ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS

Ciudad de Buenos Aires, 31/07/2025

VISTO el Expediente N.° EX-2024-126763295- -APN-GDYE#ENARGAS; lo dispuesto por los Artículos 37 y 38 de la Ley N.° 24.076 (T.O 2025) y su Decreto reglamentario; el Numeral 9.4.2.5 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, aprobadas por Decreto N.° 2255/92; y

CONSIDERANDO:

Que el Artículo 37 de la Ley N.° 24.076 (T.O 2025) dispone que: “La tarifa de gas a los consumidores será el resultado de la suma de: a) Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte; b) Tarifa de transporte; c) Tarifa de distribución”.

Que el inciso 5) del Artículo 37 del Decreto N.° 1738/92, reglamentario de la Ley N.° 24.076, prevé que las variaciones en el precio de adquisición del gas serán trasladadas a las tarifas finales al usuario, de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas a las Distribuidoras.

Que el inciso c) del Artículo 38 de la Ley N.° 24.076 (T.O. 2025) establece, entre los principios tarifarios emergentes de la norma citada, que “…el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta Ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes”

Que, por su parte, el inciso d) del Artículo 38 citado prevé que las tarifas “…Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento”.

Que, en este marco, las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD), aprobadas por el Decreto N.° 2255/92, establecieron en el Numeral 9.4.2. el procedimiento para el ajuste por variaciones en el precio del gas comprado.

Que, particularmente y en lo que aquí concierne, el Numeral 9.4.2.5 de las RBLD establece que: “La Licenciataria deberá llevar contabilidad diaria separada del precio y del valor del Gas comprado e incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último valor y el del Gas incluido en la facturación de tales ventas reales, al precio estimado determinado en 9.4.2.4. Las diferencias diarias se acumularán mensualmente y hasta el último día hábil de cada mes del período estacional. Tales diferencias diarias acumuladas, devengarán la tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a 30 días de plazo, vigente el último día hábil de cada mes, desde este día y hasta el último día hábil del período estacional. Si en el transcurso del período estacional, la suma de los montos mensuales no difiriere en más de un 20% de las ventas acumuladas del período estacional, tal suma será incorporada, con su signo, al ajuste de tarifas determinado en 9.4.2. del período estacional siguiente. A tal fin, la suma determinada en el parágrafo anterior, con su signo, se dividirá por el total de metros cúbicos vendidos por la Distribuidora en el período estacional siguiente, pero del año anterior. El resultado de este cociente se adicionará a la expresión G1 definida en 9.4.2.2. ó 9.4.2.6., según corresponda. Si la referida suma supera en valor absoluto el 20% mencionado precedentemente, la Licenciataria podrá presentar a la Autoridad Regulatoria nuevos cuadros tarifarios para su aprobación y registración con el correspondiente recálculo de G1 establecido en 9.4.2.6., los que serán puestos en vigencia en los plazos y condiciones previstos en 9.4.2.4., sin perjuicio del correspondiente ajuste a la tarifa del período estacional siguiente, establecido en el parágrafo anterior”.

Que el mecanismo de traslado de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) pretende resolver las diferencias entre el valor del gas comprado por los volúmenes efectivamente cargados por la Distribuidora por cada contrato o compra spot y el valor del gas incluido en la tarifa, que contempla el precio promedio ponderado de los contratos y los valores de demanda estimados para un período estacional determinado.

Que el 27 de abril de 2020 se publicó la Resolución N.° RESOL-2020-27-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, la cual dispone en su artículo 1° “Derogar la Resolución N.° RESFC-2019-72-APN-GAL#ENARGAS que aprobó la Metodología de Traslado a tarifas del precio de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas”.

Que en oportunidad de aprobar los Cuadros Tarifarios que surgen de lo establecido en los ACUERDOS DE ADECUACIÓN TRANSITORIA DE TARIFAS se entendió que en razón de la mencionada derogación de la Resolución N.° RESFC-2019-72-APNDIRECTORIO#ENARGAS, no se contaba con los lineamientos generales dispuestos para el traslado de las mismas.

Que mediante las Resoluciones N.° RESOL-2024-114-APN-DIRECTORIO#ENARGAS a N.° RESOL-2024-123-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, todas ellas del 27 de marzo de 2024 (B.O. 03/04/24), se instruyó a las distintas Unidades Organizativas del ENARGAS a elaborar un proyecto de normativa de carácter general respecto al mecanismo de traslado de las DDA (Artículo 6° de dichas Resoluciones).

