ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Resolución 409/2026
RESOL-2026-409-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
Ciudad de Buenos Aires, 13/04/2026
VISTO el Expediente N.° EX-2026-27986150- -APN-GDYE#ENARGAS, las Leyes
N.° 24.076 (T.O. 2025) y N.° 27.742; los Decretos N.° 1738/92 y
2255/92, N.° 1172/03 y DNU N.° 55/23, 1023/24, DNU N.° 370/25 y DNU N.°
49/26; las Resoluciones N.° RESOL-2026-18-APN-SE#MEC y N.°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, ambas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y las
Resoluciones N° RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y
RESOL-2026-384-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, y
CONSIDERANDO:
Que mediante el Artículo 1° del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU)
N.° 55 del 16 de diciembre de 2023 se declaró la emergencia del Sector
Energético Nacional, en particular, en lo que respecta a los segmentos
de transporte y distribución de gas natural; y que dicha declaración de
emergencia fue posteriormente prorrogada por los Decretos DNU N.°
1023/24, DNU N.° 370/25 y DNU N.° 49/26.
Que, en ese marco, la SECRETARÍA DE ENERGÍA, mediante la Resolución N.°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, de fecha 12 de marzo del corriente, dispuso
“…la Reconfiguración del Sistema de Transporte de Gas Natural, en el
marco de la Emergencia Energética prorrogada por el Artículo 1° del
Decreto N.° 49 de fecha 26 de enero de 2026, que se instrumentará
conforme el ANEXO I (IF-2026-25931437-APN-SE#MEC), que forma parte
integrante de la presente medida” (Artículo 1°).
Que, en ese sentido, indicó que: “…esta Secretaría, en su carácter de
Autoridad de Aplicación de la política energética, debe velar para que
se adopten todas las medidas y se realicen todas las adecuaciones
regulatorias y contractuales necesarias para llevar adelante la
reconfiguración del sistema de transporte de gas natural, incluyendo la
reasignación de capacidades sobre las rutas existentes, así como la
asignación de capacidades mediante procedimientos transparentes en el
marco de la Ley N.° 24.076 – T.O. 2025 y sus reglamentaciones, sin
afectar los requerimientos de ingresos de las licenciatarias,
determinados en el procedimiento de Revisión Quinquenal Tarifaria
completado durante el año 2025”.
Que, además, expresó que: “…corresponde dar intervención al ENARGAS o
al ENTE NACIONAL REGULADOR la GAS Y LA ELECTRICIDAD, conforme el
organismo que se encuentre en funciones, a los efectos de la puesta en
vigencia de la reasignación, conforme las competencias propias de esa
Autoridad Regulatoria y mediante las debidas contractualizaciones que
fueren menester”.
Que, entre otras cosas, la SECRETARÍA DE ENERGÍA instruyó a esta
Autoridad Regulatoria a que: 1) Ejerza las facultades de reasignación
de capacidad previstas en la reglamentación del artículo 51, inciso 1)
de la Ley No 24.076, aprobada por el Decreto N.° 1738/92, conforme las
pautas de los incisos 2) y 5) del artículo 2° del citado decreto; 2)
Prevea los plazos de reasignación considerando la emergencia energética
vigente, los cambios estructurales del sistema de transporte y de las
fuentes de abastecimiento, y ordene la contractualización de las
capacidades reasignadas, conforme las previsiones del Reglamento de
Servicio de Transporte aprobado como Subanexo II del Anexo “A” del
Decreto No 2255/92; 3) Modifique, en lo pertinente los Reglamentos de
Servicio de Distribución y/o de Transporte, a fin de hacer efectiva la
reasignación ordenada, con la participación de los interesados,
conforme las previsiones del inciso (10) de la reglamentación de los
artículos 65 a 70 (actuales artículos 53 a 57) de la Ley N.° 24.076,
aprobada por el Decreto N.° 1738/92; 4) Apruebe los cuadros tarifarios
provisorios pertinentes con las pautas indicadas en dicha Resolución;
5) Realice las adecuaciones regulatorias necesarias de manera de
contemplar en forma integrada las capacidades de transporte, incluyendo
las correspondientes a ENARSA; 6) Determine los nuevos valores de los
Cargos Fideicomiso; 7) Establezca, de considerarse necesario, la
modificación provisoria de los factores de carga, a los efectos del
traslado de los nuevos costos de transporte a las prestadoras del
servicio de distribución, en base a estudios preliminares que reflejen,
con razonable aproximación, la situación actual de la demanda
residencial; y 8) Lleve a cabo todas las adecuaciones regulatorias
necesarias e imparta las instrucciones que sean menester, en el marco
de su competencia, para el cumplimiento de los objetivos del
reordenamiento dispuesto.
Que, de acuerdo a la dinámica generada por la citada Resolución N.°
RESOL-2026-66-APN-SEMEC, se procedió al dictado de la Resolución N°
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS (B.O. XXX/03/26) mediante la cual
se dispuso: “Iniciar un procedimiento de Consulta Pública a fin de
poner a consideración las siguientes modificaciones y propuestas,
propiciadas por este Ente Regulador, a saber: 1) Modificación de los
Factores de Carga de NATURGY NOA S.A. y CAMUZZI GAS DEL SUR S.A.,
conforme el análisis que surge del Informe Intergerencial N.°
IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS y los anexos N.°
IF-2026-28197414-APN-GTIC#ENARGAS y N.° IF
2026-28181143-APN-GTIC#ENARGAS; 2) Determinación de nuevos porcentajes
(%) de referencia de Gas Retenido para las distintas rutas de
transporte de gas natural, conforme el análisis que surge del Informe
Intergerencial N.° IF-2026-28319210-APN-GAL# ENARGAS y en el Informe de
la Gerencia de Transmisión N.° IF-2026-28630598-APN-GT#ENARGAS y el
anexo N.° IF-2026-28622577-APN-GT#ENARGAS; 3) Derogación de la
Resolución N.° RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, así como de la
normativa antecedente ratificada por la citada resolución; 4)
Modificación del Numeral 5), apartado b) último párrafo, del Reglamento
de Servicio de Distribución, el que quedará redactado en los siguientes
términos: “La Distribuidora deberá contratar Transporte Firme para su
demanda ininterrumpible, mínimamente, por diez (10) años de duración,
de manera de garantizar o respaldar aquélla con el servicio de
Transporte Firme de una Transportista”; 5) Reconocimiento de carácter
firme, desde los puntos de vista tarifario y de despacho, a los
servicios de Intercambio y Desplazamiento (ED), listados en el
IF-2026-28540484-APN-GDYE#ENARGAS, siempre dentro del marco establecido
en la Resolución ENARGAS N.° 124/2018 “REGLAMENTO INTERNO DE LOS
CENTROS DE DESPACHO”, particularmente en lo que respecta a las
CONDICIONES ESPECIALES DEL SERVICIO DE INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO ED.
6) Cuadros Tarifarios provisorios, conforme lo indicado en el Informe
N.° IF-2026-28319210-APN-GAL# ENARGAS y el anexo N.°
IF-2026-28302427-APN-GDYE#ENARGAS, los que incluyen los respectivos
Cargos Fideicomiso.” (Art. 1°).
Que a esos efectos, el artículo 2° de la precitada resolución
estableció un plazo de QUINCE (15) días corridos a partir de su
publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina para que
las Licenciatarias de Transporte, de Distribución y/o cualquier otro
tercero interesado puedan hacer sus observaciones, sugerencias y/o
comentarios, los que debían presentarse a través de la Mesa de Entradas
Virtual de este Organismo disponible en su página web
(www.enargas.gob.ar), los que –sin perjuicio de ser analizados– no
tendrán carácter vinculante para esta Autoridad Regulatoria.
Que asimismo se dispuso que, una vez finalizado el período de consulta,
y debidamente evaluadas las presentaciones recibidas, esta Autoridad
instruiría las medidas necesarias para la reasignación de las
capacidades en firme, en un todo conforme con la Resolución N.°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC y considerando, en materia de plazos de
reasignación, los cambios estructurales del sistema de transporte y de
las fuentes de abastecimiento, a la vez que ordenará la debida
contractualización de las capacidades reasignadas, con vigencia a
partir del 1° de mayo del corriente año (Articulo 3).
Que, a su vez, se hizo saber que el Expediente N.° EX-2026-27986150-
-APN-GDYE#ENARGAS, el Informe Intergerencial N.°
IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS, y en el Informe de la Gerencia de
Transmisión N.° IF-2026-28630598-APN-GT#ENARGAS, y sus anexos, se
encontrarían disponibles para su consulta en la sección “Elaboración
participativa de normas” del sitio web del ENARGAS, por el plazo
establecido en el Artículo 2° de la resolución citada precedentemente.
(Artículo 4°)
Que durante el período habilitado de la consulta pública mencionada, se
recibieron algunas solicitudes de prórroga por parte de TRANSPORTADORA
DE GAS DEL SUR S.A. (TGS) mediante Actuación N.º
IF-2026-30351239-APN-SD#ENARGAS y de las Licencitarias NATURGY NOA S.A.
(IF-2026-32344057-APN-SD#ENARGAS) y NATURGY BAN S.A.
(IF-2026-32341567-APN-SD#ENARGAS), basándose en la necesidad de obtener
un tiempo adicional para realizar un análisis más detallado de los
diferentes tópicos sujetos a consideración pública.
Que en esa inteligencia, a los efectos de estimular la participan
pública de los interesados, se procedió al dictado de la Resolución N°
RESOL-2026-384-APN-DIRECTORIO#ENARGAS (B.O. 01/04/2026) mediante el
cual se resolvió “prorrogar, por única vez, en atención a las
circunstancias detalladas en los CONSIDERANDOS, el procedimiento de
Consulta Pública iniciado por la Resolución N.º
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS por el plazo adicional de dos (2)
días hábiles, contados a partir del vencimiento del plazo establecido
en la Resolución N.º RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, para que
las Licenciatarias de Transporte, de Distribución y/o cualquier otro
tercero interesado puedan formular sus observaciones, sugerencias y/o
comentarios vinculados a las propuestas y modificaciones puestas a
consideración en el Artículo 1º de la resolución precitada, los que
deberán presentarse a través de la Mesa de Entradas Virtual de este
Organismo disponible en su página web (www.enargas.gob.ar)”.
Que, en ese estado de situación, el 26 de marzo de 2026 se recibió la
presentación de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. (Actuación N°
IF-2026-30513917-APN-SD#ENARGAS) y que el 27 de marzo de 2026 se
receptó la presentación de la señora MARISA SANCHEZ (Actuación N°
IF-2026-30966692-APN-SD#ENARGAS);
Que con posterioridad, el 6 de abril de 2026 se recibieron las
presentaciones de TERNIUM ARGENTINA S.A. (Actuación N°
IF-2026-33942533-APN-SD#ENARGAS) y de la ASOCIACION DE CONSUMIDORES
INDUSTRIALES DE GAS DE LA REPUBLICA ARGENTINA (ACIGRA) mediante
Actuación N° IF-2026-34172450-APN-SD#ENARGAS.
Que el 7 de abril de 2026 se presentaron en la consulta pública las
observaciones formuladas por DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.
(IF-2026-34488075-APN-SD#ENARGAS), DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A.
(IF-2026-34493865-APN-SD#ENARGAS), una segunda presentación de
TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. (IF-2026-34661786-APN-SD%ENARGAS),
GAS NEA S.A. (IF-2026-34668843-APN-SD#ENARGAS), YPF ENERGÍA ELÉCTRICA
S.A. (IF-2026-34762093-APN-SD#ENARGAS), LITORAL GAS S.A.
(IF-2026-34829478-APN-SD#ENARGAS), METROGAS S.A.
(IF-2026-34867011-APN-SD#ENARGAS) y TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE
S.A. (IF-2026-34936647-APN-SD#ENARGAS).
Que, finalmente, el 8 de abril de 2026 se recibieron las presentaciones
incoadas por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A.
(IF-2026-35058570-APN-SD#ENARGAS), NATURGY NOA S.A.
(IF-2026-35060501-APN-SD#ENARGAS), NATURGY BAN
S.A.(IF-2026-35060600-APN-SD#ENARGAS) y ARCOR S.A.I.C.
(IF-2026-35179603-APN-SD#ENARGAS);
Que con respecto a la nota presentada por TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR
S.A. (TGS) a la SECRETARÍA DE ENERGÍA con copia a este Organismo por
Actuación N° IF-2026-30513917-APN-SD#ENARGAS del 26 de marzo 2026, la
Transportista solicitó a la autoridad energética se le aclare la fecha
de finalización de su contrato de transporte identificado bajo el
número “CAU -TF 3187” que posee con ENARSA.
Que, con respecto a ese punto, se resalta que, si bien es la SECRETARÍA
DE ENERGÍA quien dispuso la reconfiguración del transporte de gas
natural, en el que también se encuentra el contrato en cuestión, y sin
perjuicio de la respuesta que la cartera energética brinde a la
Licenciataria, esta Autoridad Regulatoria entiende que la fecha de
finalización del mismo debería ajustarse a la fecha en la que entrará
en vigencia el mencionado reordenamiento, es decir, el 1° de mayo de
2026.
