Resolución   409 / 2026
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Fecha de publicación: 2026-04-14

Normativa
    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)