Que mediante Resolución N.° RESOL-2024-780-APN-DIRECTORIO#ENARGAS se dispuso la puesta en consulta pública del proyecto denominado “Procedimiento General de Cálculo y Determinación de las Diferencias Diarias Acumuladas”, que como anexo N.° IF-2024-126806468-APN-GDYE#ENARGAS forma parte de dicha Resolución.

Que, a su turno, cabe tener presente que el Artículo 7° del Decreto DNU N.° 55/23 dispone: “Determínase la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana en el proceso de adecuación tarifaria transitoria, la que se llevará a cabo contemplando las previsiones del ‘Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional’ aprobado por el Decreto N.° 1172 del 3 de diciembre de 2003 y sus modificatorios o bien el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga conforme a su normativa vigente”.

Que, por su parte, la reglamentación de los Artículos 65 a 70 de la Ley N.° 24.076, inciso 10, aprobada por el Decreto N.° 1738/92, prevé la consulta a los interesados en forma previa a la emisión de normas de alcance general.

Que, en ese contexto de consulta pública, se recibieron las siguientes presentaciones u observaciones: ADIGAS (IF-2024-139772115-APN-SD#ENARGAS); Distribuidora Gas del Centro S.A. (IF-2024-138781295-APN-SD#ENARGAS); Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (IF-2024-138787022-APN-SD#ENARGAS); Metrogas S.A. (IF-2024-138940627-APN-SD#ENARGAS); Gas Nea S.A. (IF-2024-139103308-APN-SD#ENARGAS); Camuzzi Gas del Sur S.A. (IF-2024-139120820-APN-SD#ENARGAS); Litoral Gas S.A. (IF-2024-141434149-APN-SD#ENARGAS); Camuzzi Gas Pampeana S.A. (IF-2024-139097638-APN-SD#ENARGAS); Naturgy BAN S.A. (IF-2024-139141759-APN-SD#ENARGAS) y Naturgy NOA S.A. (IF-2024-139139455-APN-SD#ENARGAS).

Que, si bien las opiniones y/o propuestas recibidas en el marco de la consulta pública no revisten el carácter de vinculantes a los efectos del decisorio que adopte esta Autoridad Regulatoria, es menester analizar y ponderar las observaciones realizadas en ese contexto de participación.

Que en las presentaciones de las Licenciatarias y ADIGAS se sostiene que el numeral 9.4.2 de las RBLD regula puntualmente el procedimiento que debe seguirse para trasladar las variaciones del precio de gas comprado a la tarifa, previendo el criterio de precio devengado y no el criterio de precio pagado. Ello en el entendimiento de que el numeral 9.4.2.5 de las RBLD dispone que “La Licenciataria deberá llevar contabilidad diaria separada del precio y del valor del Gas comprado e incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último valor y el del Gas incluido en la facturación de tales ventas reales, al precio estimado determinado en 9.4.2.4”; así se establece que las diferencias entre el precio del gas comprado y el incluido en la facturación de las ventas reales, se devengan y acumulan diariamente, sin establecer ninguna condición de efectivo pago del precio para su consideración/inclusión en el cálculo”.

Que, se añade en las presentaciones, que tanto de acuerdo con el Código Civil vigente al tiempo del dictado de las RBLD (art. 1323), como al actual Código Civil y Comercial vigente (art. 1123), existe compraventa cuando una parte se compromete a transmitir la propiedad de un bien a otra y ésta otra se obliga a pagar un precio por él, con ello existiendo la obligación de pagar el precio cuando tiene lugar una compraventa, para evitar la ganancia o la pérdida que las distribuidoras no pueden experimentar por las variaciones que el precio del gas pudiera tener, debe necesariamente considerarse el precio del gas comprado y no el precio del gas pagado, porque aún, cuando el precio no hubiera sido pagado, la obligación de la distribuidora de pagar el gas comprado permanece inalterable hasta que lo pague.

