Regulación Energética

El Gobierno aprueba un préstamo de USD 400 millones de la CAF para un programa de sostenibilidad del sector energético

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Mediante el Decreto 23/2026, el Poder Ejecutivo aprobó el modelo de contrato de un préstamo por hasta USD 400 millones con la Corporación Andina de Fomento (CAF) para financiar el “Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético”. La medida, firmada el 18 de enero de 2026 y publicada en el Boletín Oficial el 19 de enero, apunta a reforzar el marco regulatorio del sector, mejorar la focalización de los subsidios energéticos y promover la eficiencia en el uso de los recursos, con impacto directo en la política fiscal, la administración de subsidios y la estructura institucional del sistema energético.

La operación se inscribe en la estrategia del Gobierno nacional de avanzar en reformas estructurales del sector energético, bajo un esquema de financiamiento multilateral que, según los organismos intervinientes, presenta condiciones financieras más favorables que las disponibles en el mercado y un impacto macroeconómico acotado.

Un financiamiento multilateral orientado a subsidios, regulación y eficiencia energética

El decreto aprobado establece que la CAF se compromete a asistir financieramente a la República Argentina por un monto de hasta DÓLARES ESTADOUNIDENSES CUATROCIENTOS MILLONES (USD 400.000.000), con el objetivo de cooperar en la ejecución del programa SWAP de apoyo a la sostenibilidad del sector energético.

De acuerdo con los considerandos, el objetivo general del programa es “fortalecer la sostenibilidad del sector energético a través de mejoras en la focalización de los subsidios para la protección de los hogares vulnerables y la promoción de la eficiencia energética”. El diseño del programa se estructura en cuatro componentes claramente definidos:

  1. Fortalecimiento del marco regulatorio e institucional del sector energía.
  2. Mejoras en la focalización de los subsidios energéticos.
  3. Promoción del uso y consumo eficientes de los recursos energéticos.
  4. Otros gastos vinculados a la implementación del programa.

La arquitectura del financiamiento refleja un enfoque sectorial amplio, orientado tanto a aspectos normativos e institucionales como a la gestión de subsidios y al comportamiento de la demanda energética, un eje central en la política económica y fiscal del Estado nacional.

Ejecución, gestión fiduciaria y aval macroeconómico

El Ministerio de Economía fue designado como Organismo Ejecutor del programa, a través de dos áreas específicas. Por un lado, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía, que tendrá la responsabilidad sustantiva en la materia. Por otro, la Dirección General de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales, dependiente de la Subsecretaría de Administración y Normalización Patrimonial de la Secretaría Legal y Administrativa, que estará a cargo de la gestión fiduciaria del programa.

En términos macroeconómicos, el decreto destaca la intervención del Banco Central de la República Argentina (BCRA), que analizó el impacto de esta y otras operaciones de financiamiento con organismos regionales de crédito. Según consta en los considerandos, el BCRA concluyó que la dimensión de la operación “implica un impacto limitado en términos macroeconómicos sobre los flujos de la balanza de pagos internacionales” y que dicho impacto “será acotado y consistente con la dinámica prevista para las operaciones externas”.

A su vez, la Oficina Nacional de Crédito Público del Ministerio de Economía informó que no formuló objeciones al financiamiento requerido, al considerar que “el costo financiero del préstamo de referencia, basado en la información disponible y los supuestos realizados, es inferior al que la República podría obtener en el mercado”. Este aval refuerza el perfil del préstamo como una herramienta de financiamiento considerada conveniente desde el punto de vista fiscal y financiero.

Alcance normativo, facultades delegadas y repercusiones esperadas

El Decreto 23/2026 aprueba un Modelo de Contrato de Préstamo que incluye 24 cláusulas en las Condiciones Particulares, 43 cláusulas en las Condiciones Generales, un Anexo Técnico y un Anexo de Formularios para Operaciones de Manejo de Deuda, lo que da cuenta de la complejidad técnica y administrativa de la operatoria.

La norma faculta al Ministro de Economía, o a los funcionarios que este designe, y al Secretario de Finanzas, a suscribir indistintamente el contrato y la documentación adicional en representación de la República Argentina. Asimismo, autoriza al Ministerio de Economía a acordar modificaciones al contrato, siempre que no impliquen cambios sustanciales en el objeto o destino de los fondos, incrementos en el monto total ni alteraciones en el procedimiento arbitral pactado.