Que, cabe señalar que, ambas Licenciatarias de Transporte (TGN y TGS)
informaron a esta Autoridad Regulatoria (mediante actuaciones N°
IF-2026-36467285-APN-SD#ENARGAS y N° IF-2026-36339838-APN-SD#ENARGAS,
respectivamente) que hasta tanto culminaran las negociaciones
tendientes a la rescisión bilateral de los contratos de operación y
mantenimiento que habían suscripto con ENARSA, bonificarían la
totalidad de los montos correspondientes a dichos contratos a partir de
la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de la
reconfiguración de transporte establecida por la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, a fin de no
duplicar sus ingresos en razón de un mismo concepto.
Que, en segundo lugar, corresponde señalar que la presentación
efectuada por la señora MARISA SÁNCHEZ, en su calidad de Presidente de
la Liga de Consumidores y Usuarios y Amas de Casa de Mar del Plata, se
realizó a modo de inscripción y solicitó se tuviera en cuenta la
documentación por ella acompañada, solicitando se la contemple en el
proceso participativo.
Que al respecto, debe aclararse que, si bien, el llamado a consulta
pública es un mecanismo de participación ciudadana, el mismo es un
instituto que difiere del procedimiento de audiencia pública, razón que
implica, en el particular, poder presentar todas las opiniones,
sugerencias y observaciones mediante escritos presentados dentro de los
plazos estipulados, para su análisis posterior por parte de esta
Autoridad Regulatoria, sin necesidad de inscripción previa ni
exposición oral posterior, ni remisión por parte del convocante de
documentación alguna, en la medida de que, toda la información sujeta a
consideración se encuentra publicada en la página web oficial del
organismo, tal como fuera específicamente expresado en el artículo 4°
de la Resolución N° RESOL-2026-386-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y en el
artículo 2° de la Resolución N° RESOL-2026-384-APN-DIRECTORIO#ENARGAS.
Que la firma TERNIUM ARGENTINA S.A. (TERNIUM) presentó sus
observaciones mediante Actuación N° IF-2026-33942533-APN-SD#ENARGAS del
6 de abril de 2026, y solicitó se le reconozca y preserve el carácter
firme del transporte correspondiente a la ruta Salta-Litoral, en
atención de que posee transporte preexistente contratado sobre dicha
ruta, por lo que expresó que “en virtud de los cambios normativos y
operativos en análisis, y ante la implementación de esquemas de
desplazamiento (ED) de capacidad asociados a la nueva configuración del
sistema”, se reconozca el carácter firme al servicio de Intercambio y
Desplazamiento (ED) necesario para sus entregas en la zona Litoral.
Que en relación a lo solicitado por dicha empresa, cabe señalar que una
de las premisas adoptadas en el marco de la reconfiguración del sistema
de transporte, establecida por el Artículo 1° de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, consistió en mantener inalterado el esquema
contractual de transporte de los Cargadores Directos (no Distribuidoras
ni Subdistribuidoras) de las Licenciatarias de Transporte, para los
cuales, fueron respetadas las rutas contractuales vigentes, así como
los correspondientes volúmenes y modalidades contratadas.
Que, sin embargo, dicha regla cuenta como excepción aquellos contratos
de transporte con zona de recepción Salta que no puedan seguir siendo
abastecidos en virtud de la redeterminación de las rutas de transporte
derivada de la reversión del Gasoducto Norte, como consecuencia del
declino manifestado en la producción de la Cuenca Noroeste y la falta
de abastecimiento desde el ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA y que, por
lo tanto, a los efectos de los modelos de abastecimiento y tarifario
desarrollados por la Consultora NOVIX S.A. a solicitud de la SECRETARÍA
DE ENERGÍA, se modificó la zona de recepción asociada a dichos
contratos a GBA, manteniendo las respectivas zonas de entrega, a todo
el volumen contractual que excediera los 2,5MM m3/d que la mencionada
cuenca se encontraría en condiciones de abastecer con gas natural.
Que, por lo tanto,
Que, asimismo, la mencionada Resolución de la SECRETARÍA DE ENERGÍA
estableció en su Anexo I, Subanexo C, los “LINEAMIENTOS PARA LA
ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DISPONIBLE SOBRE LAS NUEVAS RUTAS DE
TRANSPORTE” precisamente considerando que dicho escenario de
contratación podría no ser de utilidad para algunos de los cargadores
afectados a la modificación del punto de recepción de sus contratos de
transporte, resultando necesaria la realización por parte de
TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. (TGN) de un Concurso Abierto de
Capacidad de Transporte Firme que permita, en condiciones de igualdad,
no discriminación y acceso abierto, una contractualización que les
resulte más adecuada, y dotando a aquellos cargadores con contratos de
transporte vigentes afectados por la reconfiguración del transporte de
herramientas que permitan otorgarles prioridad en la asignación de la
capacidad disponible.
Que por otra parte, tal como surge del punto II.6 del Informe N°
IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS del 18 de marzo de 2026, también se
encuentra prevista la posibilidad de que “para aquellos casos puntuales
que así lo requieran -a fin de no perjudicar a cargadores actuales con
contratos de transporte firme (contratos que se modificarían por la
reconfiguración, dado que las rutas que tenían ya no existirían más) y
asegurar la firmeza de las capacidades asignadas a las Distribuidoras
para su demanda ininterrumpible hasta los puntos de entrega-, de forma
provisoria y a los fines de una rápida implementación, resulta
razonable considerar el otorgamiento de una condición de firmeza, desde
el punto de vista tarifario y de despacho, a determinados servicios que
dejarían de ser total o parcialmente de Transporte Firme y pasarían a
ser de Intercambio y Desplazamiento (ED)”.
Que, por ende, para el caso de los cargadores con contratos de
transporte preexistentes con recepción en la zona Salta, tal es el caso
de la empresa TERNIUM, se encuentra previsto ofrecer como alternativas
tanto la posibilidad de migrar su zona de recepción a GBA (en el marco
del Concurso Abierto a llevar a cabo por TGN), como mantener la zona de
recepción original, encadenando servicios de Transporte Firme y de
Intercambio y Desplazamiento (ED) hasta la correspondiente zona de
entrega original, los cuales conservarían la misma firmeza (tarifaria y
de despacho) que el transporte firme que los antecede.
Que por su parte, la ASOCIACION DE CONSUMIDORES INDUSTRIALES DE GAS DE
LA REPUBLICA ARGENTINA (ACIGRA), presentó sus observaciones a través
del IF-2026-34172450-APN-SD#ENARGAS del 06 de abril de 2026 y formuló
consultas y algunos pedidos de aclaratoria, tal el caso de la situación
respecto a los usuarios P3 unbundleados, en función de la contratación
de transporte de la Distribuidores resultante de la reasignación del
transporte indicada en el Anexo I, Subanexo A de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, consultando cual sería el mix resultante que
deberían contratar estos usuarios.
Que en relación a este punto, a los efectos del modelo de
abastecimiento desarrollado por la Consultora NOVIX S.A., cuyos
criterios y argumentos sobre la necesidad y viabilidad de un
reordenamiento y reasignación de las capacidades de transporte de gas
fueron compartidos por la Dirección Nacional de Transporte e
Infraestructura de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría
de Energía, esa Consultora desarrolló un modelo de optimización del
transporte que, según allí explicita “tuvo como objetivo definir
requerimientos de capacidad a partir de un criterio común de cobertura
de la Demanda Ininterrumpible, considerando el nivel de exposición a
eventuales restricciones del servicio. A tales efectos, la Demanda
Ininterrumpible fue definida como la suma de: Demanda prioritaria
residencial (incluyendo SDB) y SGP 1, 2 y SGP 3 Serv. Completo (Grupo
III) (DP); Gas Natural Comprimido Firme (GNC F); SGP3 unbundling”.
Que también consultó i) cómo se instrumentaría la parte operativa y/o
nominaciones para el caso en que el sector industrial contratara GNL;
ii) Si el cargo del Fondo Fiduciario es aplicable para la contratación
de GNL y, de ser ese el caso, cuál es la base imponible y requirió que,
en vistas de la eliminación de la ruta Neuquén-GBA, asignando como
consecuencia de ello un servicio ED firme, el mismo tenga la misma
prioridad que el transporte firme actual, respetando los contratos de
transporte preexistentes.
Que, a este último respecto, es dable considerar que el caso
puntualizado se encuentra explícitamente referido en la Resolución N°
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y en el Informe N°
IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS, previéndose para el servicio ED
mencionado un tratamiento firme, desde los puntos de vista tarifario y
de despacho.
Que también ACIGRA solicitó (en base a proyectos de ampliación de
transporte futuros por parte de TGN), que se consideren para ello
servicios de ED firmes (o el mecanismo que el ENARGAS estime
conveniente) de forma de poder garantizar acceso a todos los usuarios
que quieran acceder a dicha ampliación.
Que en lo atinente a lo requerido en este punto, como fuera mencionado
en el Informe N° IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS, sin perjuicio de que
en esta instancia serán considerados como “ED firmes” a aquellos
servicios necesarios para respetar la firmeza de los contratos
preexistentes, se considera necesario avanzar, luego de un análisis
integral de las modificaciones y adecuaciones normativas necesarias
para su correcta implementación, con un Servicio ED firme que cuente
con acceso abierto y reserva de capacidad, en los términos en que ya se
había planteado en los considerandos de la Resolución ENARGAS N.°
1483/2000.
Que, finalmente, ACIGRA solicitó que los cargadores con transporte
firme desde la región NOA con contratos vigentes con TGN, deberían
seguir abasteciéndose con servicios ED firmes desde NOA a su punto de
consumo (Centro, Litoral, GBA).
Que, como ya fuera mencionado anteriormente, para el caso de los
cargadores con contratos de transporte preexistentes con recepción en
la zona Salta, se encuentra previsto ofrecer como alternativas tanto la
posibilidad de migrar su zona de recepción a GBA (en el marco del
Concurso Abierto a llevar a cabo por TGN), como mantener la zona de
recepción original, encadenando servicios de Transporte Firme y de
Intercambio y Desplazamiento (ED) hasta la correspondiente zona de
entrega original, los cuales conservarían la misma firmeza (tarifaria y
de despacho) que el transporte firme que los antecede.
Que en vistas de que, las consultas sobre la parte operativa y/o
nominaciones para el caso en que el sector industrial contratara GNL y
si el cargo del Fondo Fiduciario es aplicable para la contratación de
tal producto son cuestiones que exceden las competencias propias de
esta Autoridad Regulatoria, se elevarán dichas inquietudes a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA para su respectiva consideración.
Que el 7 de abril de 2026, se presentaron las observaciones conjuntas
de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. (CENTRO) mediante Actuación
IF-2026-34488075-APN-SD#ENARGAS y DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A.
(CUYANA) por IF-2026-34493865-APN-SD#ENARGAS.
Que entre sus manifestaciones destacaron (en coincidencia con otras
Licenciatarias) que en relación al proceso de modificación de los
Factores de Carga previsto en la Metodología para la Revisión
Quinquenal Tarifaria del periodo 2025-2030, no contarán con información
relevada durante el invierno de 2026, en tanto entendieron que este
Organismo no ha definido los criterios necesarios para llevar adelante
dicho proceso y, a su vez, expresaron su disconformidad respecto de la
modificación del Numeral 5), apartado b) último párrafo del Reglamento
de Servicio de Distribución, puesto a consideración en la Consulta
Pública en virtud del Artículo 1° de la Resolución N°
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, en la medida que no están de
acuerdo con el mantenimiento de la obligación de contratar Transporte
Firme por un plazo mínimo de diez (10) años, razón que motivó que ambas
Licenciatarias propusieran su eliminación.
Que corresponde aclarar que en la Metodología para la Revisión
Tarifaria que les fuera remitida a las Licenciatarias el 9 de agosto de
2024 (Notas NO-2024-84359435-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y
NO-2024-84359732-APN-DIRECTORIO#ENARGAS)-, se previó la realización del
relevamiento de datos para el análisis de los Factores de Carga durante
el invierno 2026, por lo tanto, se estableció que las Licenciatarias
debían incorporar el equipamiento necesario entre las inversiones a
ejecutar durante el año 2026, así como los costos de instalación de los
dispositivos.
Que con fecha 10 de abril de 2026 se han remitido las Notas
NO-2026-36401818-APN-DIRECTORIO#ENARGAS (Distribuidora de Gas del
Centro) y NO-2026-36399380-APN-DIRECTORIO#ENARGAS (Distribuidora de Gas
Cuyana), mediante las cuales se dan precisiones sobre el diseño
muestral y se ha fijado un plazo para que las empresas proporcionen a
este Organismo información sobre: la metodología estadística detallada
que empleará, el procedimiento de selección de la muestra, la
justificación del tamaño muestral adoptado y acreditar sobre la
representatividad de la muestra, de forma tal que se asegure que los
resultados de la misma sean válidos y extrapolables al universo de
usuarios correspondiente.
Que atento a que el proyecto era conocido por las empresas, se entiende
que las mismas deberían estar en condiciones de instalar los
dispositivos en un breve plazo que permitiría contar con las mediciones
a partir de los meses más críticos del invierno.
Que ambas Licenciatarias expresaron que de la información puesta en
Consulta Pública surge la determinación de las tarifas de transporte
iniciales, correspondientes a mayo de 2026 y en base a ello,
solicitaron conocer el cuadro de tarifas plenas o los valores de
incrementos en cuotas previstos para cada una de las rutas de
transporte establecidas, en función del escalonamiento tarifario
diferenciado por ruta hasta noviembre de 2027, previsto en el proceso
de Revisión Quinquenal Tarifario.