Que se concluye postulando que ninguna norma del marco regulatorio vigente refiere al gas pagado cuando trata las Diferencias Diarias Acumuladas, sino que sus disposiciones remiten al gas comprado, o ponen el foco en las diferencias del precio acordado, con independencia de si fue pagado o no. Consecuentemente, sostienen, no hay razón entonces para limitar la consideración al gas pagado, pues el mecanismo de “pass through” previsto en el marco regulatorio no lo avala, por lo que exigirlo vía reglamentación estaría excediendo el espíritu del legislador al momento de promulgación de la Ley. La exigencia de pago del precio como condición de inclusión en el cuadro tarifario constituye un requisito que no contiene el marco legal y que contradice al principio de neutralidad previsto en la Ley N.° 24.076.

Que, al momento de dictarse la Resolución N.° RESFC-2019-72-APNDIRECTORIO#ENARGAS, se consideró necesario establecer como pauta de reconocimiento en las DDA, que las obligaciones estuviesen pagadas, como una interpretación válida de la normativa aplicable que permitía que se generara un incentivo regulatorio para que se cumplieran las obligaciones que habían sido postergadas en épocas de emergencia. Como ya se ha expresado, con la derogación de la citada Resolución, por medio de la Resolución N.° RESOL-2020-27-APN-DIRECTORIO#ENARGAS del 27 de abril de 2020, corresponde emitir nuevos lineamientos generales para el traslado de las DDA, considerando el contexto actual en el que se desarrolla la actividad de las distribuidoras a partir del proceso de normalización tarifaria, las condiciones de funcionamiento del sistema y el notorio mejoramiento del comportamiento en las variables del entorno macroeconómico.

Que, reseñado que ha sido lo anterior, y considerando lo establecido en el numeral 9.4.2.5 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución y las normas contables vigentes, las cuales establecen que las registraciones de las operaciones se realicen por el método de lo devengado; así también, el numeral de las RBLD mencionado con anterioridad, le exige a las Licenciatarias llevar una contabilidad diaria separada del precio y del valor del Gas comprado e incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último valor y el del Gas contenido en la facturación de tales ventas reales al precio estimado determinado en 9.4.2.4., no impide que, para el traslado a tarifas, se considere el devengamiento de la obligación, en lugar de su extinción mediante el pago.

Que, así las cosas, es adecuado y fundado, establecer como criterio del procedimiento que debe seguirse para trasladar las variaciones del precio de gas comprado a la tarifa, previendo el criterio de que la obligación se encuentre devengada, con independencia de que se haya satisfecho el pago.

Que, por otro lado, no puede dejar de señalarse que la adopción del criterio de lo devengado, no exime a las Licenciatarias de sus obligaciones contractuales con sus proveedores de gas, en el sentido que el pago por compra del gas no queda extinguido por utilizar el método del devengado para el cálculo de las DDA.

Que, además, dado que las licenciatarias del servicio de distribución resultan responsables de la seguridad del abastecimiento a sus clientes, deviene necesario adoptar en forma oportuna las medidas que desalienten comportamientos comerciales que pongan en riesgo la provisión del servicio, haciendo un efectivo seguimiento de tales comportamientos, de oficio o a instancia de parte interesada.

Que, por otra parte, el texto del proyecto puesto en consulta pública, establece que si los contratos se establecen en precios en dólares estadounidenses (USD) y las facturas de compra y/o adquisición de gas estuvieran nominadas en dicha moneda, se consideraría el tipo de cambio más beneficioso para el Usuario entre la fecha de vencimiento de la factura y la fecha de su efectivo pago por la Prestadora.

Que, establecido que es el criterio de lo devengado, el tipo de cambio a considerarse en operaciones establecidas en dólares estadounidenses, será el tipo de cambio al momento del vencimiento o de pago, si el mismo se realizó antes de éste, ya que la obligación se extingue al momento de su cancelación; y de haberse realizado el pago con posterioridad al vencimiento de la factura, se considerará el tipo de cambio de la fecha de vencimiento contractual, lo que fue planteado por ADIGAS y las Licenciatarias.

Que, adoptado el criterio de lo devengado, carece de sentido establecer un tratamiento diferencial a los saldos impagos por los regímenes de subsidios otorgados por el Estado Nacional.

Que, por otro lado, las Licenciatarias de Distribución y ADIGAS solicitaron que no sea tenido en cuenta el concepto de devolución de gas retenido por estar considerado en la tarifa de transporte, puesto que en el Reglamento del Servicio, Art. 7° de las Condiciones Especiales del Servicio de Transporte Firme e Interrumpible, se dispone que el transportista retiene un porcentaje de gas para su uso como combustible y compensar pérdidas en la línea, y según el Anexo IV de la Resolución ENARGAS 1192/99 si la transportista consumiese menos que el volumen retenido, esta diferencia queda a favor del cargador (distribuidora), en tanto que, si la Transportista consume más del volumen retenido, la diferencia debe ser soportada por ésta.