Desde el punto de vista institucional, la medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 99, inciso 1 de la Constitución Nacional, el artículo 53 de la Ley N° 11.672 y el artículo 60 de la Ley N° 24.156 de Administración Financiera, lo que encuadra la operación dentro del marco legal vigente para el endeudamiento público.

En términos de repercusiones, el financiamiento aprobado tiene impacto directo sobre el sector energético, la política de subsidios, la administración fiscal y la gestión regulatoria, con potencial incidencia sobre hogares vulnerables, estructuras tarifarias y la eficiencia en el consumo de energía. Al tratarse de un programa de enfoque sectorial amplio, su implementación será observada de cerca tanto por actores institucionales como por los sectores vinculados a la regulación y al financiamiento del sistema energético.

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Energía prorroga contratos de almacenamiento y busca cerrar 264 MW pendientes en AlmaGBA

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dispuso una prórroga de 60 días hábiles, a partir del 12 de enero de 2026, para la firma de los Contratos de Generación de Almacenamiento adjudicados en la convocatoria “Almacenamiento AlmaGBA”, un programa clave para reforzar la confiabilidad eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La medida, formalizada mediante la Resolución 14/2026, apunta a completar la suscripción de contratos pendientes por 264 MW, sobre una potencia total adjudicada de 713 MW, en un esquema que impacta directamente en la seguridad del suministro, la planificación energética y los costos del sistema.

Un programa estratégico para el SADI y el AMBA

La convocatoria AlmaGBA, autorizada por la Resolución 67/2025, fue diseñada en el marco de la Ley N° 24.065, que establece como objetivos centrales garantizar el abastecimiento eléctrico de largo plazo, promover el uso eficiente de la energía y minimizar los costos para el sistema y los usuarios finales. En ese sentido, el almacenamiento energético se consolidó como una herramienta clave para mejorar la confiabilidad operativa del SADI, especialmente en zonas de alta demanda como el Gran Buenos Aires.

El proceso licitatorio tuvo una respuesta significativa del mercado. El 15 de julio de 2025 se recibieron 27 ofertas, que totalizaron 1.347 MW de potencia ofertada, casi el triple de la potencia objetivo inicial de 500 MW. Tras la evaluación técnica, legal y económica, la Secretaría de Energía adjudicó proyectos mediante las Resoluciones 361/2025 y 384/2025, y decidió ampliar la potencia objetivo en 150 MW adicionales, en función del análisis técnico realizado por CAMMESA y de los beneficios sistémicos asociados.

A la fecha de dictado de la Resolución 14/2026, se habían suscripto 7 contratos, que representan 449 MW, mientras que permanecían pendientes 5 contratos por 264 MW, correspondientes a proyectos adjudicados que aún no completaron la firma.

Prórroga administrativa y fundamentos regulatorios

La prórroga dispuesta responde a solicitudes formales de los adjudicatarios y se encuadra en lo previsto por el Artículo 21.1 del Pliego de Bases y Condiciones (PBC), que fija un plazo de 90 días hábiles para la firma de los contratos, con posibilidad de extensión por decisión de la Autoridad de Aplicación.

En particular, se consideraron pedidos vinculados a procesos de reorganización societaria y a requerimientos administrativos adicionales para cerrar la documentación contractual. La Secretaría evaluó estos planteos como “fundados” y resolvió extender de manera uniforme el plazo para todos los adjudicatarios listados en el anexo oficial.

La norma aclara que la prórroga no modifica aspectos sustanciales del esquema contractual: se mantienen sin cambios la Fecha de Habilitación Máxima, la Fecha de Inicio del Plazo del Contrato, la Fecha Objetivo, el Plazo de Contrato y el Esquema de Pagos hasta la Habilitación Comercial, conforme lo establecido en el Artículo 22.7 del PBC. De este modo, el Estado preserva el cronograma operativo y financiero del programa, al tiempo que otorga flexibilidad administrativa para cerrar las firmas pendientes.

