación de Propiedades, planta y equipo y propiedades de inversión | 14,0 | 6,1% | 10,5 | 6,2% |
Mantenimiento | 26,5 | 11,6% | 23,3 | 13,7% |
Servicios y suministros de terceros | 11,9 | 5,2% | 1,8 | 1,1% |
Honorarios profesionales | 7,3 | 3,2% | 5,8 | 3,4% |
Honorarios directorio y síndicos | 1,6 | 0,7% | 1,3 | 0,8% |
Seguros | 8,2 | 3,6% | 6,9 | 4,1% |
Otros gastos de administración | 10,1 | 4,4% | 9,0 | 5,3% |
Total | 228,6 | 100,0% | 170,0 | 100,0% |
Fuente interna MetroGAS – EE. FF. Al 31 de diciembre de 2014
Gastos de comercialización
Nuestros Gastos de comercialización se incrementaron por 29,8% de Ps. 199,4 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 258,8 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente como resultado de (i) un incremento en salarios y contribuciones a la seguridad social, relacionado principalmente con un incremento salarial otorgado a los empleados, (ii) incremento en las tasas impositivas como resultado de un incremento en el impuesto a la ganancia bruta, que a su vez se incrementó como consecuencia de un incremento en las ganancias en el ejercicio 2013, (iii) un incremento en los costos de telefonía, fax y correo como resultado de un incremento en el costo de nuestro servicio de facturación, (iv) un incremento en nuestro cargo por provisión para deudores incobrables, y (v) un incremento en las comisiones bancarias.
El siguiente cuadro muestra los Gastos de comercialización de la Compañía por tipo de gasto para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012, expresados en millones de pesos y el porcentaje de gastos de comercialización de la Compañía representado por cada tipo de gasto de comercialización:
Gastos de comercialización | ||||
Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||
2013 | 2012 | |||
Millones de Pesos | % | Millones de Pesos | % | |
Impuestos, tasas y contribuciones | 68,6 | 26,5% | 50,0 | 25,1% |
Remuneraciones y otros beneficios al personal | 102,7 | 39,7% | 83,5 | 41,9% |
Servicios y suministros de terceros | 35,5 | 13,7% | 28,7 | 14,4% |
Gastos de correo y telecomunicaciones | 26,2 | 10,1% | 18,6 | 9,3% |
Provisión para incobrables | 6,1 | 2,4% | 3,4 | 1,7% |
Gastos y comisiones bancarias | 12,6 | 4,9% | 10,4 | 5,2% |
Publicidad | 2,2 | 0,9% | 1,9 | 1,0% |
Otros gastos de comercialización | 4,9 | 1,8% | 2,9 | 1,4% |
Total | 258,8 | 100,0% | 199,4 | 100,0% |
Fuente interna MetroGAS – EE. FF. Al 31 de diciembre de 2014
Otros ingresos y egresos
Otros ingresos y egresos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 alcanzaron un ingreso de Ps. 47,3 millones comparados con un egreso de Ps. 6,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, principalmente como resultado del recupero de ciertas provisiones.
Resultados financieros netos
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 los resultados financieros netos alcanzaron Ps. 341,6 millones, comparado con Ps. 141,6 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Dicha variación fue principalmente debido a un incremento en los intereses financieros devengados de la restructuración de deuda financiera ocurrida en el año 2013, que no devengó intereses durante el año 2012 debido al concurso preventivo de la Sociedad, y al incremento en la variación del tipo de cambio en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.
