I. Introducción

En el marco del proceso de reordenamiento del sector energético que viene impulsando el Poder Ejecutivo Nacional (en adelante PEN), el 13 de marzo de 2026 se publicó en el Boletín Oficial la resolución 66/26 de la Secretaría de Energía, mediante la cual se dispone la “Reconfiguración del Sistema de Transporte de Gas Natural”, en el contexto de la emergencia energética prorrogada por el decreto 49/26[1].

En este sentido, la resolución presenta un contenido normativo complejo, que articula disposiciones regulatorias, contractuales y tarifarias, cuya implementación efectiva queda sujeta a la actuación posterior del ente regulador.

Asimismo, la norma se dicta en el marco de la instrucción del PEN[2] a la Secretaría de Energía para implementar un programa de acciones orientado a recomponer el funcionamiento del sistema energético bajo condiciones de competencia, libre acceso y sostenibilidad económica.

II. La reconfiguración

La resolución establece, como eje central, la reconfiguración del sistema de transporte de gas natural, cuya instrumentación se canaliza a través de un anexo que forma parte integrante de la norma y que es aprobado por la misma (art. 2). Dicho anexo se divide, a su vez, en tres subanexos.

En el primero de estos se detalla la “Reasignación de la Capacidad de Transporte”, dividiéndose en “Demanda de Capacidad de Transporte por Distribuidora en MM m3/día”, “Contratación de Transporte por Cuenca y GNL en MM m3/día” y “Contratación de Transporte por Distribuidora por Ruta en MMm3/día”. En estos subanexos se detallan las empresas distribuidoras, así como la contratación y capacidades asignadas a cada una.

Respecto del segundo subanexo, se detallan las rutas de transporte de las licenciatarias, específicamente TGN y TGS.

Por último, en lo que respecta a los subanexos, en el tercero de éstos se detallan los lineamientos aplicables para la asignación de capacidad disponible sobre las nuevas rutas de transporte (normas aplicables, plazos, bases de concurso, prioridades de asignación, condiciones de las ofertas y comunicación de la adjudicación).

En definitiva, se trata de un conjunto de directrices orientadas a ordenar la asignación de capacidad en un sistema reconfigurado.

Ahora bien, apartándonos de lo expuesto en el anexo a la norma (cuyo contenido no puede ser soslayado) debe resaltarse que la entrada en vigencia de la reconfiguración no se produce de manera inmediata con la publicación de la norma, sino que se encuentra condicionada al dictado de las medidas necesarias para su operatividad por parte del ENARGAS o del Ente Regulador Unificado de Gas y Electricidad (en adelante ENRGE[3]), en caso de encontrarse en funciones (art. 1 de la resolución 66/26). Esta técnica normativa revela el carácter programático de la resolución, en tanto fija directrices cuya efectividad depende de una ulterior actividad reglamentaria[4].

III. Derogación del programa Transport.Ar y cambio de enfoque regulatorio

Por otra parte, la resolución analizada dispone la derogación del “Programa Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional”, creado por la resolución 67/22 de la Secretaría de Energía.

La medida se justifica en que el programa no logró los resultado esperados y en que “ la discontinuidad del citado Programa, resulta consistente con las disposiciones de la Ley de Bases y Puntos … N° 27.742, … con el propósito de reducir al mínimo la intervención del ESTADO NACIONAL y de recuperar el dinamismo de las inversiones y el desarrollo de infraestructura por iniciativa privada, y brindar mayor seguridad jurídica a las inversiones que se requieren para el logro del abastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo”.

IV. Impacto sobre relaciones contractuales vigentes

Además, otra de las características medidas más importantes de la resolución radica en la incidencia directa sobre contratos administrativos y relaciones jurídicas en curso.

En efecto, mediante la resolución 66/26 se instruye a ENARSA y a CAMMESA a rescindir, dentro del plazo de diez días desde la entrada en vigencia de la medida, el contrato de transporte firme celebrado respecto del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM). Asimismo, se dispone la revisión, modificación o rescisión de toda otra relación contractual en la que ENARSA sea parte y que impida el uso eficiente de las capacidades del sistema.

La instrucción de rescisión especifica incluye: “el Contrato de Transporte Firme suscrito con TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (TGS S.A.) en relación con la capacidad incremental derivada de la construcción del loop de Ordoqui sobre el Gasoducto Neuba II en el marco del Programa Transport.Ar”.