Que en lo relativo a dicha cuestión, debe aclararse que los cuadros
tarifarios de transporte puestos a disposición a los fines de la
Consulta Pública sirven como referencia de la misma, siendo que los
cuadros definitivos serán los aprobados a partir del 1° de mayo del
corriente año, toda vez que, de acuerdo a las observaciones efectuadas
como consecuencia de los temas sujetos a consideración podrían ser
modificados, sumado a que al momento no se cuenta con toda la
información necesaria para calcular dichas tarifas definitivas, como
ser, los índices de precios necesarios para realizar los ajustes de
inflación mensuales.
Que, asimismo, del mismo modo que en el proceso de Revisión Quinquenal
de Tarifas (RQT), al momento de la aprobación de la tarifa provisoria
aplicable a partir del 1° de mayo del año en curso, se contará con la
información referida al factor de reposicionamiento global con el que
se determinarían las tarifas de transporte plenas aplicables, si se
dieran en un único escalón.
Que sin embargo, no resulta ocioso advertir, tal como esa Distribuidora
conoce, que la Nota N° NO-2025-44507112-APN-MEC del 28 de abril de 2025
definió que el ajuste tarifario especifico de transporte de gas
natural, conforme los resultados de la RQT llevada adelante por este
Organismo, debía hacerse “efectivo en TREINTA Y UN (31) aumentos
mensuales y consecutivos, reconociendo el costo de este diferimiento
durante el período tarifario a la tasa WACC establecida por el ENARGAS
para el proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas”.
Que, en relación a los cuadros tarifarios de transporte, se destaca que
se mantiene la provisoriedad de los mismos, establecida en la RQT,
sobre la base de que el sistema de transporte en su conjunto se
encuentra en proceso de reordenamiento y reconfiguración hasta tanto se
alcance un nivel adecuado de su estabilidad operativa.
Que, como se expresa en la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, el
cambio estructural verificado en las cuencas productivas de gas natural
conlleva nuevas circunstancias de abastecimiento que se extenderán en
el tiempo en tanto éstas no se modifiquen, lo cual implica que la
reconfiguración del sistema de transporte que se establece en dicha
resolución, constituyen una nueva etapa de funcionamiento del
transporte de gas natural conformada por la reasignación de
capacidades, la determinación y establecimiento de las rutas de
transporte, con modificación del sentido de los flujos en algunas rutas
vigentes, es decir la creación de nuevas rutas y la eliminación de
otras, y la definición de los lineamientos con las prioridades para la
asignación de las capacidad en los respectivos Concursos Abiertos.
Que, en otro orden, CENTRO y CUYANA solicitaron a este Organismo
aclaraciones respecto de las tarifas aplicables a los contratos
reasignados sobre el Gasoducto Perito Moreno (GPM) a partir de la
habilitación de la obra prevista en el Decreto N° 1060/2024.
Que, en atención a este asunto, debe recordarse que la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC de la SECRETARÍA DE ENERGÍA estableció que
para el servicio de transporte correspondiente a la capacidad base del
GPM deberán considerarse las tarifas provisorias aprobadas por la
Resolución N° RESOL-2025-877-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, con las
actualizaciones pertinentes, siendo estas las que serán tenidas en
cuenta a los fines de la determinación del Mix de Transporte de los
cuadros tarifarios de Distribución.
Que, por otra parte, respecto de lo señalado acerca de “las medidas que
se dispongan en relación con las pautas remuneratorias previstas en el
Decreto N° 1.060/2024, con vigencia a partir de la habilitación de las
obras de ampliación allí previstas”, se entiende que dichas medidas no
han sido aún adoptadas, motivo por el cual este Organismo no se
encuentra en condiciones de realizar aclaración alguna respecto de ello.
Que, en efecto, la propia Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, en su
artículo 5°, ap. IV, segundo párrafo, indicó que: “…se deberá
considerar, en relación con la remuneración del servicio de transporte
correspondiente a la Capacidad Base del GPM, las tarifas provisorias
aprobadas por la Resolución N° 877 de fecha 14 de noviembre de 2025 del
ENARGAS, con las actualizaciones pertinentes, sin perjuicio de las
medidas que se dispongan en relación con las pautas remuneratorias
previstas en el Decreto N° 1.060/2024, con vigencia a partir de la
habilitación de las obras de ampliación allí previstas”
Que ello es así, sin perjuicio de recordar que la construcción del GPM,
que agregó capacidad de transporte, fue efectuada en base a una
Concesión de Transporte de la Ley N° 17.319, otorgada mediante el
Decreto N° 76 de fecha 11 de febrero de 2022.
Que, también cabe recordar las previsiones del Numeral 9.4.3 de las
Reglas Básicas de la Licencia de Distribución en materia de ajustes por
variaciones en el costo de transporte, que torna abstracto el planteo
formulado por la Licenciataria.
Que, CENTRO y CUYANA señalaron que la metodología utilizada para la
determinación de las tarifas de transporte nuevas desde la zona de
recepción Neuquén genera distorsiones en los incrementos tarifarios
mensuales necesarios para igualar el valor presente neto de las tarifas
de transporte plenas con el valor presente neto de las tarifas de
transporte escalonadas. Por tal motivo, sugiere corregir tal distorsión
en la próxima Revisión Quinquenal Tarifaria.
Que acerca de esta observación, resulta importante recordar que tanto
en el caso de las Transportistas como en el de las Distribuidoras, el
esquema de escalonamiento definido al momento de la RQT, conforme la
instrucción del Ministerio de Economía mediante Nota N°
NO-2025-44507112-APN-MEC, tenía por objetivo distribuir temporalmente
el impacto de las tarifas resultantes del cálculo tarifario, sin
alterar la consistencia financiera intertemporal del proceso.
Que, en términos generales, se desprende de ello que las consecuencias
del escalonamiento deberán ser consideradas en la próxima RQT,
incluidos los atribuibles a los generados a causa del ancla tarifaria
establecida en la citada “Metodología de Cálculo de Tarifas de
Transporte de Gas de Argentina” elaborada por la Consultora NOVIX S.A.
a solicitud de la Secretaría de Energía.
Que mediante Actuación IF-2026-34661786-APN-SD#ENARGAS del 7 de abril
de 2026 TGS realizó ciertas consideraciones respecto del recupero del
impacto de los ingresos que genera a su entender, la Reconfiguración
del Sistema de Transporte y adujo respecto de ello que las
reasignaciones más eficientes de utilización de rutas de transporte
para los servicios firmes le genera una disminución en los ingresos
generados, necesitando aplicar ciertos ajustes tarifarios, con el
objeto de alcanzar los ingresos requeridos determinados en el proceso
de RQT completado en el año 2025, que allí propone explícitamente.
Que en atención a lo planteado por TGS, cabe resaltar en primer lugar
que, el Artículo 6° de la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC
instruyó al ENARGAS a “Aprobar los cuadros tarifarios provisorios
pertinentes junto con los correspondientes porcentajes de gas retenido
asociados a las rutas de transporte que resulten del reordenamiento
dispuesto, previo procedimiento de participación ciudadana y sin
afectar los requerimientos de ingresos de las licenciatarias,
determinados en el procedimiento de Revisión Quinquenal Tarifaria
completado durante 2025”
Que, en función de ello, en primer lugar y tal como lo establece la
mencionada “Metodología de Cálculo de Tarifas de Transporte de Gas de
Argentina”, la reversión del Gasoducto Norte no alteró la estructura
troncal del sistema de TGS ni la lógica económica de asignación de
costos aprobada en la RQT.
Que, en consecuencia, a diferencia de TGN, en su caso no se procedió al
recalculo de la asignación de costos por tramo ni a la modificación de
la estructura relativa entre rutas, sino que se partió de la estructura
tarifaria plena oportunamente aprobada y sobre dicha base se aplicó el
nuevo cálculo de reposicionamiento correspondiente al requerimiento de
ingresos residual, considerando la nueva demanda proyectada, producto
de la reasignación del transporte.
Que el esquema tarifario satisface una condición integral de
consistencia intertemporal en términos de valor presente, que
constituye una de las premisas fundamentales del modelo, asegurando que
la trayectoria de tarifas definidas permita recuperar exactamente el
requerimiento de ingresos residual aprobado en la Revisión Quinquenal
Tarifaria.
Que por Actuación N.º IF-2026-34668843-APN-SD#ENARGAS del 7 de abril de
2026 GASNEA S.A. (NEA) sostuvo que en la Resolución N° 66/2026, la
Secretaría de Energía justificó la instrucción al ENARGAS para que
dicte las medidas necesarias para la operatividad de la Reconfiguración
del Sistema de Transporte de Gas Natural, “…en el marco de la
Emergencia Energética prorrogada por el Artículo 1º del Decreto N° 49
del 26 de enero de 2026…” (art. 1), que prorrogó la emergencia del
Sector Energético Nacional declarada por el Decreto N° 55 del 16 de
diciembre de 2023 y prorrogada por los Decretos Nros. 1023 del 19 de
noviembre de 2024 y 370 del 30 de mayo de 2025 en lo que respecta a los
segmentos de transporte y distribución de gas natural y las acciones
que de ella deriven, hasta el 31 de diciembre de 2027 y agregó que:
“Sin perjuicio de la emergencia prorrogada por el Decreto N° 49/2026 y
de los objetivos perseguidos por la Resolución SE N° 66/2026,
corresponde señalar que tal contexto excepcional no autoriza ni a la
Secretaría de Energía ni al ENARGAS a prescindir de las reglas
específicas previstas en el propio Marco Regulatorio del gas natural
para la gestión de las capacidades de transporte”.
Que, en esa línea argumental adujo que: “La situación de emergencia no
habilita al ENARGAS a disponer una reconfiguración de la capacidad de
transporte por tiempo indeterminado ni, aun cuando se establezca una
duración determinada, por un lapso extenso, desde que la reglamentación
únicamente contempla medidas de corto plazo y no se verifican
circunstancias técnicas que sustenten una reasignación prolongada, tal
como surge de los antecedentes puestos a revisión de los interesados”,
agregando que: “aun con anterioridad al dictado de la Resolución SE N°
66/2026, la reglamentación de la Ley N° 24.076 ya contemplaba la
posibilidad de disponer reasignaciones temporarias de corto plazo de
capacidad firme cuando ello fuera necesario para impedir o mitigar
restricciones sobre la demanda prioritaria. De allí se sigue que el
propio ordenamiento sectorial ya prevé la herramienta regulatoria
idónea para atender contingencias estacionales o picos de consumo,
particularmente durante el período crítico invernal. Ello mediante
medidas transitorias, acotadas y debidamente justificadas por el Ente
Regulador, sin necesidad de avanzar en una reconfiguración anual,
estructural o indefinida de capacidades contractualmente asignadas. Por
el contrario, su utilización debe quedar circunscripta exclusivamente
al período crítico invernal y limitada a los supuestos en que las
distribuidoras involucradas acrediten, de manera suficiente, la
existencia de un riesgo cierto de desabastecimiento de la demanda
prioritaria, siempre que la medida no comprometa, a su vez, el
abastecimiento de la demanda prioritaria a cargo de GASNEA”.
Que afirmó que la emergencia vigente no puede ser invocada para
justificar una reconfiguración de la capacidad de transporte por plazos
prolongados, ya que ello se aparta del Marco Regulatorio vigente y
sostiene que toda medida que se adopte en dicho contexto debe preservar
la seguridad jurídica, la observancia del Marco Regulatorio y la
estabilidad de las relaciones contractuales actualmente existentes,
evitando alteraciones que desnaturalicen las condiciones bajo las
cuales tales vínculos fueron oportunamente celebrados.
Que expresó que, aun con anterioridad al dictado de la Resolución SE N°
66/2026, el art. 52, inc. 1) del Decreto N° 1738/92 (Decreto
Reglamentario de la Ley N° 24.076) faculta al ENARGAS a ordenar
reasignaciones temporarias de corto plazo de la capacidad de transporte
cuando ello resulta necesario para evitar o mitigar restricciones sobre
los consumos prioritarios en el corto plazo (es decir, no varios meses
del año). En otros términos, afirma que la norma habilita al Ente a
redistribuir capacidad ya contratada no como regla general ni con
carácter permanente, sino únicamente en supuestos excepcionales y con
la finalidad específica de resguardar la demanda prioritaria.
Que esgrimió que, la potestad del ENARGAS se encuentra expresamente
limitada por la propia reglamentación, la cual le exige a la Autoridad
Regulatoria que la reasignación sea necesaria para impedir o atenuar,
en el corto plazo, la afectación de la demanda prioritaria, debiendo el
ENARGAS establecer expresamente su plazo de duración. Ello evidencia
que se trata de una herramienta concebida para atender situaciones
coyunturales y acotadas en el tiempo, y no de una facultad apta para
sustentar reasignaciones de alcance prolongado e indefinido.
Que, en ese sentido, manifestó que la propia consulta puesta en
análisis por el ENARGAS reconoce que la demanda prioritaria se
encuentra estrechamente condicionada por las temperaturas efectivamente
registradas en invierno, lo que evidencia que las eventuales tensiones
sobre el sistema de transporte de gas natural y los requerimientos
adicionales de capacidad responden a contingencias estacionales,
variables y de duración acotada, y no a una situación permanente o
continua que justifique reasignaciones extensivas durante todo el año.
