Infraestructura energética

Bomberos voluntarios: el Gobierno amplía la gratuidad energética e incorpora al GLP, clave para las regiones sin redes de gas

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La Secretaría de Energía amplió el alcance del régimen tarifario gratuito para los bomberos voluntarios al incorporar al Gas Licuado de Petróleo (GLP) distribuido por redes y avanzar en la inclusión del GLP envasado. La decisión corrige una asimetría que afectaba especialmente a entidades ubicadas en provincias donde la infraestructura de gas natural es limitada o inexistente, una realidad que atraviesa gran parte del Norte Grande y las economías regionales.

La Resolución 134/2026 modifica el esquema vigente desde 2023 y extiende la bonificación total que ya alcanzaba al gas natural por redes. A partir de ahora, las asociaciones, federaciones y demás entidades reconocidas dentro del Sistema Nacional de Bomberos Voluntarios podrán acceder también al beneficio cuando operen con sistemas alternativos de abastecimiento energético.

La medida tiene una implicancia que excede el plano institucional. Para numerosas localidades del interior argentino, los cuarteles de bomberos constituyen infraestructura crítica para la protección de actividades productivas, parques industriales, establecimientos forestales, industrias, comercios y áreas rurales. Reducir sus costos operativos implica fortalecer la capacidad de respuesta ante emergencias sin trasladar mayores cargas financieras a asociaciones que dependen en gran medida de aportes comunitarios y subsidios públicos.

Un cambio con impacto directo en el NEA

La incorporación del GLP aparece como uno de los aspectos más relevantes de la resolución. Mientras los grandes centros urbanos cuentan con acceso a gas natural por redes, muchas localidades del NEA continúan dependiendo de sistemas de GLP o garrafas para calefacción, cocción de alimentos y funcionamiento operativo.

La normativa reconoce por primera vez que el GLP cumple una función equivalente al gas natural en aquellas regiones donde la infraestructura energética presenta limitaciones estructurales.

Para provincias como Misiones, donde la cobertura de gas natural sigue siendo reducida respecto de otras regiones del país, la medida representa una adecuación normativa a la realidad territorial. El beneficio deja de estar vinculado exclusivamente a la existencia de una red de gas natural y pasa a contemplar la forma efectiva en que las instituciones acceden a la energía.

Menos costos fijos para entidades estratégicas

Desde una perspectiva económica, la resolución apunta a reducir gastos operativos permanentes de organizaciones que cumplen funciones esenciales en la prevención y atención de emergencias.

Entre los principales efectos esperados se destacan: bonificación total del servicio de gas natural por redes. Incorporación del GLP distribuido por redes dentro del beneficio. Próxima implementación de un esquema específico para GLP envasado. Mantenimiento de las mismas condiciones de calidad del servicio que reciben los demás usuarios. Simplificación de la identificación de beneficiarios mediante interoperabilidad de bases de datos estatales.

La decisión también busca reducir costos administrativos. La Secretaría de Energía instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) a adaptar los procedimientos vigentes para incorporar automáticamente a los nuevos beneficiarios y mejorar los mecanismos de validación registral.

La medida se articula con la reciente creación del nuevo Registro Nacional de Entidades de Bomberos Voluntarios bajo la órbita de la Agencia Federal de Emergencias. A partir de ese registro se acreditará la condición necesaria para acceder a los beneficios tarifarios.

El Gobierno apunta a consolidar un esquema de información unificado que permita identificar con mayor precisión a las entidades habilitadas y reducir inconsistencias administrativas que históricamente dificultaban el acceso a los beneficios.

La interoperabilidad entre organismos nacionales también busca disminuir tiempos de gestión y mejorar la trazabilidad de los subsidios indirectos otorgados mediante tarifas promocionales.

Energía, seguridad y competitividad territorial

La discusión sobre tarifas energéticas suele enfocarse en hogares o industrias, pero la resolución pone en evidencia otro componente de la infraestructura económica: los servicios de respuesta ante emergencias.

Los cuarteles de bomberos voluntarios forman parte de la red de seguridad que sostiene actividades productivas, especialmente en regiones con fuerte presencia forestal, agroindustrial o logística. Su capacidad operativa influye directamente sobre la gestión de riesgos empresariales, la prevención de incendios y la protección de activos productivos.