Que solicitaron a la Autoridad Regulatoria que, al momento del cálculo del “pass through”, no sea tenido en cuenta el concepto de “Devolución de Gas Retenido” antes referido, por encontrarse considerado en la tarifa de transporte y se respete el punto 9.4.2.5. de las RBLD.

Que, dicho lo anterior, corresponde aclarar que dicho concepto sólo se considera a los fines de la determinación de los volúmenes de Gas Natural No Contabilizado (GNNC), por ser parte del gas que se encuentra disponible en “City Gate” para el abastecimiento de sus clientes; además resulta oportuno indicar que en virtud de que el concepto de Gas Natural No Contabilizado (GNNC) se encuentra reconocido dentro de la tarifa de Distribución, como un gasto retribuido, se prevé su remuneración (y la evolución de la misma) sujeto a los mecanismos de adecuación para este componente de distribución (en particular, el mecanismo de adecuación mensual por inflación de tarifas establecido en el Anexo IF-2025-60682966-APN-GDYE#ENARGAS, que forma parte de las Resoluciones N° 361 a 370 del 5 de junio del 2025 ). Así, el concepto de “Devolución de Gas Retenido” no forma parte del volumen sujeto al Procedimiento de Diferencias Diarias Acumuladas y se lo considera, en este marco, sólo para la determinación de los volúmenes correspondientes al GNNC, resultante de la comparación de volúmenes de gas natural recibidos en City Gate y los volúmenes entregados por la Prestadora.

Que, respecto de la determinación de la Suma o Monto de Gas vendido -sostienen las presentantes- que no se debe considerar el componente Gas Retenido incluido en los Cuadros Tarifarios, dado que es parte del costo del Transporte, no debiendo formar parte de la determinación de las DDA.

Que, al respecto, corresponde indicar que el artículo 8° del Decreto N.° 181/2004 establece: “Sin perjuicio de lo dispuesto en el presente artículo, el traslado a las tarifas finales de los servicios regulados de gas por redes de las variaciones en el costo del gas comprado, no deberá importar una afectación de los márgenes de distribución que surjan de la aplicación de esas tarifas máximas reguladas, particularmente en lo referido al efecto del costo del gas retenido por las licenciatarias del servicio de transporte de gas natural”. Por ello, los Cuadros Tarifarios de Distribución, en lo referente al componente de Gas Retenido incorporado en el mismo, presentan dos fuentes de modificación, una variación en el porcentaje de gas retenido de la Distribuidora, producto de su “mix” de transporte reconocido; y variaciones en el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Con lo cual, se entiende oportuno incorporar dicho componente al procedimiento de Diferencias Diarias Acumuladas y por ello se deben considerar los volúmenes y montos de venta y, en contraposición, no detraerse de los montos de compra.

Que, en lo que concierne a la determinación del volumen de gas vendido, indican los presentantes que corresponde utilizar la facturación emitida e informada a esta Autoridad Regulatoria mediante el Protocolo FCU y la aplicación de un método de prorrateo lineal para obtener el volumen consumido asignado a cada mes calendario, por subzona, categoría y niveles de subsidio, de corresponder.

Que, ante ello, debe ponerse de resalto que la metodología en relación a este punto no hace expresa referencia a la base de información a utilizar para el cálculo del Monto de Venta de la Distribuidora. En este sentido, y en tanto la información sugerida resulte consistente con el conjunto de información empleada en el procedimiento, no se encuentra impedimento en utilizar la información que surge del protocolo FCU. En tal sentido, es responsabilidad de la Distribuidora, en virtud de los plazos establecidos para llevar adelante los cálculos por esta Autoridad Regulatoria, que el conjunto de información remitida resulte coherente y consistente entre sí.

Que en las presentaciones se solicita revisar el criterio de dividir el Monto de Diferencias Mensual Actualizado por los volúmenes totales entregados en igual período del año anterior, en caso de que se pueda fundamentar que dichos volúmenes no sean representativos del volumen esperado. En este sentido, citan como ejemplo que esto puede suceder ante un cambio de comportamiento brusco por cuestiones ajenas para la Distribuidora, como la presencia de categorías de usuarios que históricamente son “unbundling” pero que, temporalmente, disponen de servicio completo.