Que por tal motivo, y en línea con lo dispuesto por el art. 52 del
Decreto Reglamentario de la Ley N° 24.076, solicitó que cualquier
reconfiguración de la capacidad de transporte que tiene actualmente
contratada GASNEA, por su obrar diligente y previsor, quede limitada
exclusivamente al período crítico invernal -esto es, entre fines de
junio y agosto-, de modo tal que se ajuste al carácter temporario,
temporalmente definido y de corto plazo, tal como exige el Marco
Regulatorio. Ello, siempre que las distribuidoras de otras áreas de
licencia acrediten en forma suficiente que la medida resulta
indispensable para evitar restricciones en su demanda prioritaria, y la
reconfiguración no produzca cortes a la demanda prioritaria de NEA.
Que subsidiariamente agregó que “para el supuesto de que ese Organismo
considerara necesario avanzar con mecanismos de reasignación o
adecuación operativa de capacidades, solicitamos al Sr. Interventor
tenga bien expresamente disponer que, en los concursos que convoque
Transportadora de Gas del Sur S.A. para la prestación del servicio
público de transporte a través del Gasoducto Perito Francisco Pascasio
Moreno y su ampliación, GASNEA tendrá una prioridad de asignación sobre
volúmenes equivalentes a la capacidad de transporte que eventualmente
le fuera detraída”.
Que, sobre estas consideraciones resulta oportuno recordar que, la
Resolución Nº RESOL-2026-66-APN-SE#MEC de la Secretaría de Energía,
publicada el 13 de marzo de 2026, establece la Reconfiguración del
Sistema de Transporte de Gas Natural en la Argentina. Esta medida se
dicta en el marco de la emergencia energética y busca adaptar el
funcionamiento de la infraestructura de transporte, en términos
regulatorios y contractuales, a la nueva realidad de la producción y
los flujos del gas natural por cuenca, el cambio en la matriz de
abastecimiento de la Argentina, marcado por el fuerte crecimiento de la
producción de gas natural no convencional, proveniente de la formación
Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, y la muy relevante caída del
suministro desde la Cuenca Noroeste, las importaciones desde Bolivia y
en menor medida por la reducción en la producción de gas de la Cuenca
Austral.
Que, en los considerandos de la Resolución Nº RESOL-2026-66-APN-SE#MEC,
se indica: (i) “… para el cumplimiento de tales objetivos, resulta
necesario profundizar la consideración de los cambios estructurales
verificados en el abastecimiento de gas natural, la evolución de las
cuencas productivas y las obras incorporadas en el sistema de
transporte, a fin de adoptar aquellas medidas y proponer las
reestructuraciones y reasignaciones de capacidad que se consideren
necesarias para propender a una mejor operación, confiabilidad,
igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado y
eficiente de los servicios e instalaciones de transporte y distribución
de gas natural.”; (ii) “…tal como surge del referido informe, en los
últimos años se han producido cambios estructurarles en el
funcionamiento del sistema de gas natural, que han ocasionado una
alteración de los sentidos históricos del flujo de gas y han modificado
las condiciones de operación del sistema de transporte, concebido bajo
supuestos de oferta, demanda y flujos diferentes de los actuales, que
no siempre se reflejan adecuadamente en los contratos vigentes y en su
grado de utilización efectiva conforme a las necesidades presentes del
sistema.”; (iii) “…tal como dan cuenta los considerandos del Decreto N°
55/23, la situación por la cual la demanda de las regiones Norte,
Centro y Litoral no pueden ser abastecidas, en su totalidad, desde la
Cuenca Noroeste ni desde el ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA ha
adquirido carácter permanente,…”; y (iv) “… el cambio estructural
verificado en las cuencas productivas de gas natural conlleva nuevas
circunstancias de abastecimiento que se extenderán en el tiempo en
tanto éstas no se modifiquen, lo cual implica que la reconfiguración
del sistema de transporte que se establece en la presente medida,
constituyen una nueva etapa de funcionamiento del transporte de gas
natural conformada por la reasignación de capacidades, la determinación
y establecimiento de las rutas de transporte, con modificación del
sentido de los flujos en algunas rutas vigentes, es decir la creación
de nuevas rutas y la eliminación de otras, y la definición de los
lineamientos con las prioridades para la asignación de las capacidad en
los respectivos Concursos Abiertos.”
Que de modo que no queda lugar a dudas de que el sustento para que la
Secretaría de Energía, en su carácter de Autoridad Concedente, haya
dispuesto la Reconfiguración del Sistema de Transporte de Gas Natural,
es de naturaleza estructural y permanente.
Que, aunque la medida se dicte en un marco de emergencia, el origen del
problema es de tipo estructural dado por la geología y los años de
explotación: la depletación de la Cuenca Noroeste, así como de los
yacimientos en Bolivia, la depletación parcial y relativa de la Cuenca
Austral y la aparición de la producción de gas natural no convencional
de la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
Que, como cuando se inició la etapa con las Licenciatarias, a partir de
la privatización de Gas del Estado Sociedad el Estado en diciembre de
1992, cuando se fijaron las rutas de transporte y los flujos del gas
natural desde las cuencas productivas (Noroeste, Neuquina y Austral) a
los centros de consumos.
Que debe destacarse que Gas Nea en su presentación utiliza como si
fueran sinónimos y en forma indistinta a la “reconfiguración del
transporte” con la “reasignación de la capacidad de transporte”, cuando
esta última es ente las Distribuidoras y constituye una parte de la
reconfiguración del sistema de transporte dispuesta por la Secretaría
de Energía.
Que esta confusión puede no ser casual dado que el ENARGAS, como dice
Gas Nea, está facultado expresamente para efectuar reasignaciones de
capacidad. En el inciso (1) del Artículo 52 del Anexo I del Decreto N°
1738-1992, se establece: “(1) A los efectos de dar cumplimiento a lo
previsto por el Inciso (e) del Artículo 2 de la Ley, el Ente estará
facultado para ordenar reasignaciones temporarias de corto plazo de la
capacidad en firme (i) de un Transportista a otro, y (ii) entre
Distribuidores, en caso, y en la medida, de que el Ente determine que
tal reasignación es necesaria para impedir o mitigar la restricción de
los usos de mayor prioridad. Al adoptar tales decisiones el Ente deberá
establecer su plazo de duración.”
Que lo que no aclara la Distribuidora es que, en este caso, la
reasignación fue dispuesta por la Secretaría de Energía, la Autoridad
Concedente, no por el ENARGAS, tampoco aclara que esa reasignación de
capacidades es parte de algo mucho mayor, la Reconfiguración del
Sistema de Transporte de Gas Natural, ni tampoco aclara que la
reconfiguración responde a cambios de naturaleza estructural y
permanente, es decir que la Reconfiguración no es transitoria y es una
nueva etapa de funcionamiento del transporte de gas natural.
Que, particularmente en lo concerniente a redefinición de Rutas y
Capacidades que reorganiza el sistema para reflejar la disponibilidad
real de gas por cuenca, asignando capacidades de transporte de manera
que las distribuidoras cubran primero su demanda prioritaria, se ha
planteado, básicamente, que tal premisa desconocería el derecho a no
injerencia en los contratos privados, a la seguridad jurídica, en suma,
el derecho de propiedad (todo ello con fundamento constitucional).
Que las presentaciones en examen deben ser comprendidas dentro del
marco de la emergencia establecida por el Decreto Nº 55/2023
(prorrogada hasta el 31/12/2027), que en su Artículo 2° instruyó a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA para que elabore,
ponga en vigencia e implemente un programa de acciones necesarias e
indispensables con relación a los segmentos comprendidos en la
emergencia declarada en el Artículo 1°, con el fin de establecer los
mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y
libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y
cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación
continua de los servicios públicos de transporte y distribución de
energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas
adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.
Que, además, no pueden soslayarse las instrucciones respecto de esta
Autoridad Regulatoria que surgen de la Resolución 66/2026 de la
Secretaría de Energía de la Nación, puesto que, con ello, el marco de
la emergencia está determinada normativamente y la competencia de esta
Autoridad Regulatoria específicamente prevista.
Que, a efectos de partir de un concepto general de la misma, puede
decirse que “abarca un hecho cuyo ámbito temporal difiere según
circunstancias modales de épocas y sitios. Se trata de una situación
extraordinaria, que gravita sobre el orden económico-social, con su
carga de perturbación acumulada, en variables de escasez, pobreza,
penuria o indigencia, origina un estado de necesidad al que hay que
ponerle fin. La etiología de esa situación, sus raíces profundas y
elementales, y en particular sus consecuencias sobre el Estado y la
sociedad, al influir sobre la subsistencia misma de la organización
jurídica y política, o el normal desenvolvimiento de sus funciones,
autoriza al Estado a restringir el ejercicio normal de algunos derechos
patrimoniales tutelados por la Constitución” (caso “Peralta”, 1990,
Fallos: 313:1513).
Que la doctrina de la emergencia económica ha sido expuesta, entre
otros precedentes, por la Corte Suprema en “Risolía de Ocampo” (2000,
Fallos: 323:1934), en los siguientes términos: “…cuando una situación
de crisis o de necesidad pública exige la adopción de medidas
tendientes a salvaguardar los intereses generales, se puede, sin violar
ni suprimir las garantías que protegen los derechos patrimoniales,
postergar, dentro de límites razonables, el cumplimiento de
obligaciones emanadas de derechos adquiridos. No se trata de reconocer
grados de omnipotencia al legislador ni de excluirlo del control de
constitucionalidad, sino de no privar al Estado de las medidas de
gobierno que conceptualice útiles para llevar un alivio a la comunidad.
De ello se desprende que si, por razones de necesidad, sanciona una
norma que no priva a los particulares de los beneficios patrimoniales
legítimamente reconocidos ni les niega su propiedad, sino que sólo
limita temporalmente la percepción de aquéllos o restringe el uso de
ésta, no hay violación del art. 17 de la Constitución, sino una
limitación impuesta por la necesidad de atenuar o superar una situación
de crisis. En el sistema constitucional argentino, no hay derechos
absolutos y todos están subordinados a las leyes que reglamentan su
ejercicio”.
Que las diversas pautas que aseguran la validez del ejercicio del poder
de emergencia fueron expuestas de modo sistemático por la Corte Suprema
en 1934, en el precedente “Avico” (1934, Fallos: 172:21. Ver
Nordensthol, 1985, Fallos: 307:326), que como se ha sostenido, si bien
inciden sobre el caso específico, no cabe duda de su utilidad como
pauta de orientación hermenéutica frente a otros casos. Dichas pautas
son: 1) la existencia de una emergencia que obligue al ejercicio de
poderes de excepción a fin de proteger los intereses vitales de la
sociedad; 2) que la ley esté dirigida a satisfacer un interés legítimo
y no para ventaja de un grupo de individuos; 3) que el remedio empleado
sea proporcionado y justificado por la emergencia; 4) que el plazo
otorgado por la ley sea razonable y no perjudique a ninguna de las
partes; y 5) que la ley sea de vigencia temporal, circunscripta a la
emergencia que la originó. (Ver Juan Santiago Ylarri, Emergencia
económica (a la luz del caso argentino), Eunomía. Revista en Cultura de
la Legalidad, Nº. 10, abril – septiembre 2016.
Que, como puede observarse, los cinco elementos de esta suerte de
“test” han sido respetado en su totalidad, lo que valida el juicio de
encaje respecto de la legalidad y constitucionalidad de la norma en
ciernes.
Que cabe traer a colación que, en ese marco y contexto, es doctrina de
la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que respecto de la
emergencia y su temporalidad, en el fallo “Peralta” se ha establecido
que “El fundamento de las leyes de emergencia es la necesidad de poner
fin o remediar situaciones de gravedad que obligan a intervenir en el
orden patrimonial, fijando plazos, concediendo esperas, como una forma
de hacer posible el cumplimiento de las obligaciones, a la vez que
atenuar su gravitación negativa sobre el orden económico e
institucional y la sociedad en su conjunto”.
Que se añade que: “En situaciones de emergencia o con motivo de
ponerles fin, se ha reconocido la constitucionalidad de las leyes que
suspenden temporalmente los efectos de los contratos libremente
convenidos por las partes, siempre que no se altere su sustancia, a fin
de proteger el interés público en presencia de desastres o graves
perturbaciones de carácter físico, económico o de otra índole”.
Que, en ese orden, debe establecerse que no existe un derecho adquirido
al mantenimiento de leyes o reglamentaciones, las normas pueden ser
reformadas o dejadas sin efecto como consecuencia del ejercicio de las
facultades propias del legislador (Fallos: 324:2248).
Que la modificación o derogación de una norma por otra posterior de
igual jerarquía no da lugar a cuestión constitucional (Fallos
343:1354), pues nadie tiene derecho adquirido al mantenimiento de leyes
o reglamentos ni a su inalterabilidad (entre muchos otros Fallos
339:245).
Que debe tenerse presente, en consonancia con lo resuelto por la Corte
Suprema de Justicia de la Nación en el caso “Maruba”, que, en todo
régimen de prestación de servicios públicos por medio de
concesionarios, las tarifas son fijadas, aprobadas o verificadas por el
poder público conforme a lo que disponen la ley o el contrato,
atribución que tiene en mira consideraciones de interés público, tales
como asegurar la prestación del servicio en condiciones regulares y la
protección del usuario...Resulta ilegítima la pretensión de que un
régimen tarifario se mantenga inalterado a lo largo del tiempo si las
circunstancias imponen su modificación, ya que ello implicaría que la
Administración renunciara ilegítimamente a su prerrogativa de control
de la evolución de las tarifas y, en su caso, de la necesidad de su
modificación. (Fallos: 321:1784).