La inclusión del GLP corrige una brecha que generaba tratamientos desiguales entre entidades que prestan el mismo servicio público pero operan bajo diferentes condiciones energéticas.

El próximo paso será la reglamentación específica para el GLP envasado. La Secretaría de Energía deberá definir volúmenes máximos bonificados y criterios de segmentación geográfica y climática. Ese diseño será determinante para medir el alcance real del beneficio en provincias donde las garrafas continúan siendo la principal fuente de abastecimiento energético institucional.

La resolución marca un cambio de enfoque: el acceso a la gratuidad energética deja de depender exclusivamente de la infraestructura disponible y comienza a considerar las particularidades territoriales. Para las economías regionales, esa adaptación puede convertirse en una herramienta concreta para fortalecer instituciones que cumplen un rol clave en la protección de la actividad productiva.

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El RIGI ya supera los US$133.000 millones en proyectos y consolida a la energía y la minería como los grandes motores de inversión

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A menos de dos años de su puesta en marcha, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienza a exhibir la magnitud de la apuesta oficial para transformar la matriz exportadora argentina. Con proyectos presentados por más de US$133.000 millones, el esquema impulsado a través de la Ley Bases se convirtió en el principal vehículo para canalizar inversiones de gran escala en sectores estratégicos, particularmente energía y minería, que concentran prácticamente la totalidad de los capitales comprometidos.

Los datos relevados por la Bolsa de Comercio de Rosario muestran que más del 22% de las inversiones ya obtuvo aprobación administrativa, mientras el resto continúa atravesando distintas etapas de evaluación. El volumen involucrado coloca al régimen en el centro de la estrategia económica del Gobierno nacional, que busca acelerar el ingreso de divisas y ampliar la capacidad exportadora del país mediante proyectos intensivos en capital.

Con foco en energía y minería, el RIGI suma más de US$ 133.000 millones en proyectos presentados (aprobados y en evaluación), con provincias protagonistas como Neuquén y San Juan. Un proyecto de “Súper RIGI” busca sumar inversiones en nuevas industrias.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), incorporado en el marco de la Ley Bases es instrumento para canalizar inversiones de gran escala en sectores estratégicos de la economía argentina. Desde su implementación, las inversiones presentadas al régimen ya superan los US$ 133.000 millones, reflejando el interés de empresas nacionales e internacionales por participar en iniciativas vinculadas principalmente a energía, minería, infraestructura e industria. Del total relevado, más del 22% del capital solicitante ya obtuvo aprobación oficial, mientras que una porción significativa continúa en diferentes etapas de evaluación administrativa.

La composición sectorial de las inversiones muestra un marcado enfoque en actividades asociadas a la minería y energética. En conjunto, estos dos sectores explican más del 99% del monto total presentado al RIGI, consolidándose como los sectores de mayor relevancia dentro del régimen.

En particular, la energía concentra cerca del 64% del volumen de inversiones presentadas, con iniciativas por más de US$ 85.456 millones. Actualmente, el sector registra alrededor de US$ 66.353 millones bajo análisis, mientras que US$ 19.103 millones ya fueron aprobados. Por su parte, la minería lleva US$ 9.952 millones aprobados sobre un total cercano a US$ 46.000 millones. El 22% del capital aplicado al RIGI en energía ya tiene aprobación administrativa, proporción que se ubica en el 21% en el caso de la minería.

Dentro de los proyectos mineros presentados en el marco del RIGI, las iniciativas vinculadas al cobre concentran la mayor parte de las inversiones, con montos comprometidos por aproximadamente US$ 31.500 millones. Este total surge de proyectos de gran escala como El Pachón, Vicuña, Minera Agua Rica (MARA), Los Azules y San Jorge.

No obstante, gran parte de estas inversiones continúa en etapa de evaluación. Del total asociado al cobre, US$ 3.563 millones ya fueron aprobados, mientras que el litio presenta un mayor volumen de capital autorizado, con proyectos aprobados por más de US$ 4.528 millones. Por su parte, el oro y otros proyectos mineros completan el esquema minero del régimen, con inversiones aprobadas cercanas a US$ 1.861 millones.