Estas rescisiones se fundamentan en un cambio estructural del sistema de abastecimiento de gas natural, consistente en que la imposibilidad de cubrir la demanda del norte del país mediante producción local, o mediante importaciones desde Bolivia, ha dejado de ser transitoria para adquirir carácter permanente. En consecuencia, los supuestos sobre los cuales fueron celebrados los contratos de transporte mencionados han quedado desactualizados.

V. Revisión del régimen remuneratorio

En paralelo, la resolución introduce directrices orientadas a la revisión del régimen económico del servicio. En este sentido, se instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a promover la derogación del decreto 689/02[5] y la adecuación de las pautas remuneratorias previstas en el decreto 1060/24[6]. Nuevamente el método elegido no es la derogación directa sino programática.

El decreto 689/02 estableció un régimen excepcional para los contratos de transporte y compraventa de gas natural destinados a la exportación, excluyéndolos de las reglas de pesificación y de emergencia económica vigentes en ese momento, en particular las derivadas de la ley 25.561 y del decreto 214/02.

Dicho tratamiento diferencial respondió a un contexto excepcional (propio de la crisis económica de comienzos de la década de 2000) que, según la norma actual, ha sido superado, por lo que la subsistencia de ese régimen especial carece hoy de justificación regulatoria, a la vez que genera distorsiones en el sistema tarifario, ya que establece condiciones diferenciadas para ciertos contratos de exportación pese a que utilizan infraestructura ubicada en el territorio nacional.

VI. El rol del ente regulador en la implementación

A su vez, la resolución asigna un papel central al ENARGAS (o eventualmente al ENRGE) en la implementación del nuevo esquema. En ejercicio de las facultades conferidas por la ley 24.076[7], se le encomiendan una serie de funciones de naturaleza técnica y regulatoria.

Entre ellas, resumidamente se destacan:

1.              la aprobación de los cuadros tarifarios provisorios junto con los porcentajes de gas retenido asociados a las nuevas rutas de transporte[8];

2.              el ejercicio de las facultades de reasignación de capacidad de transporte conforme al marco normativo vigente;

3.              la determinación de los plazos de reasignación y la contractualización de las capacidades reasignadas;

4.              la modificación de los reglamentos de servicio de distribución y transporte para tornar operativa la nueva configuración;

5.              la adecuación de la regulación para integrar las capacidades de transporte (incluidas las de ENARSA) y asegurar la continuidad, confiabilidad y operación unificada del sistema;[9]

6.              La determinación de los nuevos valores de los Cargos Fideicomiso[10][11] conforme al nuevo esquema;

7.              el establecimiento de modificaciones provisorias de los factores de carga para trasladar los nuevos costos a las distribuidoras;

8.              el dictado de las adecuaciones regulatorias e instrucciones necesarias para implementar el reordenamiento dispuesto.

En cuanto a la determinación tarifaria, la norma establece criterios específicos, disponiendo que se consideren las tarifas provisorias vigentes del gasoducto GPM, así como los cuadros tarifarios de transición aplicables a ENARSA[12] y las pautas remunerativas del decreto 1060/24, antes visto, luego de las habilitaciones correspondientes. Incluye, además, a considerar para la determinación mencionada, los costos de operación y mantenimiento de los activos de ENARSA

VII. Conclusión

En consecuencia, la decisión se sustenta en las transformaciones estructurales que ha experimentado el sistema gasífero en los últimos años, las cuales han modificado tanto los patrones históricos de flujo como las condiciones de operación del transporte. En particular, el desarrollo de Vaca Muerta ha reorientado el abastecimiento hacia la Cuenca Neuquina, mientras que la caída de la producción en el norte del país y la disminución del suministro proveniente de Bolivia han alterado de manera significativa la dinámica del sistema, a lo que se añade el uso creciente de GNL para atender los picos estacionales de demanda.

En este escenario, el esquema contractual y operativo vigente (diseñado bajo supuestos hoy superados) evidencia desajustes respecto de la realidad física actual, lo que impone su revisión y adecuación. A su vez, el crecimiento proyectado de la producción, particularmente desde Vaca Muerta, se encuentra condicionado por la disponibilidad de capacidad de transporte, lo que hace necesario definir pautas regulatorias claras, incluyendo aquellas aplicables a las capacidades bajo titularidad de ENARSA.

En suma, la resolución se orienta a consolidar una nueva fase en el funcionamiento del sistema de transporte de gas natural, basada en la redistribución de capacidades, la reconfiguración de las rutas (con la consiguiente modificación de flujos) y la definición de criterios para la asignación de capacidad, con el propósito de adecuar el sistema a su realidad actual y garantizar su desempeño eficiente en el mediano y largo plazo.