Que, en esa inteligencia, la invocación de la seguridad jurídica
resulta infundada, por cuanto en los términos en que es formulada
implicaría una petrificación de la faz normativa de la regulación,
caracterizada por su dinámica y su necesaria adaptabilidad al sistema
en su conjunto.
Que precisamente en esa dinámica debe encuadrarse el alcance de la
medida dispuesta por la SECRETARÍA DE ENERGÍA, la que tiene su
antecedente en el Informe N° IF-2026-04654854-APN-GT#ENARGAS del 13 de
enero de 2026, producido por el ENARGAS, el que da cuenta del carácter
cierto y objetivo de los elementos de carácter técnico que motivaran la
adopción de la medida dispuesta, puesto que allí, se configura la
situación fáctica o que delimita el “hecho” dado que en los últimos
años se han producido cambios estructurales en el funcionamiento del
sistema de gas natural, que han ocasionado una alteración de los
sentidos históricos del flujo de gas y han modificado las condiciones
de operación del sistema de transporte, concebido bajo supuestos de
oferta, demanda y flujos diferentes de los actuales, que no siempre se
reflejan adecuadamente en los contratos vigentes y en su grado de
utilización efectiva conforme a las necesidades presentes del sistema.
Que, la pretensión de limitar la medida al período invernal implicaría
subordinar la disposición de la Secretaría de Energía en pos del
adecuado funcionamiento del sistema en su conjunto, a la conveniencia
de un operador individual, lo cual resulta inadmisible; toda vez que la
determinación del alcance de las medidas corresponde exclusivamente a
la Autoridad Concedente.
Que en ese tren de ideas, en el ya mencionado “Peralta”, se sostuvo que
la “temporariedad” que caracteriza a la emergencia, como que resulta de
las circunstancias mismas, no puede ser fijada de antemano en un número
preciso de años o de meses. Todo lo que cabe afirmar razonablemente es
que la emergencia dura todo el tiempo que duran las causas que la han
originado.
Que en concreto, no puede desconocerse el sentido de los flujos de gas
o el decaimiento de cuencas o la aparición de nuevas ni puede evaluarse
la emergencia como una contingencia invernal sin ver la diferencia de
fondo en el funcionamiento del sistema en su conjunto, en la medida que
la distribuidora no debe ser considerada un apéndice aislado del
sistema de transporte ni del de producción de gas natural ni del
comercio internacional (importación de gas natural y GNL).
Que, así las cosas, respecto de la intensidad de las medidas de
emergencia, tiene dicho la Corte que “acontecimientos extraordinarios
justifican remedios extraordinarios” (“Galli”, Fallos: 328:690), y “la
medida del interés público afectado determina la medida de la
regulación necesaria para tutelarlo” (“Videla Cuello”, Fallos: 313:1638)
Que en lo concerniente a la afectación de la propiedad es pacífica
doctrina que los derechos no son absolutos y están subordinados al
interés público, y a una argumentación reglamentaria en la restricción,
salvada que sea la pauta de razonabilidad.
Que en ocasión de debatir la constitucionalidad de la Ley de Medios, en
el fallo “Clarín” (Fallos: 336:1774), los jueces Lorenzetti y Highton
de Nolasco agregaron que la limitación en torno a la imposibilidad de
invocar derechos adquiridos que surge del art. 48, segundo párrafo, de
la ley 26.522, debía ser interpretada en el sentido de que el titular
de una licencia no tenía un “derecho adquirido” al mantenimiento de
dicha titularidad frente a normas generales que, en materia de
desregulación, desmonopolización o defensa de la competencia,
modificaban el régimen existente al tiempo de su otorgamiento, siendo
la única forma de interpretar la norma que resultaba compatible con el
art. 161, que permitía a los licenciatarios transferir las licencias a
título oneroso.
Que acorde a lo expuesto, cabe afirmar que la reconfiguración del
sistema de transporte constituye una medida razonable y necesaria que
se encuentra fundada en el conjunto de la normativa vigente y apunta a
dar satisfacción a las necesidades del propio sistema. Con ello se
encuentra materializado el fin común o interés general de la misma. Tal
como se lee en la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC de la
Secretaría de Energía de la Nación.
Que por su parte, YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. (YPF EE) presentó sus
comentarios por medio del IF-2026-34762093-APN-SD#ENARGAS del 7 de
abril de 2026, e indicó que, a fin de abastecer de combustible al
Complejo de Generación Tucumán, mantiene vigente un contrato de
servicio de Transporte Firme con TGN en la ruta Salta-Tucumán, por un
volumen de 1.560 MMm3/día.
Que, a su vez, señaló que “la Resolución SE N°66/2026 ha dispuesto la
sustitución de la ruta Salta-Tucumán contratada por este Generador a
TGN para el Transporte en Firme de Gas Natural para la provisión de
combustible en el Complejo de Generación Tucumán, por la ruta
GBA-Tucumán: ello conlleva la inexistencia de continuidad operativa
entre el punto de producción y abastecimiento (Neuquén) y el punto de
consumo (Tucumán)”, motivo por el cual determina que “el Transporte
Firme contratado a TGN deviene inutilizable” y asimismo resaltó que “la
redistribución de los transportes a las distribuidoras ha agotado la
capacidad del gasoducto Centro Oeste, impidiendo que los Cargadores con
contratos con TGN puedan acceder a capacidad de transporte desde
Neuquén hasta GBA, lo que hace de ninguna utilidad la asignación a este
cargador de la ruta GBA-Tucumán”, siendo que en el caso del GPM se
genera una situación análoga.
Que finalmente, mencionó que “la Resolución SE N°66/2026 fue publicada
el 13 de marzo de 2026, es decir, el día hábil inmediato anterior a la
fecha de la presentación de las ofertas irrevocables a TGS en los
Concursos Abiertos GPM y TGS (ambos tramo prepago)”, provocando esa
extemporaneidad “un perjuicio a mi representada ya que, de haberse
publicado con antelación suficiente, habríamos tenido la oportunidad y
el tiempo para evaluar la presentación de una oferta que contemplara
una mayor capacidad de transporte en firme de gas natural desde
Tratayén a Tucumán a fin de garantizar el abastecimiento adecuado de
nuestras centrales ubicadas en dicha provincia, en sustitución del
trayecto Salta-Tucumán y del desabastecimiento de combustible en dicha
zona”.
Que, en mérito a tales consideraciones debe decirse que para los
cargadores con recepción en la zona Salta, como en el caso de YPF EE,
que cuenta con un contrato entre Salta y Tucumán, se encuentra prevista
la posibilidad de continuar con su contrato, encadenando al transporte
firme inicial Salta-Salta, el servicio de Intercambio y Desplazamiento
(ED) para llegar a la zona de entrega Tucumán, que contará con firmeza
desde el punto de vista tarifario y del despacho y por lo tanto, esa
empresa podrá conservar la capacidad de transporte sobre la ruta
preexistente, adaptado sus contratos a las nuevas rutas de transporte.
Que respecto de la manifestación efectuada acerca de la proximidad
temporal entre el dictado de la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC
de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y la apertura de los Concursos Abiertos de
GPM y Tramos Finales de TGS, sin perjuicio de que -si bien ocurrieron
con escasa diferencia entre ellos (publicación de la Resolución en el
Boletín Oficial el día 13 de marzo; y apertura: el 16 de marzo)- esa
empresa hubiera podido presentar una Oferta Irrevocable, a lo que cabe
agregar que, aún se encuentra con posibilidades de presentar Ofertas
Irrevocables en la llamada “Parte B” de tales Concursos, de resultarle
apropiada la contractualización desde GBA al momento de llevarse a cabo
el citado Concurso Abierto por parte de TGN (modificando el punto de
recepción Salta).
Que LITORAL GAS S.A. (LITORAL) presentó sus comentarios por intermedio
del IF-2026-34829478-APN-SD#ENARGAS del 7 de abril de 2026 y atento al
proceso de revisión de factores de carga previsto en la Metodología
para la Revisión Quinquenal Tarifaria del periodo 2025-2030, manifestó
que para una mejor determinación de los que serán los Factores de Carga
definitivos, resulta necesario contemplar un horizonte de recolección
de resultados que comprenda más de un año.
Que en relación a la propuesta de utilización de un período mayor de un
año de recolección de resultados, en principio, se considera que no
resultaría necesario si, como se pronostica, el invierno 2026 presenta
temperaturas que se pueden considerar medias para el período aludido.
Que, no obstante, como los dispositivos que se coloquen pueden
permanecer instalados en los lugares, ello permitirá, en caso de ser
necesario, continuar registrando las mediciones y realizar futuro
ajustes si las circunstancias lo ameritan.
Que resulta necesario tomar en cuenta que la mayor dificultad para
calcular los factores de carga estriba en contar con los datos del
consumo en el día pico, pero si se recaba en la muestra los datos del
invierno y se determina el consumo pico, por los registros de
facturación, se puede obtener el consumo de un año completo de los
usuarios de la muestra y determinar de esa forma el factor de carga.
Que, con respecto a integrar en los análisis a los Subdistribuidores,
es dable resaltar que cada distribuidora podrá proponer a estos
usuarios en la muestra que propondrá a este Organismo en cumplimiento
de la establecido en la Nota NO-2026-36395665-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
que le fuera remitida a esa Licenciataria.
Que, al igual que otras Licenciatarias, en lo que atañe a la
modificación propuesta del Numeral 5), apartado b) último párrafo, del
Reglamento de Servicio de Distribución, puesta a consideración en la
consulta de marras, LITORAL también propuso la abrogación del plazo
estipulado.
Que, en otro orden, efectuó una serie de consideraciones respecto de la
asignación de transporte sobre el Gasoducto Perito Moreno (GPM),
señalando que LITORAL es la única Distribuidora ubicada aguas abajo del
PM Cardales a la que fue asignado transporte sobre dicho gasoducto, y
en relación a las tarifas de transporte sobre el mismo a partir de la
habilitación de la obra prevista en el Decreto N° 1060/2024.
Que, sobre tal cuestión. debe esgrimirse que, en primer lugar, la
reasignación del transporte responde a los criterios especificados en
el documento titulado “Análisis y Reordenamiento del Sistema de
Transporte de gas de Argentina”, efectuado por la Consultora NOVIX S.A.
a solicitud de la Secretaría de Energía.
Que, como se ha sostenido, la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC de
la SECRETARÍA DE ENERGÍA estableció que para el servicio de transporte
correspondiente a la capacidad base del GPM deberán considerarse las
tarifas provisorias aprobadas por la Resolución N° 877 de fecha 14 de
noviembre de 2025 del ENARGAS, con las actualizaciones pertinentes,
siendo estas las que serán tenidas en cuenta a los fines de la
determinación del Mix de Transporte de los cuadros tarifarios de
Distribución y respecto de lo señalado acerca de “las medidas que se
dispongan en relación con las pautas remuneratorias previstas en el
Decreto N° 1.060/2024, con vigencia a partir de la habilitación de las
obras de ampliación allí previstas”, se entiende que dichas medidas no
han sido aún adoptadas, motivo por el cual este Organismo no se
encuentra en condiciones de realizar aclaración alguna respecto de
ello. Sin perjuicio de recordar que la construcción del GPM, que agregó
capacidad de transporte, fue efectuada en base a una Concesión de
Transporte de la Ley N° 17.319, otorgada mediante el Decreto N° 76 de
fecha 11 de febrero de 2022.
Que cabe recordar que las previsiones del Numeral 9.4.3 de las Reglas
Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD) en materia de ajustes por
variaciones en el costo de transporte torna abstracto el planteo
formulado por la Licenciataria.
Que por medio de la Actuación N.º IF-2026-34867011-APN-SD#ENARGAS del 7
de abril de 2026, METROGAS S.A. (en sintonía con solicitudes de
idéntica consideración) propuso también reestablecer la redacción
original del Numeral 5), apartado b) último párrafo del Reglamento de
Servicio de Distribución aprobada oportunamente por el Decreto
2255/1992 y requirió que se mantengan los plazos contractuales
previstos de aquellas capacidades de transporte que no fueron
modificados por la reasignación de capacidad dispuesta, además de que
pidió incluir en dicho Reglamento la contractualización de “ventanas”
con cargadores no distribuidoras.
Que atento a la solicitud efectuada para la inclusión en el Reglamento
de Servicio de Distribución de la contractualización de “ventanas” con
cargadores no distribuidoras, se considera que tal petición excede los
alcances de la presente Consulta Pública, sin perjuicio de lo cual será
analizado en su oportunidad.
Que en relación al precio de los nuevos contratos de transporte a
celebrarse sobre la capacidad incremental del GPM, solicitó que el
ENARGAS deje en claro que el precio correspondiente a dichos contratos
de transporte que celebren las Distribuidoras sobre esa capacidad
incremental del GPM no puede ser otro que la tarifa de transporte que
establezca el Ente Regulador, en pesos o moneda de curso legal en
Argentina.