Dentro del sector energético, los proyectos vinculados a petróleo y gas concentran la mayor parte de las inversiones comprometidas en el marco del RIGI, con montos por aproximadamente US$ 55.300 millones. Las recientes presentaciones de los proyectos LLL Oil y El Trapial por parte de YPF y Chevron apuntalaron fuertemente las solicitudes en este sector. 

Por otro lado, el GNL aparece como el segundo segmento de mayor relevancia, con inversiones aprobadas por US$ 15.156 millones. Esta inversión se concentra exclusivamente en el proyecto de licuefacción de gas natural de Southern Energy, reflejando el interés por impulsar la capacidad de licuefacción y exportación de GNL en Argentina. Asimismo, los proyectos asociados a infraestructura midstream totalizan más de US$ 11.000 millones, combinando iniciativas ya aprobadas y otras aún bajo análisis. En menor medida, también se observan inversiones vinculadas a energías renovables, petroquímicas y procesamiento de gas, completando el mapa energético de proyectos presentados al régimen.

Distribución provincial de las inversiones presentadas al RIGI

Las inversiones presentadas en el marco del RIGI tienen varios protagonistas a lo largo del país. Neuquén lidera el ranking provincial con proyectos por aproximadamente US$ 62.434 millones, equivalente a cerca del 47% del total relevado. En segundo lugar, se ubica San Juan, con US$ 25.000 millones, seguida por Rio Negro con US$ 19.588 millones, concentrando estas dos provincias el 19% y 15% de las aplicaciones al RIGI respectivamente.

En conjunto, estas tres provincias concentran alrededor de US$ 107.000 millones, superando el 80% de las inversiones presentadas relevadas bajo el régimen. La composición sectorial explica buena parte de esta concentración, dado que en dichas jurisdicciones predominan proyectos vinculados a energía y cobre, que implican elevadas necesidades de capital y con una orientación fundamental hacia la generación de exportaciones.

Por detrás aparecen Catamarca, con inversiones cercanas a US$ 9.615 millones, y Salta, con aproximadamente US$ 8.748 millones, aquí con protagonismo de proyectos de litio. El resto de las provincias reúnen en conjunto alrededor de US$ 7.700 millones, mostrando una participación significativamente menor dentro del total presentado al régimen. La distribución geográfica refleja el peso estratégico que poseen las provincias cordilleranas y patagónicas en materia de recursos naturales, infraestructura energética y proyectos exportadores de gran escala.

No debemos perder de vista que existen dos RIGIs muy relevantes para el agro argentino. Primeramente, ya se encuentra aprobada y en ejecución la Terminal Multipropósito Timbúes en Santa Fe, una nueva terminal para el Gran Rosario, el principal nodo portuario agroexportador del mundo. Asimismo, Pampa Energía espera ingresar al RIGI para construir una planta de fertilizantes en el Polo Industrial de Bahía Blanca. Con el denominado proyecto Fertil Pampa podría incrementarse la producción nacional de urea en 2,1 millones de toneladas, aproximándose a duplicar la capacidad productiva del país para este fertilizante estratégico.

En paralelo al avance de los proyectos actualmente presentados bajo el RIGI, el Gobierno nacional envió al Congreso un proyecto de ley para crear un nuevo régimen orientado a promover inversiones en actividades económicas sin desarrollo previo en el país, denominado informalmente “Súper RIGI”.

La iniciativa apunta a proyectos de gran escala, con un piso mínimo de inversión de US$ 1.000 millones, y contempla beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios superiores a los del régimen vigente. Entre las actividades que podrían quedar alcanzadas se mencionan desarrollos de hidrógeno verde, plantas de GNL onshore, infraestructura vinculada a inteligencia artificial y data centers abastecidos con gas natural, además de iniciativas asociadas al agregado de valor de minerales críticos.

El nuevo esquema también busca incentivar industrias vinculadas a la electromovilidad, biotecnología avanzada, infraestructura digital y manufacturas tecnológicas de alto valor agregado. A nivel fiscal, el Súper RIGI aplica una tasa del 15% en el impuesto a las Ganancias. En cuanto a la amortización, este esquema permite un beneficio acelerado: se deduce un 60% durante el primer año y un 20% en cada uno de los dos años posteriores.