Que, con respecto a este punto, debe indicarse que el Procedimiento de Diferencias Diarias Acumuladas opera bajo el concepto de cuenta corriente por lo que cualquier “desvío” de recaudación, sea a favor del usuario o de la prestadora, con relación al volumen de demanda sobre la cual se distribuye el saldo resultante del cálculo y la demanda real, se recupera en forma actualizada en el siguiente período de cálculo, siempre con la premisa que dicho saldo tienda a cero.

Que, por otro lado, respecto del Punto IV.2.1 inciso iii), habiéndose efectuado nuevos análisis, se reformula la redacción del procedimiento de forma tal que en el referido Punto se considere “la razonabilidad en el marco de las operaciones de despacho”, entendiendo que en ese análisis se tendrán en cuenta, entre otras cuestiones, las características particulares de abastecimiento de cada prestadora y la dinámica del mercado de gas natural.

Que el objeto del Procedimiento General de Cálculo y Determinación de las Diferencias Diarias Acumuladas (el “Procedimiento”) es establecer las premisas, pautas y el procedimiento para el cálculo y determinación de las DDA correspondientes a las adquisiciones y ventas de gas a fin de expresarlas en Pesos ($) por metro cúbico (m3) e incorporarlas a los Cuadros Tarifarios del período estacional siguiente, conforme lo establecido en el Numeral 9.4.2.5. de las RBLD. El “Procedimiento” será aplicable también a las DDA que correspondan por el precio del Gas Propano Indiluido.

Que el “Procedimiento” comprenderá las adquisiciones y ventas de ese gas, producidas a partir del 1° de enero de 2024, siendo el primer período de análisis desde esa fecha hasta el 30 de abril de 2025, cuyos resultados serán reconocidos en los cuadros tarifarios que se emitan a partir del siguiente período estival 2025-2026. Los períodos subsiguientes se analizarán de forma tal que los resultados puedan ser aplicados en los cuadros tarifarios que se emitan en el correspondiente período estacional.

Que, asimismo, el “Procedimiento” establece los principios rectores y las definiciones de los conceptos sobre la materia en análisis.

Que las Prestadoras llevarán una contabilidad diaria y mensual e informaran al ENARGAS el detalle de: (i) los Precios de compra correspondientes al Volumen de Gas Comprado con destino a los Usuarios, desagregados por: precio, cuenca de origen, productor o proveedor, contrato, transportista y subzona tarifaria de destino; (ii) las sumas o montos correspondientes a la venta de gas, desagregados por: precios de venta, subzona tarifaria, categoría de usuario y/o toda otra clasificación a atenderse mediante el mecanismo de DDA; en caso de que esta información no sea provista por la Prestadora, en particular en lo referido a los Precios de compra o contratos que sustenten los precios del Volumen de Gas Comprado, a los fines del “Procedimiento” se considerará que ese Volumen de Gas Comprado fue adquirido a precio CERO ($ 0).

Que es sustancial en el esquema diseñado por el “Procedimiento” que se aprueba en este acto la premisa de que si al momento de la fecha de corte de las DDA existen facturas que se encuentran vencidas e impagas y, como consecuencia de dicha circunstancia se constata, de oficio o por denuncia de terceros, que se encuentra en riesgo total o parcialmente la seguridad del abastecimiento en el área de la Prestadora, el ENARGAS iniciará el procedimiento sancionatorio pertinente contra la Prestadora responsable.

Que, las Prestadoras presentarán la totalidad de la información al ENARGAS con TREINTA (30) días de anticipación al inicio del período estacional siguiente, con la correspondiente documentación respaldatoria, conforme los protocolos y/o requerimientos que realicen las unidades organizativas del ENARGAS. Ello, sin perjuicio, cuando correspondiere, de una adecuada estimación a fin de presentarse en los procedimientos públicos de participación ciudadana, conforme lo determine el ENARGAS. Debe puntualizarse que la falta de presentación de la información en tiempo y forma facultará al ENARGAS a no considerarla para el cómputo de las DDA en análisis y a tenerla en cuenta, de corresponder, para el período estacional siguiente, computándose la actualización sólo desde la fecha de presentación de la misma.