Que a propósito de ello y sin perjuicio de que lo aquí solicitado
excede los alcances de la presente Consulta Pública -dado que las
capacidades de transporte reasignadas no contemplan la capacidad
incremental del GPM-, es necesario aclarar que los alcances tarifarios
de dicha capacidad incremental se encuentran sujetos a la normativa
específica diseñada e instrumentada para tal fin.
Que, nuevamente, se reitera lo dicho en la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, en su artículo 5°, ap. IV, segundo párrafo,
en cuanto expresó que: “…se deberá considerar, en relación con la
remuneración del servicio de transporte correspondiente a la Capacidad
Base del GPM, las tarifas provisorias aprobadas por la Resolución N°
877 de fecha 14 de noviembre de 2025 del ENARGAS, con las
actualizaciones pertinentes, sin perjuicio de las medidas que se
dispongan en relación con las pautas remuneratorias previstas en el
Decreto N° 1.060/2024, con vigencia a partir de la habilitación de las
obras de ampliación allí previstas”.
Que en lo tocante a la propuesta de la derogación de la Resolución N.°
RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y de la normativa que la
antecede, METROGAS solicitó que no se implemente, amparado en la
posibilidad de utilizar la capacidad de transporte ociosa que posee
sobre el Gasoducto San Martín.
Que, la Resolución N° RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS tuvo como
antecedentes una serie de notas y resoluciones dictadas desde el año
2009 por el ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios, y por esta propia Autoridad Regulatoria, que tenían su
justificación -al menos al inicio- en el abastecimiento a las
Distribuidoras con GNL desde Bahía Blanca y de Escobar, y el
sostenimiento de contratos de transporte firme que se encontraban
entonces vigentes, sin pretender generar ingresos artificiales para las
Transportistas como así tampoco garantizarles a estas últimas ingresos
por servicios que no se encontraban en condiciones de brindar.
Que, ahora bien, a la luz de la reconfiguración del sistema de
transporte de gas natural, y el reordenamiento contractual dispuesto
por la SECRETARÍA DE ENERGÍA a través de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC no aparece como razonable ni conveniente
mantener vigente la Resolución N°
RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, toda vez que deberían ser las
propias Licenciatarias de Transporte y Distribución – en su carácter de
operadoras de sus respectivos sistemas y responsables de tomar los
recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no
interrumpibles (conf. Artículo 24 de la Ley N° 24.076) – quienes
resuelvan y/o acuerden entre sí los mecanismos más óptimos y eficientes
para la prestación de sus servicios.
Que esta Autoridad Regulatoria no desconoce lo manifestado por algunas
Licenciatarias de Distribución respecto a que hay cuencas productivas
que no alcanzan a completar la capacidad de transporte que algunas de
ellas tienen actualmente contratada en firme; pero el mantenimiento de
la Resolución N° RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS (y sus normas
precedentes) no aparecen -al menos actualmente- como la herramienta más
apropiada para promover un uso óptimo y eficiente de la capacidad de
transporte.
Que volviendo sobre la responsabilidad operativa que tienen las
Licenciatarias de Transporte y de Distribución, nótese que, en esta
instancia de reconfiguración del sistema de transporte, esta Autoridad
Regulatoria se dispone a eliminar la prohibición de hacer “step down”
de contratos de transporte en firme tal como se prevé en el Numeral 5),
apartado b) último párrafo, del Reglamento de Servicio de Distribución.
Que, sin perjuicio de ello, se deja constancia de que las medidas que
se dispone a adoptar esta Autoridad Regulatoria, en virtud de la
reconfiguración y reordenamiento dispuesto por la SECRETARÍA DE
ENERGÍA, revisten el carácter de transitorias al menos hasta que
finalice la emergencia decretada por el PODER EJECUTIVO NACIONAL.
Asimismo, ello no significa que, eventualmente, este Ente Regulador no
resuelva los casos puntuales que debida y fundadamente informen las
Licenciatarias de Transporte y/o Distribución ante una situación de
riesgo de abastecimiento de sus servicios ininterrumpibles.
Que respecto del reconocimiento de firmeza a ciertos servicios de
intercambio y desplazamiento (ED), METROGAS señaló que la consideración
solo de algunos cargadores denota un tratamiento preferencial para
ciertos cargadores y entiende que una correcta de readecuación de los
contratos de transporte debería necesariamente abarcar a la totalidad
de los cargadores y no limitarse únicamente a ciertos actores de la
industria (Distribuidoras y ENARSA).
Que acerca de lo planteado por METROGAS en ese terreno, es necesario
señalar que el reconocimiento de la firmeza de ciertos servicios de
Intercambio y Desplazamiento (ED) apunta a continuar brindando a los
contratos preexistentes similar nivel de firmeza, lo que no implica la
creación de una nueva figura contractual de uso generalizado, lo que
será objeto de análisis en su oportunidad.
Que en esa línea, el documento titulado “Análisis y Reordenamiento del
Sistema de Transporte de gas de Argentina”, efectuado por la Consultora
NOVIX S.A. y compartido por la Dirección Nacional de Transporte e
Infraestructura de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría
de Energía, en virtud de la reconfiguración del transporte, parte de
dicha premisa y establece los casos para los cuales se determina la
firmeza sobre los servicios ED.
Que METROGAS expresó que resulta necesario establecer la necesidad de
fijar penalidades a clientes que incumplan ordenes de suspensión de
servicio.
Que sobre ello, cabe advertir que el Apartado 12 del Reglamento de
Servicio de la Licencia de Distribución, obliga a las Distribuidoras a
implementar la restricción o interrupción del servicio, toda vez que a
su juicio determine que tal restricción o interrupción resulta
necesaria; estableciendo una jerarquía en la cual el uso doméstico bajo
las Condiciones Especiales - R será el último que deba restringirse o
interrumpirse, y procurar causar el menor daño posible a los terceros
considerando la finalidad del uso del gas a fin de evitar, por ejemplo,
el corte a instituciones de salud u otros centros asistenciales.
Que, en ese contexto, es que se entiende que no resultaría necesaria la
emisión de reglamentaciones específicas que prevean las penalidades,
cuestión que excede al contenido de la presente consulta pública, en
tanto están establecidas las responsabilidades de las Distribuidoras
para con sus clientes y las restricciones que sean imprescindibles,
además de la posibilidad de establecimiento de penalidades
contractuales por parte de las Distribuidoras. Por lo tanto, las
distribuidoras cuentan con las herramientas para que sus clientes den
cumplimiento a las órdenes de restricción o corte que fueran
pertinentes.
Que, en otro orden de ideas, METROGAS solicitó se amplíe la segunda
prioridad para la asignación de capacidad de transporte sobre las
nuevas rutas de transporte, en el marco de los Lineamientos aprobados
en el Subanexo C del Anexo I de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC.
Que, en relación a este punto, vale decir que tales Lineamientos
resultaron aprobados por la norma emitida por la Secretaría de Energía
y que, sin perjuicio de ello, este Organismo puede trasladar dicha
inquietud a la mencionada Secretaría.
Que, en consonancia con otros planteos similares, manifestó que para
una mejor determinación de los porcentajes definitivos de los factores
de carga, el estudio debe contemplar un año completo de análisis sobre
las muestras establecidas para de esa forma contar no sólo con el
consumo pico sino también el consumo anual de esos mismos clientes.
Que por Actuación N.º IF-2026-34936647-APN-SD#ENARGAS del 7 de abril de
2026, TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. formuló sus observaciones,
señalando que, de acuerdo a su entender, las tarifas puestas en
consulta resultantes del modelo de la Consultora NOVIX implican en
términos anuales una caída en el flujo de ingresos de la Compañía.
Que, como ya se ha dicho precedentemente sobre el particular, los
cuadros tarifarios de transporte puestos a disposición a los fines de
la Consulta Pública sirven como referencia al fin de la misma, siendo
que los definitivos serán los aprobados a partir del 1° de mayo de
2026, toda vez que podrían ser modificados como consecuencia de las
observaciones efectuadas en la mencionada Consulta Pública y dado que
al momento no se cuenta con toda la información necesaria para calcular
dichas tarifas definitivas.
Que, sin perjuicio de lo antedicho, es necesario resaltar que el
esquema tarifario propuesto presenta una condición integral de
consistencia intertemporal en términos de valor presente, que
constituye una de las premisas fundamentales del modelo, asegurando que
la trayectoria de tarifas definidas permita recuperar exactamente el
requerimiento de ingresos residual aprobado en la Revisión Quinquenal
Tarifaria.
Que no es menos importante destacar que, si bien la “caída en el flujo
de ingresos de la Compañía” sería materia sujeta a prueba, demostración
y verificación, cabe señalar que el marco regulatorio de la industria
del gas de nuestro país no garantiza o asegura una “rentabilidad” a las
Licenciatarias, ni tal caída de ingresos incumple las previsiones de la
Resolución N.º RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, en tanto el mantenimiento del
requerimiento de ingresos establecido en la RQT debe ponderarse
considerando la totalidad del quinquenio. Al respecto, la Ley N° 24.076
y su Decreto reglamentario son claros en el sentido de que las tarifas
que fija esta Autoridad Regulatoria deben proveer “una rentabilidad
razonable” (conf. Artículo 38, inc. a), pero no expresan que tengan
derecho a una rentabilidad “asegurada”, ni a ingresos garantizados.
Que, el sistema o régimen tarifario de “tarifas máximas” o “Price-cap”
que adopta el marco regulatorio de nuestro país está directamente
relacionado con el concepto de “eficiencia” y con la prestación
satisfactoria de los servicios (conf. Artículo 39 de la Ley N° 24.076).
Ello implica que las Licenciatarias deben operar en forma económica,
prudente y diligente, y que para ello asumen lo que se denomina “riesgo
empresario”, es decir, riesgo operativo y económico ya que los términos
de sus licencias no aseguran un resultado.
Que sin perjuicio de lo expresado, indudablemente las Licenciatarias
tienen derecho a obtener tarifas justas y razonables, y por ello tienen
la posibilidad de solicitar al Ente Regulador -de manera
extraordinaria- las modificaciones de las tarifas, cargos, precios
máximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los
términos de la habilitación que consideren necesarias si su pedido se
basa en circunstancias objetivas y justificadas (conf. Artículo 46 de
la Ley N° 24.076).
Que, es menester traer a consideración nuevamente la doctrina de la
Corte Suprema expresada en el caso “Maruba” respecto a que: “Resulta
ilegítima la pretensión de que un régimen tarifario se mantenga
inalterado a lo largo del tiempo si las circunstancias imponen su
modificación, ya que ello implicaría que la Administración renunciara
ilegítimamente a su prerrogativa de control de la evolución de las
tarifas y, en su caso, de la necesidad de su modificación” (Fallos
321:1784).
Que TGN dijo expresamente que no se limite el servicio ED firme a los
servicios listados en el IF-2026-28540484-APN-GDYE#ENARGAS, dado que
resulta arbitraria, a la vez que restringe el derecho de los cargadores
a elegir puntos de abastecimiento de gas y contratar un servicio de
transporte firme en los que la transportista puede garantizar dicha
condición (ED Firme).
Que, como ya fuera manifestado precedentemente, para el caso de los
cargadores con contratos de transporte preexistentes con recepción en
la zona Salta, se encuentra previsto ofrecer como alternativas tanto la
posibilidad de migrar su zona de recepción a GBA (en el marco del
Concurso Abierto a llevar a cabo por TGN), como mantener la zona de
recepción original, encadenando servicios de Transporte Firme y de
Intercambio y Desplazamiento (ED) hasta la correspondiente zona de
entrega original, los cuales conservarían la misma firmeza (tarifaria y
de despacho) que el transporte firme que los antecede.
Que en otro sentido, TGN argumentó que las tarifas puestas en consulta
resultantes del modelo de la Consultora NOVIX no incluían la totalidad
de los Costos de OyM asociados a los activos de ENARSA.
Que, a ese respecto, tal como lo manifiesta esa Licenciataria, a la
fecha aún se encuentra remitiendo el material de respaldo necesario
para la correcta inclusión de los referidos costos dentro de los
cuadros tarifarios de TGN, tal lo instruido a este Organismo por medio
de la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC.
Que, sin perjuicio de ello, la determinación de los costos de operación
y mantenimiento de tales activos debe efectuarse bajo los criterios de
eficiencia propios de cualquier consideración de costos en el marco del
servicio regulado.
Que, nuevamente, y tal como se mencionó al momento de analizar las
presentaciones de TGS, cabe señalar que ambas Licenciatarias de
Transporte (TGN y TGS) han informado a esta Autoridad Regulatoria
(mediante actuaciones N° IF-2026-36467285-APN-SD#ENARGAS y N°
IF-2026-36339838-APN-SD#ENARGAS, respectivamente) que hasta tanto
culminaran las negociaciones tendientes a la rescisión bilateral de los
contratos de operación y mantenimiento que habían suscripto con ENARSA,
bonificarían la totalidad de los montos correspondientes a dichos
contratos a partir de la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios
resultantes de la reconfiguración de transporte establecida por la
Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, a fin de no duplicar sus
ingresos en razón de un mismo concepto
Que por medio de la Actuación N.º IF-2026-35058570-APN-SD#ENARGAS del 8
de abril de 2026, CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. (SUR) consideró que es
incorrecta la modificación efectuada sobre el porcentaje del Factor de
Carga y solicitó que se continúe aplicando el que se encuentra previsto
en las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución para los usuarios
residenciales.