En el ámbito del comercio exterior, el llamado Súper RIGI elimina los derechos de exportación desde el primer momento (a diferencia del RIGI, que lo hace recién a partir del tercer año). Además, libera de aranceles a todas las importaciones que sean indispensables para arrancar el proyecto, un marco más amplio que la limitación del RIGI, que solo aplica a bienes de capital e informática.

Por su parte, se elimina progresivamente la obligación de liquidar las divisas generadas por exportaciones de productos adheridos al proyecto: será obligatorio liquidar el 80% de las divisas en el 1° año y el 60% en el 2° año. Finalmente, desde el 3° año no será obligatorio liquidar divisas por estas operaciones.

Por último, para que este nuevo régimen entre en vigencia a nivel local, los gobiernos provinciales y municipales deben adherirse bajo dos condiciones clave: limitar el cobro de Ingresos Brutos a un máximo del 0,5% y garantizar que las tasas municipales no se calculen en base al nivel de facturación.

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Yacyretá: el director paraguayo habló de turbinas con vida útil agotada, pero omitió que la rehabilitación comenzó en 2023

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La situación operativa de la Central Hidroeléctrica Yacyretá volvió a instalarse en el centro del debate binacional luego de que el director paraguayo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Luis Benítez Cuevas, afirmara que las 20 turbinas de la represa tienen su vida útil agotada y que la central fue descuidada durante años. Sin embargo, sus declaraciones omitieron un dato clave: el proceso de rehabilitación integral del parque generador comenzó hace tres años y la primera unidad ya fue completamente renovada, mientras que el programa de recuperación quedó virtualmente paralizado tras cambios de política industrial en Argentina.

Benítez realizó las declaraciones durante un acto en el departamento paraguayo de Misiones, donde la EBY entregó más de 4.600 millones de guaraníes al sector campesino como parte de un programa de fortalecimiento de la agricultura familiar. Allí sostuvo que recibió una entidad en situación financiera crítica y destacó que el acuerdo tarifario alcanzado entre los presidentes Santiago Peña y Javier Milei permitió recuperar capacidad económica para afrontar compromisos financieros y sostener programas sociales.

Según el funcionario paraguayo, la central hidroeléctrica opera actualmente con veinte turbinas cuya vida útil se encuentra agotada. También señaló que durante 2025 se concretó la primera rehabilitación integral de una unidad generadora y anunció que para 2026 están previstas intervenciones sobre otras dos máquinas, además de analizarse la recuperación de seis equipos adicionales.

La afirmación, sin embargo, presenta una inconsistencia cronológica. La primera rehabilitación integral de una unidad generadora no ocurrió en 2025, sino en 2023. La Unidad Generadora N°4 (UG4) fue la primera turbina sometida a un proceso completo de rehabilitación dentro del Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.

Se trató de una intervención de alta complejidad tecnológica que incluyó la renovación integral del conjunto turbina-generador, con el objetivo de extender su vida útil por varias décadas más y garantizar la confiabilidad operativa de la central. La obra fue considerada un hito dentro del plan de modernización aprobado años antes por la conducción binacional.

Luis Benítez, director de la Entidad Binacional Yacyretá

Un programa estratégico que comenzó en 2016

El proceso de recuperación del parque generador no nació durante la actual administración de la EBY. El programa fue diseñado y aprobado en 2016 como una de las principales inversiones de largo plazo para preservar la capacidad de generación de la represa.

La licitación original contemplaba la rehabilitación de seis de las veinte unidades generadoras instaladas en Yacyretá, muchas de las cuales acumulaban más de tres décadas de funcionamiento continuo. La estrategia apuntaba a evitar fallas mayores, mejorar la eficiencia energética y extender la vida útil de los equipos por al menos treinta años adicionales.

La ejecución del programa avanzó con dificultades financieras y administrativas, pero logró concretar la recuperación integral de la UG4. Esa intervención representó la primera modernización profunda realizada sobre una turbina desde la puesta en marcha de la central.

El factor Milei y la incertidumbre sobre las obras

El futuro del plan de recuperación quedó condicionado por los cambios ocurridos en Argentina tras la llegada de Javier Milei a la Presidencia.

La decisión del Gobierno nacional de avanzar con la privatización de IMPSA, empresa mendocina que había resultado adjudicataria en el proceso de fabricación y provisión de componentes estratégicos para la rehabilitación de las turbinas, generó un escenario de incertidumbre sobre la continuidad del programa.