Impacto económico, actores involucrados y escenarios posibles

La decisión tiene implicancias directas para el mercado eléctrico mayorista y para los usuarios del AMBA. Los contratos de almacenamiento, celebrados con EDENOR S.A. y EDESUR S.A. como compradores y con CAMMESA como garante de pago de última instancia, forman parte de un esquema cuyos costos serán trasladados a los usuarios finales de la jurisdicción, tal como fue previsto desde el inicio de la convocatoria.

Los proyectos que aún no han suscripto contrato representan potencias individuales que van desde 22 MW hasta 150 MW, con precios adjudicados que oscilan entre USD 11.290 y USD 12.591 por MW-mes, según el anexo oficial. Completar estas firmas permitiría consolidar una capacidad de almacenamiento relevante para mitigar picos de demanda, reducir riesgos de cortes y optimizar el despacho del sistema.

Desde una perspectiva institucional, la prórroga refuerza el mensaje de continuidad regulatoria y de acompañamiento estatal a inversiones estratégicas, sin alterar las reglas económicas del programa. Al mismo tiempo, introduce un compás de espera que el sector seguirá de cerca, dado que el cierre efectivo de los contratos será determinante para que los proyectos avancen hacia la etapa de ejecución y habilitación comercial.

En términos de escenarios, si la totalidad de los contratos pendientes se firma dentro del nuevo plazo, el programa AlmaGBA alcanzará plenamente la potencia adjudicada de 713 MW, consolidándose como uno de los esquemas de almacenamiento más relevantes del país. En caso contrario, la Autoridad de Aplicación podría enfrentar la necesidad de redefinir plazos o estrategias para asegurar los objetivos de confiabilidad del SADI en el AMBA.

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Misiones extiende la Tarifa Eléctrica Social hasta abril de 2026 para proteger a familias vulnerables

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El gobernador Hugo Passalacqua anunció la prórroga de la Tarifa Eléctrica Social Provincial hasta el 30 de abril de 2026, con el objetivo de mantener la asistencia a los hogares más vulnerables de la provincia. La medida aplica tanto a los usuarios de Energía de Misiones (EDM) como a quienes reciben el servicio a través de cooperativas eléctricas locales, y garantiza una tarifa bonificada para consumos mensuales de hasta 450 kilovatios hora (kWh).

En palabras del mandatario provincial, la prórroga se implementa para “seguir cuidando el bolsillo de las familias misioneras”, un esquema que busca equilibrar la necesidad de proteger a los sectores más sensibles frente a los costos energéticos sin afectar la sustentabilidad del servicio público.

Contexto y antecedentes de la medida

La Tarifa Eléctrica Social Provincial se creó como parte de un programa de subsidio eléctrico destinado a los hogares de menores ingresos, con el objetivo de asegurar la continuidad del suministro eléctrico a precios accesibles. La política busca mitigar el impacto de aumentos de tarifas en los hogares vulnerables y fomentar el acceso universal a la electricidad, especialmente en localidades rurales y semiurbanas donde las cooperativas desempeñan un rol central.

El esquema contempla que los consumos de hasta 450 kWh por mes reciban un descuento significativo, mientras que los excedentes se facturan a tarifa regular. Según datos de Energía de Misiones, este beneficio alcanza actualmente a más de 120.000 hogares en toda la provincia, y se calcula que representa un ahorro mensual promedio de $3.500 por familia, dependiendo del consumo y la localidad.

El gobernador Passalacqua ya había implementado prórrogas similares en 2024 y 2025, en un contexto de incrementos tarifarios nacionales y presiones inflacionarias que afectaron la economía doméstica. Esta continuidad refleja la intención del gobierno provincial de mantener estabilidad en los servicios básicos y evitar impactos directos sobre los ingresos de los hogares más vulnerables.

Impacto económico y social de la prórroga

La extensión del beneficio tiene repercusiones directas en la economía familiar, especialmente en los sectores con menor capacidad de pago. Mantener la tarifa bonificada hasta abril de 2026 permite a las familias planificar sus gastos energéticos y destinar recursos a alimentación, salud y educación.