Que justificó su pedido en base a una muestra sobre cuatro (4)
localidades de su área de Licencia y manifestó que se reduce su nivel
de facturación o ingresos como consecuencia del cambio propuesto, a
pesar de las manifestaciones de esta Autoridad Regulatoria, en que no
se vería afectado el Requerimiento de Ingresos determinado en la
Revisión Quinquenal Tarifaria.
Que con respecto a la metodología empleada por el ENARGAS para proponer
el ajuste del Factor de Carga de los usuarios residenciales, cuestionó
el uso de datos operativos, los supuestos adoptados para su
desagregación y la no consideración de la dispersión geográfica y
climática de su área de Licencia, como también propuso un mecanismo
para modificar el Factor de Carga de las Subdistribuidoras, en base a
Declaraciones Juradas de composición porcentual de su demanda por
categoría de usuario para de esa forma la Distribuidora facturar al
Subdistribuidor en función de ella
Que de acuerdo a las objeciones que sobre esta cuestión plantearon SUR
como otras Licenciatarias en el ámbito de la consulta pública,
corresponde señalar que, atento el carácter preliminar y provisorio del
estudio, se determinó un único Factor de Carga para toda el área
licenciada, de igual forma que se ha aplicado hasta la fecha.
Que como consecuencia del relevamiento de datos que se debe encarar en
el invierno 2026, se está previendo la obtención de datos bajo un
criterio que tome en cuenta una mayor desagregación y en tal sentido,
se ha emitido la Nota Nº NO-2026-36398457-APN-DIRECTORIO#ENARGAS del 10
de abril de 2026, con definiciones sobre el diseño de las muestras.
Que resulta importante aclarar que el estudio del Factor de Carga fue
realizado en base a la mejor información disponible en este Organismo,
la cual es provista por las Licenciatarias en carácter de declaración
jurada.
Que para ello, se utilizó la misma fuente de datos para todas las
Distribuidoras y los mismos criterios para la desagregar el consumo
pico residencial, tomando por otro lado la información de cuatro años
(2022-2025), que presentan por supuesto cambios año a año, y por ello
se utilizaron ciertos criterios estadísticos a fin de establecer los
desvíos frente al porcentaje vigente hasta la fecha, por lo cual, el
objetivo fue establecer un porcentaje de Factor de Carga donde el
desvío se ubicara en un rango común con los restantes licenciatarias.
Que en lo atinente a la información sobre algunas ciudades de su área
Licenciada, que demostrarían que el nivel de Factor de Carga se ubica
entre el TREINTA Y CINCO POR CIENTO (35%) Y TREINTA Y SEIS POR CIENTO
(36% ) aproximadamente e infiere SUR, en base a ello, que toda su área
de Licencia presenta los mismos guarismos, corresponde hacer notar que
este Organismo entiende que la misma no es representativa, atento a que
corresponde solamente al VEINTIDOS POR CIENTO (22%) del universo de
usuarios residenciales a los que abastece, ubicado en una franja
geográfica muy limitada, tomando datos de sólo el año 2025 y con datos
que el ENARGAS no está en condiciones de validar.
Que, a su vez, y como ya se ha aclarado, sobre la aducida afectación de
sus ingresos, corresponde aclarar que el Requerimiento de Ingresos (RI)
establecido en la RQT no se ve modificado por el cambio propuesto,
atento a que en su determinación no interviene el costo de transporte
ni los ingresos que del mismo se pueden derivar.
Que a mayor abundamiento, es preciso destacar que, todos los costos
operativos atribuibles al servicio de distribución, que fueron
considerados como razonables por el ENARGAS luego de los análisis
pertinentes sobre la información presentadas por las propias
Licenciatarias, fueron considerados en el RI, así como la rentabilidad
sobre la base de capital (activos afectados al servicio), los impuestos
y amortizaciones que corresponden a la actividad de distribución.
Que el RI que se determinó, permite afrontar las inversiones
obligatorias establecidas para el quinquenio y arroja como resultado
del proceso de RQT una determinada ecuación económica y financiera por
la prestación del servicio regulado que prestan.
Que, además, los cambios en el componente de transporte de las tarifas
ya sea por variación de la tarifa unitaria de cada ruta contratada, así
como los cambios en el mix, son reconocidos por el ENARGAS de acuerdo
con las disposiciones del Marco Regulatorio.
Que el modelo de regulación adoptado por la Ley N.º 24.076 exige la
obligación de abastecimiento, formando parte del riesgo empresario el
nivel de transporte que cada una considera adecuado para ese fin, por
lo cual a los efectos de determinar el RI, se asume que los costos de
transporte son recuperados en su totalidad.
Que en el supuesto caso que la Licenciataria demuestre que no recupera
los costos de transporte y ello afecte la ecuación económica financiera
que surge de la RQT, tiene expedita la vía establecida en el artículo
46 de la Ley N.º 24.076, para su análisis por parte de esta Autoridad
Regulatoria.
Que, adicionalmente, la Licenciataria manifestó que no ha incluido en
su plan de inversiones obligatorias la inversión necesaria para relevar
los datos que permitan conocer los consumos pico de una muestra de
usuarios en su área.
Que, en tal sentido, se le recuerda que en la Metodología para la
Revisión Tarifaria que les fuera remitida por Nota Nº
NO-2024-84360042-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, se especificaba la necesidad
del relevamiento, en qué momento debía realizarse y que las erogaciones
correspondientes debían ser consideradas en la propuesta de inversiones
a presentar en el proceso de RQT.
Que si las Licenciatarias no las han considerado, su imprevisión no las
exime de realizar el relevamiento que se había previsto y que llevarán
a cabo todas las Licenciatarias de Distribución.
Que atento a lo señalado, corresponde confirmar para el caso de SUR, la
aplicación para los usuarios residenciales de toda su área de Licencia
de un Factor de Carga del CUARENTA Y CINCO POR CIENTO (45%).
Que en función de lo propuesto por SUR en relación a las
subdistribuidoras, se considera que, en el relevamiento de datos para
el análisis del Factor de Carga, cada distribuidora podrá proponer a
estos usuarios en la muestra que propondrá a este Organismo en
cumplimiento de la establecido en la Nota Nº
NO-2026-36398457-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, permitiendo de esa forma
contar con mayor precisión sobre el real factor de carga de estos
usuarios y adoptar medidas al respecto, entre ellas podría ser la que
se propone.
Que, en otro plano, SUR consideró necesario que, en el marco actual de
implementación de la reestructuración de las rutas de transporte, se
modifique el mix de transporte de la subzona tarifaria del
Cordillerano, en función de la modificación del esquema de
abastecimiento y solicitó que no se derogue la Resolución N.º
RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y de la normativa que la antecede.
Que sobre esta observación, ya se ha manifestado previamente la
necesidad de su derogación en función al ordenamiento del sistema de
transporte y en base a la cuestión planteada acerca de la subzona
tarifaria cordillerana, debe decirse que esta Autoridad Regulatoria
aplicará para el traslado del costo de transporte los mix que surjan de
la reasignación dispuesta por la SECRETARÍA DE ENERGÍA en tanto se
cuente con los pertinentes instrumentos contractuales debidamente
acreditados ante este Organismo.
Que NATURGY NOA S.A. (NOA) manifestó sus observaciones por intermedio
de la Actuación N.º IF-2026-35060501-APN-SD#ENARGAS del 08 de abril de
2026.
Que, bajo el título “Consideraciones generales sobre la reasignación de
capacidad a Naturgy NOA”, efectuó un análisis comparativo entre las
capacidades de transporte preexistentes, las que le resultaron
asignadas en el marco del reordenamiento efectuado por medio de la
Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC y los volúmenes de demanda por
segmento informados por ella, concluyendo que la capacidad asignada no
resulta suficiente para cubrir su demanda histórica.
Que, sobre ello, y sin perjuicio de los fundamentos ya manifestados
sobre factores de carga y el RI, corresponde agregar especialmente que
el análisis y las asignaciones de transporte resultantes del mismo
fueron ordenados por la Secretaría de Energía por medio de la
Resolución mencionada, siendo este un input a los efectos del cálculo
tarifario de transporte.
Que, por otra parte, se entiende que la metodología con la que fueron
determinados los volúmenes asociados a los nuevos contratos de
transporte se encuentra desarrollada en el documento titulado “Análisis
y Reordenamiento del Sistema de Transporte de gas de Argentina”,
efectuado por la Consultora NOVIX S.A. a solicitud de la Secretaría de
Energía.
Que, particularmente, en el caso de esa Distribuidora, los contratos de
transporte preexistentes (que se encuentran actualmente vigentes)
provienen de una cuenca productiva en declino, con volúmenes de
producción insuficientes como para abastecer a la totalidad de dichos
contratos de transporte, lo que, dicho de otra forma, significa que, el
reordenamiento del sistema de transporte lo que busca es precisamente
proteger a los usuarios prioritarios de las Distribuidoras que, como en
el caso de NOA, no cuentan en la actualidad con capacidad de transporte
proveniente de cuencas productivas con suficientes niveles de inyección.
Que, en relación con las prioridades que solicita en el marco de la
Iniciativa Privada de TGS, se recuerda a la Distribuidora que la
fijación de los Lineamientos en los cuales se establecen dichas
prioridades son potestades en cabeza de la Secretaría de Energía.
Que, desde punto de vista técnico, también observó que no se sustenta
la modificación de los Factores de Carga de NOA, solicitando por tal
motivo reconsiderar la propuesta efectuada en la Consulta Pública y
expresó que el alza de los Factores de Carga hará que el recupero de
los costos de transporte tenga una merma que tendrá que ser afrontada
por la distribuidora a expensas de sus ingresos, por lo cual no es
razonable afirmar que la modificación no tendrá efectos sobre el
Ingreso Requerido determinado en la RQT.
Que desde el aspecto metodológico, NOA cuestiona la fuente de datos que
se tomó para el estudio mencionado, así como el uso los criterios
adoptados para la desagregación de los mismos, concluyendo que la
metodología adoptada no permite aislar adecuadamente el comportamiento
del consumo residencial, careciendo de precisión estadística y sesgos
sistemáticos, proponiendo la utilización de otra fuente de información.
Que, sobre esa observación, cabe señalar que el estudio fue realizado
sobre la base de la mejor información disponible en este Organismo,
provista por las Licenciatarias en carácter de declaración jurada.
Que sobre la propuesta de NOA que resultaría metodológicamente más
adecuada utilizar para la información del archivo GESC del protocolo
DOE-D, cabe efectuar las consideraciones que prosiguen.
Que el protocolo DOE-D se encuentra aún en una etapa temprana de
implementación, iniciada en noviembre de 2023, por lo que no se dispone
de una serie histórica suficiente para el análisis efectuado. En
particular, respecto de las presentaciones realizadas por Naturgy NOA,
solo se cuenta con información a partir de septiembre de 2023 y el
archivo GESC (Gas Entregado para Servicio Completo) contiene un campo
denominado “Categoría Servicio Completo”, el cual, a la fecha, admite
únicamente dos (2) valores: “Residencial + SG-P Servicio Completo” o
“GNC Servicio Completo”, para el volumen de demanda correspondiente al
campo “Volumen Distribuido Bruto”.
Que, en consecuencia, dicho archivo no permite diferenciar de manera
directa la demanda prioritaria correspondiente a los usuarios
residenciales, por lo cual se tendría la misma limitación que presenta
la información de base que utilizó este Organismo.
Que el factor de carga real es variable en función de los distintos
tipos de clima que se presentan en el área de Licencia asignada a cada
distribuidora y es variable en función de la rigurosidad de cada
invierno y los cambios en los hábitos de consumo de los usuarios.
Que el estudio preliminar realizado en función de la instrucción dada
por la Secretaría de Energía no tuvo por objeto establecer un número
exacto, sino una aproximación a la situación actual de la demanda
residencial y, en ese orden, este Organismo utilizó la misma fuente de
datos para todas las Distribuidoras y los mismos criterios para
desagregar el consumo pico residencial, tomando por otro lado la
información de cuatro años (2022-2025), que presentan por supuesto
cambios año a año, y por ello se utilizaron ciertos criterios
estadísticos a fin de establecer los desvíos frente al porcentaje
vigente hasta la fecha, por lo cual, el objetivo fue establecer un
porcentaje donde el desvío se ubicara en un rango común con los
restantes licenciatarias.
Que NOA propuso, como en otros casos similares, la derogación del plazo
de diez (10) establecido en el numeral 5) apartado b) último párrafo
del Reglamento de Servicio puesto a consideración.
Que por su parte, NATURGY BAN S.A. (BAN) presentó sus comentarios por
medio de la Actuación Nº IF-2026-35060600-APN-SD#ENARGAS) del 8 de
abril de 2026.
Que BAN efectuó un análisis de los antecedentes y el marco normativo de
la reconfiguración del transporte, de los objetivos de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC y sus disposiciones, y de cómo ello deriva en
su futura contractualización de transporte y los impactos que ello
conlleva sobre su negocio.
Que, a su vez, planteó la contradicción entre la modalidad de la
reasignación propuesta y las reasignaciones temporales de corto plazo
de la capacidad de transporte que determina la Ley N° 24.076,
manifestando la conveniencia de las reasignaciones temporarias y de
corto plazo.
Que BAN dejó asentada su crítica respecto de los criterios adoptados en
el modelo de optimización de transporte y de las rutas de transporte
que le fueran asignadas y solicitó que el precio unificado del GPM
(considerando también la capacidad incremental del IP de TGS) sea
establecido en pesos argentinos, como la asignación equitativa de
capacidad de transporte sobre dicho gasoducto.