Desde entonces, el proceso de mantenimiento integral perdió ritmo y no se registraron anuncios concretos sobre nuevas adjudicaciones o la reactivación de las obras previstas originalmente. Tampoco existen definiciones públicas respecto del cronograma para completar la recuperación de las restantes unidades contempladas en el plan aprobado hace casi una década.

La situación adquiere relevancia estratégica porque Yacyretá constituye uno de los principales activos energéticos de Argentina y Paraguay. La central aporta una porción significativa de la energía consumida en ambos países y su funcionamiento eficiente resulta clave para sostener la estabilidad del sistema eléctrico regional.

Entre la recuperación financiera y los desafíos estructurales

Las declaraciones de Benítez reflejan una realidad indiscutible: buena parte del equipamiento de Yacyretá se encuentra en una etapa avanzada de desgaste operativo y requiere inversiones millonarias para garantizar su funcionamiento futuro.

Sin embargo, también exponen una disputa implícita sobre la narrativa de la gestión de la represa. Mientras la conducción paraguaya pone el foco en el deterioro heredado y en la recuperación financiera alcanzada tras el nuevo esquema tarifario, los antecedentes técnicos muestran que el proceso de modernización del parque generador ya estaba en marcha antes de la actual administración y que una parte importante de esas obras quedó condicionada por decisiones políticas e industriales adoptadas posteriormente en Argentina.

En ese contexto, el verdadero desafío para la binacional no parece ser demostrar que las turbinas necesitan rehabilitación —un diagnóstico compartido desde hace años por especialistas de ambos países— sino definir cómo financiar y ejecutar un plan de modernización que permita preservar durante las próximas décadas uno de los complejos hidroeléctricos más importantes de América del Sur.

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Privatización de ENARSA: el Gobierno avanza con tres ofertas y activa la fase decisiva por el control de Transener

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El Gobierno dio un paso concreto en la privatización de activos energéticos al aprobar, el 24 de abril mediante la Resolución 540/2026, la preselección de tres ofertas para la venta de las acciones de CITELEC, controlante de TRANSENER. La decisión, firmada por el Ministerio de Economía, ordena avanzar hacia la apertura de las ofertas económicas el 28 de abril a las 10:00. El dato no es menor: se trata de una pieza central del sistema eléctrico nacional. La pregunta que se abre es si este movimiento consolida el esquema de desinversión estatal o si tensiona el equilibrio entre regulación y control de infraestructura crítica.

Del mandato legal a la ejecución operativa

La operación se inscribe en el marco de la Ley 27.742, que declaró a ENARSA sujeta a privatización, y en la estrategia definida por el Decreto 286/2025, que habilitó un proceso por etapas. En esta primera fase, el foco está puesto en la venta del 50 % de participación que la empresa estatal posee en CITELEC, sociedad que controla el 52,65 % del capital accionario de TRANSENER, concesionaria del transporte de energía eléctrica en alta tensión.

El procedimiento elegido —concurso público nacional e internacional— no prevé preferencias para empleados ni programas de propiedad participada. Es una señal clara sobre el tipo de modelo que se busca implementar: apertura competitiva y sin mecanismos de reparto interno.

El 14 de abril se concretó la apertura del Sobre N° 1, con tres ofertas recibidas. Tras el análisis técnico, la Comisión Evaluadora recomendó la preselección de todas ellas, al verificar el cumplimiento de los requisitos del pliego. No hubo impugnaciones dentro del plazo previsto, lo que despeja el camino hacia la siguiente instancia.

Quiénes siguen en carrera y qué está en juego

Los oferentes que avanzan a la etapa económica son tres:

  • CENTRAL PUERTO S.A.
  • El consorcio integrado por EDISON TRANSMISIÓN S.A. y GENNEIA S.A.
  • EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE S.A. (EDENOR)

La resolución no introduce cambios en el esquema del proceso, pero sí formaliza un punto de inflexión: a partir de ahora, la competencia se traslada al terreno de las propuestas económicas, donde se definirá quién accede a una posición clave dentro del sistema de transporte eléctrico.