Por otro lado, el programa implica un esfuerzo fiscal significativo para la provincia, ya que la bonificación se financia a través de recursos de la Administración Provincial de Energía, en coordinación con las cooperativas eléctricas locales. Esta medida también tiene un efecto institucional, fortaleciendo la percepción del gobierno como garante del acceso a servicios públicos esenciales y como actor comprometido con la equidad social.

Analistas locales anticipan que, de mantenerse las condiciones económicas actuales, la continuidad del beneficio hasta abril permitirá evaluar la necesidad de ajustes tarifarios progresivos a partir del segundo trimestre de 2026, asegurando la sustentabilidad financiera del sistema eléctrico provincial.

Proyección y actores involucrados

El beneficio alcanza a los usuarios residenciales de EDM y a los afiliados de cooperativas en toda la provincia, involucrando directamente a los ministerios provinciales de Economía y de Desarrollo Social, además de las autoridades regulatorias de energía. La prórroga es también un mensaje político: apunta a sostener la legitimidad social del gobierno en un contexto de creciente debate sobre la tarificación de servicios públicos en Argentina.

Sectores afectados positivamente incluyen familias de bajos ingresos, barrios rurales y cooperativas de menor escala, mientras que los efectos en los grandes consumidores son indirectos, dado que la bonificación está acotada al límite de 450 kWh. En términos de política energética, la medida refuerza el rol del Estado provincial como garante del acceso equitativo a servicios esenciales frente a dinámicas inflacionarias y tarifarias nacionales.

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El ENRE avaló la cesión de INTESAR a Transener y consolidó la operación de la interconexión Choele Choel–Puerto Madryn

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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobó formalmente la cesión de derechos y obligaciones de Integración Eléctrica Sur Argentina S.A. (INTESAR) a favor de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A., vinculada a la ampliación Interconexión Choele Choel – Puerto Madryn, una línea de 500 kV y 354 kilómetros, mediante la Resolución 811/2025, firmada el 23 de diciembre de 2025 y publicada en el Boletín Oficial el 24 de diciembre.

La decisión del regulador no solo regulariza una situación contractual iniciada hace casi dos décadas, sino que también ratifica la responsabilidad exclusiva de Transener como concesionaria del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión, ordena a CAMMESA que la remunere por la operación y mantenimiento de la obra y le impone el cumplimiento del Plan de Inversiones 2025–2030 por $7.333.701.683, en pesos de mayo de 2025.

Antecedentes contractuales y una cesión pendiente de aval regulatorio

La interconexión Choele Choel–Puerto Madryn fue aprobada por el ENRE en agosto de 2001 mediante el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (Resolución ENRE N° 474/2001). Posteriormente, en 2003 y 2004, el organismo aprobó la documentación licitatoria y la adjudicación de la obra a INTESAR, que quedó constituida como Transportista Independiente (TI) conforme al Contrato COM, firmado el 22 de abril de 2004 con el comitente integrado por Aluar Aluminio Argentino S.A.I.C., Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF).

De acuerdo con ese contrato, INTESAR debía operar y mantener la interconexión MEM–MEMSP, aunque bajo la Licencia Técnica otorgada por Transener, que conservaba la responsabilidad última frente a los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), CAMMESA y el propio ENRE. El esquema contemplaba, además, un período de amortización de 15 años y el pago a Transener de un cargo del 2,5% de la remuneración mensual por tareas de supervisión.

Sin embargo, entre 2006 y 2025, INTESAR y Transener celebraron diversos acuerdos de cesión de derechos, obligaciones, instalaciones y canon de operación y mantenimiento, algunos instrumentados mediante escrituras públicas, que no contaron oportunamente con el consentimiento expreso del ENRE, requisito exigido por el artículo 47.1.2 del Contrato COM. Esa situación derivó en que Transener asumiera la operación y mantenimiento de la línea desde el 1 de marzo de 2006, bajo un esquema que el organismo caracterizó como una “actividad no regulada”, pese a tratarse de instalaciones integrantes del sistema concesionado.

Ratificación del rol exclusivo de Transener y ordenamiento regulatorio

En la resolución, el ENRE fundamenta su decisión en el Contrato de Concesión de Transener, en la Ley N° 24.065, su texto ordenado 2025, y en el Reglamento de Conexión y Uso del Sistema de Transporte aprobado por el Decreto 2743/92. Allí se establece de manera expresa el principio de exclusividad del concesionario del servicio público de transporte en alta tensión, que comprende tanto el sistema existente como sus ampliaciones.