Que también propuso eliminar el último párrafo del Numeral 5), apartado
b), del Reglamento de Servicio de Distribución y mantener los contratos
vigentes que tiene sobre el gasoducto NEUBA, además de que se le
otorgue prioridad en el marco de la IP de TGS, y conservar sin cargo
los servicios ED necesarios para evacuar volúmenes del Plan Gas
asignados desde la ruta TDF-GBA.
Que de acuerdo a la observación sobre la modificación propuesta del
Numeral 5), apartado b), último párrafo del Reglamento de Servicio,
corresponde manifestar, en atención a la propuesta de BAN como a la
formulada por el resto de las Licenciatarias, que resulta relevante
aclarar en este punto los plazos contractuales que deberían
considerarse en virtud de las particularidades de cada caso.
Que con respecto de las capacidades de transporte vigentes que no son
modificadas en el marco de la reasignación de transporte firme
dispuesta en la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, corresponde
mantener los plazos previstos en los correspondientes contratos de
transporte firme.
Que, en relación a los contratos nuevos originados como consecuencia de
la mencionada reasignación de transporte, deberá considerarse lo
establecido en el Artículo 6° de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC, que instruye a este Organismo a “Prever los
plazos de reasignación considerando la emergencia energética vigente”.
Que, de acuerdo a ello, y teniendo en cuenta el plazo de emergencia del
Sector Energético Nacional determinado en el Decreto N° 49/26 hasta el
31 de diciembre de 2027, se estima oportuno y conveniente que los
nuevos contratos a celebrarse en virtud de la reconfiguración del
sistema de transporte, se extiendan hasta el 30 de abril de 2028, en
concordancia con los períodos del marco regulatorio.
Que dado que el 30 de abril de 2028 resulta ser un plazo mínimo, a fin
de dar previsibilidad a la operación del sistema y atento el cambio
estructural de la situación de abastecimiento, nada a obsta a que las
partes acuerden plazos mayores al mínimo resultante de la presente.
Que, en razón de las objeciones al plazo temporal cuestionado del
Reglamento de Servicio de Distribución (RSD) planteada por BAN y las
demás Distribuidoras, cabe señalar que éste se mantiene sin
alteraciones en la modificación propuesta por el artículo 1° inciso 4)
de la Resolución N° RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, la que
conserva lo ya previsto por el citado Numeral 5), apartado b) último
párrafo del RSD, oportunamente modificado por el Anexo I de la
Resolución ENARGAS N° I-4313/17 y sus modificatorias.
Que como primera consideración a las objeciones formuladas en ese
asunto, corresponde oponer que el deber en cabeza de las Distribuidoras
de contratar Transporte Firme para la demanda ininterrumpible durante
como mínimo diez (10) años, no ha sido materia sujeta a consideración
y, por tanto, queda excluida en este procedimiento de Consulta Pública.
Que, por otro lado, el artículo 1° inciso 4) de la Resolución N°
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS solo se limita a proponer la
derogación de la imposibilidad de restringir la capacidad de transporte
firme contratada, siendo esa materia la única que se encuentra sometida
a consideración en la presente y sobre la que ninguna de las
Distribuidoras ha manifestado oposición.
Que, independientemente de no ingresar entre las previsiones
reglamentarias objeto de consulta, surge de manera evidente que ninguna
de las Distribuidoras, por fuera de sus consideraciones conjeturales y
posicionamientos subjetivos, ha demostrado sufrir o haber sufrido una
afectación o perjuicio concreto y real que tenga como causa la
aplicación de ese límite temporal.
Que, vale decir que, desde la entrada en vigencia de este deber
incorporado por la Resolución ENARGAS N° I-4313/17, este precepto no ha
recibido impugnaciones, por lo que ha sido consentido de forma pacífica
por la totalidad de las Distribuidoras durante casi una década. Ese
cuadro de situación, también evidencia que dicha previsión
reglamentaria no ha demostrado ser irrazonable para los sistemas de
distribución y transporte de gas natural.
Que, cabe agregar que se estima razonable mantener esa previsión, ya
que, constituye un plazo establecido ni más ni menos que como medio
para garantizar o respaldar el debido abastecimiento de la demanda
ininterrumpible con el servicio de Transporte Firme de una
Transportista y garantizar el suministro regular y continuo a usuarios
prioritarios.
Que, en otro orden, corresponde mencionar que el análisis y las
asignaciones de transporte resultantes del mismo fueron ordenados por
la Secretaría de Energía por medio de la Resolución N°
RESOL-2026-66-APN-SE#MEC mencionada, siendo este un input a los efectos
del cálculo tarifario de transporte.
Que, como ya se ha manifestado se entiende que la metodología con la
que fueron determinados los volúmenes asociados a los nuevos contratos
de transporte se encuentra desarrollada en el documento titulado
“Análisis y Reordenamiento del Sistema de Transporte de gas de
Argentina”, efectuado por la Consultora NOVIX S.A. a solicitud de la
Secretaría de Energía.
Que, asimismo, respecto de la tarifa aplicable al GPM, como ya se ha
señalado la Resolución N° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC estableció que para
el servicio de transporte correspondiente a la capacidad base del GPM
deberán considerarse las tarifas provisorias aprobadas por la
Resolución N° 877 de fecha 14 de noviembre de 2025 del ENARGAS, con las
actualizaciones pertinentes, siendo estas las que serán tenidas en
cuenta a los fines de la determinación del Mix de Transporte de los
cuadros tarifarios de Distribución, siendo que tanto el precio como las
prioridades en la asignación respecto del IP de TGS escapan a las
potestades de este Organismo.
Que, en alusión a la supuesta contradicción planteada por la
Licenciataria, entre la modalidad de la reasignación propuesta y las
reasignaciones temporales de corto plazo de la capacidad de transporte
que plantea la Ley N° 24.076, cabe remitirse a las consideraciones
formuladas respecto al planteo incoado por NEA y reafirmar que un
cambio estructural de las fuentes de abastecimiento no puede ser
considerada una cuestión estacional o de corto plazo.
Que la firma ARCOR SAIC (ARCOR) presentó sus observaciones mediante la
Actuación N.º IF-2026-35179603-APN-SD#ENARGAS del 8 de abril de 2026
por el cual, manifestó ser titular de un contrato de transporte firme
vigente en la ruta Salta-Centro y solicitó que, sobre el mismo, se siga
reconociendo firmeza desde el punto de vista contractual,
independientemente del cambio en el sentido del flujo, sustentado en la
posesión de contratos de gas en boca de pozo sobre dicha cuenca
productiva (cuenca Noroeste) y requirió que se le otorgue firmeza a los
servicios de Intercambio y Desplazamiento (ED) necesarios para
continuar con sus contratos vigentes, del modelo que se encuentra
considerado en la Resolución N° RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS.
Que dada la inquietud de ARCOR, se reitera que para los cargadores con
recepción en la zona Salta, que cuenta con un contrato entre Salta y
Centro Norte, se encuentra prevista la posibilidad de continuar con su
contrato, encadenando al transporte firme inicial Salta-Salta, el
servicio de Intercambio y Desplazamiento (ED) para llegar a la zona de
entrega Centro Norte, que contará con firmeza desde el punto de vista
tarifario y del despacho, razón por la cual, esa empresa podrá
conservar la capacidad de transporte sobre la ruta preexistente,
adaptado sus contratos a las nuevas rutas de transporte.
Que receptadas todas las actuaciones y analizadas las mismas,
corresponde dar por cumplido el mecanismo de participación ciudadana,
de acuerdo al procedimiento de consulta pública iniciado por el dictado
de la Resolución N.º RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS.
Que por el Artículo 1° del Decreto N.° 452 del 4 de julio de 2025 (B.O.
7/7/25) se constituyó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA
ELECTRICIDAD, creado por el Artículo 161 de la Ley N.° 27.742, el que
“llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir las misiones
y funciones asignadas por las Leyes N.° 24.076 y N.° 24.065 al ENTE
NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA
ELECTRICIDAD (ENRE), respectivamente”.
Que, en ese marco, el Artículo 19 del citado Decreto estableció que
“Hasta tanto el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD
apruebe su estructura orgánica conforme a lo dispuesto en el artículo
3° de este decreto, mantendrán su vigencia las actuales unidades
organizativas del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) y del ENTE
NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y las responsabilidades,
competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario
vigente, a fin de mantener el adecuado funcionamiento operativo del
Ente regulador”.
Que las Unidades Organizativas con competencia material de esta
Autoridad han tomado intervención a través del Informe Intergerencial
N.° IF-2026-28319210-APN-GAL#ENARGAS y el Informe de la Gerencia de
Transmisión IF-2026-28630598-APN-GT#ENARGAS.
Que, el Servicio Jurídico Permanente de este Organismo ha tomado la intervención que por derecho corresponde.
Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS se encuentra facultado para el
dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto en el Artículo 51
incisos a), f), r) y x) de la Ley N.° 24.076 (T.O. 2025), artículo 1°
bis, Inciso (a), apartado I y Artículo 8° bis de la Ley N.° 19.549
(incorporados respectivamente mediante artículos 25 y 29 de la Ley N.°
27.742) el Punto 10 de la reglamentación de los artículos 65 a 70 del
Decreto N.° 1738/92 (actuales artículos 53 a 57 de la Ley del Gas
–T.O.2025) , el Decreto DNU N.° 55/23, prorrogado por los Decretos DNU
N.° 1023/24, DNU N.° 370/25 y DNU N.° 49/26, el Decreto N.° 452/25 y la
Resolución N.° RESOL-2026-18-APN-SE#MEC.
Por ello,
EL INTERVENTOR DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°: Dar por concluida la etapa de Consulta Pública iniciada
con el dictado de la Resolución N.°
RESOL-2026-346-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, y tener por contestadas las
observaciones, consultas y comentarios presentados por los distintos
interesados.
ARTÍCULO 2°: Instruir a las Licenciatarias de Transporte y de
Distribución -con efecto a partir de la publicación de la presente- a
celebrar nuevos contratos de transporte firme y/o adecuar los ya
vigentes, conforme los lineamientos y pautas establecidas en la
Resolución N.° RESOL-2026-66-APN-SE#MEC y los considerandos de esta
Resolución.
Los nuevos contratos de transporte firme, y aquellos que deban ser
adendados de conformidad con lo expuesto en la presente, entrarán en
vigencia a partir del 1° de mayo de 2026.
Los nuevos contratos de transporte tendrán vigencia -como mínimo- hasta
el 30 de abril de 2028, sin perjuicio de que las partes podrán acordar
períodos mayores. Los contratos vigentes a modificarse en virtud de la
presente mantendrán -como mínimo- sus plazos originales previstos en
cada uno de ellos.
ARTÍCULO 3°: Aprobar la modificación de los Factores de Carga de
NATURGY NOA S.A. y CAMUZZI GAS DEL SUR S.A., los que pasarán a ser del
CUARENTA Y CINCO POR CIENTO (45%), manteniendo para las restantes
Prestatarias el Factor de Carga del TREINTA Y CINCO POR CIENTO (35%).
ARTÍCULO 4°: Reconocer carácter firme, desde los puntos de vista
tarifario y de despacho, a los servicios de Intercambio y
Desplazamiento (ED) listados en el Anexo N.°
IF-2026-28540484-APN-GDYE#ENARGAS, que forma parte de la presente,
siempre en el marco de la Resolución ENARGAS N.° 124/2018 “REGLAMENTO
INTERNO DE LOS CENTROS DE DESPACHO” y, particularmente, en lo que
respecta a las CONDICIONES ESPECIALES DEL SERVICIO DE INTERCAMBIO Y
DESPLAZAMIENTO ED.
ARTÍCULO 5°: Modificar el Numeral 5), apartado b), último párrafo, del
Reglamento de Servicio de Distribución, el que quedará redactado en los
siguientes términos:
“La Distribuidora deberá contratar Transporte Firme para su demanda
ininterrumpible, mínimamente, por diez (10) años de duración, de manera
de garantizar o respaldar aquella con el servicio de Transporte Firme
de una Transportista”.
ARTÍCULO 6°: Derogar la Resolución N.°
RESOL-2024-705-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, así como toda la normativa
antecedente ratificada por dicha resolución.
ARTÍCULO 7°: Diferir la emisión de los cuadros tarifarios resultantes
de la reconfiguración del sistema de transporte para la oportunidad en
que se realicen los ajustes tarifarios correspondientes al mes de mayo
de 2026, cuando se computarán las pautas y criterios expresados en la
presente Resolución.
ARTÍCULO 8°: Disponer que lo resuelto en los Artículos 3°, 4°, 5° y 6°
de la presente Resolución entrará en vigencia simultáneamente junto con
los cuadros tarifarios correspondientes al mes de mayo de 2026.
ARTÍCULO 9°: Notificar a las Licenciatarias de Transporte y de
Distribución de gas en los términos del Artículo 41 del Decreto N.°
1759/72 (T.O. 2017).
ARTÍCULO 10°: Registrar; publicar, dar a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archivar.
Marcelo Alejandro Nachon
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 14/04/2026 N° 22822/26 v. 14/04/2026
(Nota
Infoleg:
Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la
edición web de Boletín Oficial. Los mismos pueden consultarse en el
siguiente link: Anexos)