El activo en disputa no es menor. A través de CITELEC, el futuro adjudicatario tendrá influencia directa sobre TRANSENER y, de manera indirecta, sobre otras compañías vinculadas al transporte eléctrico, incluso con proyección internacional.

Energía, mercado y Estado

El avance del proceso fortalece la hoja de ruta del Gobierno en materia de privatizaciones, con un esquema que combina decisión política y ejecución técnica. La ausencia de impugnaciones en esta etapa sugiere, al menos en lo formal, un proceso ordenado y sin conflictos visibles entre los actores participantes.

Al mismo tiempo, el movimiento reconfigura el mapa de poder en el sector energético. La eventual salida del Estado de una posición relevante en la red de alta tensión abre interrogantes sobre la futura articulación entre operadores privados y organismos regulatorios.

Desde el punto de vista económico, la operación también pone en juego el control de un segmento estratégico del sistema eléctrico, donde la estabilidad operativa y la inversión en infraestructura son variables sensibles. El diseño del proceso —con etapas, evaluación técnica previa y apertura económica diferida— busca reducir incertidumbre, pero no elimina los riesgos asociados a la transición.

La hora de las ofertas y las señales del mercado

El 28 de abril será una fecha clave. La apertura del Sobre N° 2 definirá no solo quién presenta la mejor oferta, sino también qué tipo de valoración hace el mercado sobre activos energéticos en un contexto de reconfiguración estatal.

A partir de ese momento, el proceso entrará en su fase más visible, donde la decisión final tendrá impacto directo en la estructura del sector eléctrico. También será una señal hacia otros procesos de privatización en marcha o en evaluación.

Quedan variables abiertas: el nivel de competencia real entre oferentes, las condiciones finales de adjudicación y el margen de intervención estatal futura. La política energética vuelve a cruzarse con la lógica de mercado, en un terreno donde cada movimiento redefine equilibrios.

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Petrovalle inaugura una estación de servicio en Campo Viera

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Tras un año y medio de obras, la estación de servicio de Petrovalle sobre la Ruta Nacional 14 en Campo Viera se prepara para su inauguración oficial el próximo 9 de mayo. La renovación no sólo moderniza una infraestructura con más de cuatro décadas de historia, sino que se posiciona como una de las inversiones privadas más relevantes del municipio en los últimos años.

“Es un sueño cumplido para los clientes y para el pueblo. En un momento difícil del país, una inversión de este nivel es algo muy lindo de ver”, destacó Diego Da Rosa, encargado de la sucursal, en diálogo con FM Salto Encantado.

La transformación implica un salto significativo en términos operativos. La estación pasó de contar con apenas cuatro picos de carga a un total de 20, lo que permitirá atender la demanda de manera simultánea y reducir los tiempos de espera.

Además, el proyecto incorpora tecnología alineada con las nuevas tendencias del sector. Entre las próximas innovaciones se prevé la implementación del sistema de auto-despacho, una modalidad que ya comienza a expandirse en estaciones de servicio modernas del país.

El rediseño no se limita al expendio de combustibles. La nueva estación suma un sector “Full” que incluirá cafetería, oferta gastronómica y espacios de descanso, pensados tanto para viajeros como para los vecinos de Campo Viera.

Este enfoque busca transformar a la estación en un punto de servicios integral sobre uno de los corredores viales más importantes de la provincia, fortaleciendo su rol como nodo de tránsito y encuentro.

La inversión también tiene un efecto directo en la economía local. Actualmente, la estación cuenta con un equipo de siete trabajadores, número que se ampliará con la puesta en marcha total de los nuevos servicios.

Desde la empresa destacaron que la política de contratación prioriza a trabajadores de la localidad, con el objetivo de generar oportunidades laborales y dinamizar el desarrollo en Campo Viera.

Más allá de su funcionalidad, la nueva estación ya genera impacto en el paisaje urbano. Su diseño moderno y sistema de iluminación nocturna la convirtieron en un punto destacado de la localidad.

“Es la obra más grande que hubo en mi pueblo en muchísimos años. En el contexto actual del país, una inversión de esta magnitud por parte de Petrovalle es algo que la gente valora y agradece”, subrayó Da Rosa.

La inauguración oficial se realizará el 9 de mayo a las 18 horas, mientras que la estación continuará operando con atención las 24 horas.

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