El organismo subraya que, aun cuando Transener haya otorgado licencias técnicas a terceros, las instalaciones de la interconexión forman parte del Sistema de Transporte en Alta Tensión concesionado, y que la transportista es la única responsable frente al Poder Concedente y los usuarios. En ese marco, el ENRE concluye que la facultad y la obligación de operar y mantener la ampliación no derivan de los acuerdos privados con INTESAR, sino de su carácter de concesionaria del servicio público.

Por ello, el artículo 1° de la resolución aprueba la cesión de derechos y obligaciones instrumentada mediante el Acta Acuerdo del 30 de octubre de 2025, mientras que el artículo 2° instruye a CAMMESA a remunerar a Transener conforme los valores horarios aplicables a su equipamiento regulado, a partir de la notificación del acto administrativo.

Impacto económico e inversiones obligatorias hasta 2030

Uno de los puntos centrales de la resolución es la instrucción expresa a Transener para que asuma como propia la ejecución del Plan de Inversiones 2025–2030, aprobado por el ENRE mediante nota del 12 de noviembre de 2025, por un monto total de $7.333.701.683, en pesos de mayo de 2025. El plan forma parte del régimen uniforme de remuneración, calidad del servicio y sanciones que rige para todo el sistema de transporte bajo concesión.

Desde el punto de vista institucional, la medida ordena el encuadre regulatorio de una ampliación estratégica del sistema eléctrico patagónico, asegura la continuidad operativa bajo reglas homogéneas y refuerza la centralidad del concesionario en la gestión del transporte de alta tensión. Para el mercado eléctrico, la decisión despeja incertidumbres contractuales y consolida la remuneración regulada de una infraestructura clave para la interconexión MEM–MEMSP.

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El ENARGAS habilita consulta pública para modernizar el régimen de estaciones de GNC

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El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) abre consulta pública para actualizar el régimen de estaciones de GNC: nuevo marco regulatorio para el sector

ENARGAS dispuso la apertura de una consulta pública de 20 días para actualizar el régimen de estaciones de carga de GNC vehicular y las pautas del seguro de caución obligatorio. La medida, publicada el 26 de noviembre de 2025, apunta a modernizar reglas, reforzar la seguridad operativa y mejorar la fiscalización en un segmento clave de la matriz energética argentina.

Un nuevo marco regulatorio para el GNC: modernización y supervisión reforzada

El ENARGAS oficializó, mediante la Resolución 900/2025 (RESOL-2025-900-APN-DIRECTORIO#ENARGAS), la apertura de un proceso de consulta pública destinado a actualizar el “Régimen para Estaciones de Carga de GNC Vehicular” y las “Pautas Mínimas del Seguro de Caución Obligatorio para Estaciones de Carga de GNC Vehicular”, incorporados como Anexo I e II.

La iniciativa se sustenta en el Informe IF-2025-128790965-APN-GIYN#ENARGAS, elaborado por la Gerencia de Innovación y Normalización. El organismo técnico sostuvo allí que: “…la reforma configura un marco regulatorio mucho más claro, riguroso y moderno, que no solo mejora la transparencia y la fiscalización del sistema, sino que también fortalece la seguridad operacional, y la capacidad de respuesta del ENARGAS y de los actores del sector frente a los desafíos actuales de la industria del GNC vehicular”.

La consulta pública tendrá una duración de 20 días hábiles administrativos, a partir de su publicación en el Boletín Oficial, período en el cual los interesados podrán presentar comentarios formales sin carácter vinculante.

El expediente completo (EX-2025-126509897-APN-GIYN#ENARGAS) queda disponible en la sede central del organismo, ubicada en Suipacha 636 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y en sus delegaciones regionales

Ejes de la actualización: seguridad, responsabilidad y trazabilidad digital

El nuevo régimen propone adecuaciones sustantivas sobre el funcionamiento, control y obligaciones de las estaciones de GNC, los habilitadores, los representantes técnicos y los responsables de mantenimiento.