Resultado de la restructuración de deuda
El resultado del proceso de restructuración de deuda, al 31 de diciembre de 2013, asciende a Ps. 757,5 millones, como se lo detalla a continuación:
Por el ejercicio finalizado el | |
31.12.13 | |
(en millones de pesos) | |
Deuda Concursal quirografaria y admisible canjeada y dada de baja | 1.422,6 |
Pago en efectivo de intereses devengados entre el 1/1/13 y 11/1/13 | (1,8) |
Subtotal | 1.420,8 |
Reconocimiento inicial de las Obligaciones Negociables Series A y B a valor razonable | |
(647,0) | |
Baja de pasivos prescriptos | (3,4) |
Gastos de emisión y canje | (12,9) |
Resultado por canje de deuda concursal antes de efectos impositivos | 757,5 |
Impuesto a las ganancias
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, registramos una pérdida impositiva de Ps. 221.9 millones en comparación con una ganancia impositiva de Ps. 49.1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Dicho cambio es atribuible principalmente al incremento impositivo debido a la ganancia resultante de la reestructuración de deuda anteriormente referida.
Liquidez y recursos de capital
Fuentes de Liquidez
La Compañía es una compañía dedicada a la distribución de gas. Históricamente, sus principales fuentes de liquidez derivaron de (i) el efectivo generado por la operación anteriormente mencionada, y (ii) diversas fuentes de financiación, entre ellas entidades financieras y el mercado de capitales.
Nuestras principales fuentes de liquidez y usos de efectivo durante los ejercicios finalizado el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se describen en la tabla a continuación:
Por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre | |||
2014 | 2013 | 2012 | |
(en millones de pesos) | |||
Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio | 116,6 | 153,2 | 207,3 |
Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas | 193,2 | 162,7 | 54,8 |
Flujo neto de efectivo aplicado a las actividades de inversión | (192,0) | (166,0) | (111,2) |
Flujo neto de efectivo generado por las actividades de financiación | (21,7) | (32,2) | 0,0 |
Disminución neta del efectivo y equivalentes de efectivo | (20,5) | (35,5) | (56,4) |
Diferencia de cambio sobre efectivo y equivalentes de efectivo | 1,5 | (1,1) | 2,4 |
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio (1) | 97,6 | 116,6 | 153,2 |
(1) Del total de efectivo al cierre de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, Ps. 135,1, Ps. 77,3 millones y Ps. 47,6 millones, respectivamente corresponden a saldos cobrados por fideicomisos, Resolución I-2621/2013 y Fideicomiso decreto N° 2407, respectivamente.
En el estado de flujo de efectivo consolidado, el efectivo y equivalentes de efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a la vista en entidades bancarias y otras inversiones a corto plazo de gran liquidez con un vencimiento original de tres meses o menos desde el momento de su adquisición.
Tal como se describe en Nota 6.1.3 a sus Estados Financieros Consolidados, en la actualidad la liquidez de la Sociedad es una de los principales focos de atención de la Dirección debido a las dificultades por las cuales atraviesa la misma. La falta de incrementos tarifarios, el constante aumento de los costos de operación y la falta de certidumbre respecto de la efectiva percepción de dichos aumentos son factores que impactan directamente en la liquidez de MetroGAS.
Al 31 de diciembre de 2014 MetroGAS registró un capital de trabajo negativo de Ps. 526,5 millones.
De continuar las condiciones existentes la Sociedad ha evaluado tomar una serie de medidas para mitigar el impacto de la situación financiera vigente, entre las cuales se incluyen:
elevar los reclamos referidos a los incrementos tarifarios (incluyendo el traslado a tarifas de las tasas municipales) a las autoridades argentinas;
procurar un estricto manejo de la caja y control de gastos;
requerir aportes adicionales de capital a los accionistas de la Sociedad;
modificar condiciones de pago con los principales proveedores; y
obtener financiamiento de terceros.
Pese a que la Sociedad se encuentra tomando algunas de las medidas mencionadas precedentemente, el futuro de la misma permanece incierto.
Flujo de efectivo
Flujos de efectivo netos generados por las actividades operativas
Los flujos de efectivo netos generados en actividades operativas durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron de Ps. 193,2 millones, comparados con Ps. 162,7 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. La variación se debe básicamente a los mayores fondos generados por el capital de trabajo durante el presente