Entre los aspectos centrales incluidos en los Anexos se destacan:

Refuerzo del sistema de habilitación y control

El régimen actualizado exige: Inspecciones trimestrales obligatorias por parte del habilitador. Actas en duplicado, numeradas y cargadas en el Registro Informático Centralizado (RIC). Envío mensual de todos los registros al ENARGAS dentro de los primeros 10 días hábiles. Se mantiene la posibilidad de auditorías programadas o sorpresivas por parte del ente regulador.

Escala de sanciones claras y graduadas

Las estaciones, representantes técnicos y responsables de mantenimiento podrán recibir: Apercibimiento. Multa. Suspensión de habilitación (1 a 90 días). Inhabilitación definitiva.

Las sanciones se graduarán según gravedad, reiteración, afectación a usuarios y al interés público, y posibles intentos de ocultamiento.

Seguro obligatorio y caución reforzada

Según el Anexo II, todas las estaciones deberán contar con: Seguro de responsabilidad civil con evaluación de riesgo previa a la renovación. Seguro de caución obligatorio, destinado a garantizar el cumplimiento continuo de requisitos técnicos y de funcionamiento durante toda la habilitación.

Control operativo sobre vehículos abastecidos

El régimen especial establece que cada estación debe verificar, previo a cada carga, la vigencia de las obleas obligatorias: Equipo completo para GNC (Res. ENARGAS 3442/2006). VPGN NAG-451. VPGN NAG-452.

El incumplimiento determina prohibición de carga. Las infracciones generan sanciones progresivas que van desde cortes de suministro de 24 horas, 2 días, 5 días, hasta suspensión o inhabilitación definitiva.

Transición hacia el nuevo Ente Regulador de Gas y Electricidad

La resolución cita el Decreto 452/2025, que constituyó el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, previsto por la Ley 27.742. Aunque aún se encuentra en etapa de conformación, el decreto estableció que: “…mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENARGAS (…) y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente”.

En este marco de transición institucional, el ENARGAS ejerce plenamente sus facultades bajo el Artículo 51 de la Ley 24.076 (T.O. 2025), que lo habilita a dictar reglas de seguridad, normas técnicas y procedimientos para el gas natural comprimido.

Además, se destaca la obligación de asegurar la publicidad de las decisiones, incluyendo sus antecedentes, reforzando el principio de transparencia administrativa.

Qué implica la consulta pública para el mercado del GNC

El segmento del GNC vehicular representa un mercado estratégico para el transporte liviano y comercial, con impacto directo en: Inversión en estaciones y mejoras de infraestructura. Costos operativos asociados a inspecciones, seguros y mantenimiento. Niveles de cumplimiento regulatorio y eventuales sanciones. Trazabilidad de equipamiento y certificaciones técnicas.

La actualización normativa tiende a homogeneizar estándares, reducir riesgos operativos y mejorar la capacidad de fiscalización. Para los operadores, el nuevo esquema podría implicar: Mayores costos iniciales por seguros, procesos y controles. Mayor previsibilidad regulatoria y reducción de contingencias sancionatorias. Requerimientos administrativos reforzados (carga digital en el RIC, actas, auditorías).

Las cámaras y actores del sector prevén analizar en detalle los Anexos técnicos para presentar propuestas durante la consulta pública, especialmente en aspectos vinculados a: Plazos de inspecciones. Exigencias documentales. Rangos de sanciones. Requerimientos de almacenamiento y compresión. Esquemas de responsabilidad operativa.

Qué puede cambiar tras la consulta pública

Aunque los aportes no serán vinculantes, el ENARGAS destacó que la participación de los sujetos interesados: “…contribuye a dotar de mayor eficacia al procedimiento, permitiendo evaluar las modificaciones concretas a ser introducidas en la normativa”.

Tras los 20 días hábiles, el organismo deberá: Evaluar las sugerencias recibidas. Ajustar los Anexos I y II en caso de considerarlo pertinente. Publicar —o no— la versión definitiva del marco actualizado.

La resolución marca un punto de inflexión en la regulación del GNC vehicular, en un contexto de modernización institucional y de exigencias crecientes de seguridad en la industria energética.

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