Que el ENARGAS recibirá la información de las Prestadoras y la consolidará sobre una base mensual. Luego controlará, verificará, validará y finalmente determinará, según corresponda: el Volumen de Gas Inyectado, el Volumen de Gas Comprado, la Suma de Gas Comprado, el Volumen de Gas Vendido, la Suma de Gas Vendido; y, por último, el Monto de Diferencia Mensual y el Monto de Diferencia Mensual Actualizado.

Que, a efectos de determinar el Volumen de Gas Inyectado, se tendrán en consideración: (i) los volúmenes diarios de inyección de gas conforme los contratos y/o transacciones debidamente informadas necesarios para asegurar el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento (conf. artículo 38 inc. d) de la Ley N.° 24.076 – T.O. 2025); (ii) los desbalances, ajustes y otras cuestiones operativas que las Prestadoras informen oportuna y debidamente, así como los volúmenes de gas spot comprados; y (iii) la razonabilidad en el marco de las operaciones de despacho, entendiendo que en ese análisis se tendrán en cuenta, entre otras cuestiones, las características particulares de abastecimiento de cada prestadora y la dinámica del mercado de gas natural.

Que, una vez determinado el Volumen de Gas Inyectado, se detraerá el volumen que corresponda de Gas Retenido de acuerdo a los porcentajes teóricos de cada ruta de transporte, y se considerarán las devoluciones correspondientes de las transportistas, a fin de determinar el volumen de gas entregado en City Gate con el cual se determinará el volumen de Gas Natural No Contabilizado.

Que, en lo que respecta al Volumen de Gas Inyectado se le detraerá entonces el Volumen de Gas Natural No Contabilizado. Con ello, el ENARGAS determinará el Volumen de Gas Comprado a los fines del posterior cálculo, cómputo y determinación de las DDA.

Que, en lo que concierne al Volumen de Gas Vendido, esta Autoridad Regulatoria determinará el mismo a partir de la información presentada por las Prestadoras.

Que, una vez establecidos el Volumen de Gas Comprado y los Precios de compra, el ENARGAS determinará la Suma de Gas Comprado; asimismo, establecidos el Volumen de Gas Vendido, los Precios de venta, los valores de las DDA y el componente Gas Retenido incluidos en los Cuadros Tarifarios, el ENARGAS determinará la Suma de Gas Vendido. De esta manera, a partir de la diferencia entre la Suma de Gas Comprado y la Suma de Gas Vendido, el ENARGAS determinará para cada Prestadora el Monto de Diferencia Mensual, consolidado sobre una base mensual, por subzona tarifaria y tipo de usuario, si correspondiere.

Que, respecto de la actualización del monto de diferencia mensual, el mismo operará desde la fecha de vencimiento de la obligación o la fecha de la conversión en pesos, en caso de obligaciones en moneda extranjera, tomando en consideración la tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a treinta (30) días de plazo, hasta el anteúltimo día hábil del mes inmediato anterior a la entrada en vigencia del siguiente período estacional.

Que conforme lo previsto en el Considerando anterior, una vez determinado el Monto de Diferencia Mensual y su correspondiente actualización, se procederá a consolidar el Monto de Diferencia Mensual Actualizado y a dividir este último por una estimación de los volúmenes totales a entregar en cada subzona a los Usuarios durante el período estacional siguiente, para incluirlos en los Cuadros Tarifarios correspondientes.

Que, para la estimación de los volúmenes totales a entregar por cada Prestadora en el período estacional siguiente se considerarán los volúmenes totales por subzona, de corresponder, entregados a los Usuarios en igual período del año anterior.

Que el Servicio Jurídico Permanente de esta Autoridad Regulatoria ha tomado la intervención que le corresponde.

Que, por el artículo 1° del Decreto N.° 452 del 4 de julio de 2025 (B.O. 07/07/2025) se constituyó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD, creado por el artículo 161 de la Ley N.° 27.742, el que deberá comenzar a funcionar dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días corridos desde su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio. Sin perjuicio de ello, conforme su artículo 19, hasta tanto se apruebe su estructura orgánica “…mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (…) 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 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 b), e) y x) de la Ley N.° 24.076 - T.O. 2025, en los Decretos DNU N.° 55/23, N.° 1023/24, N.° 370/25 y N.° 452/25, y la Resolución N.° RSOLU-2023-5-APN-SE#MECN.°.

Por ello,

El INTERVENTOR DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Aprobar el “Procedimiento General de Cálculo y Determinación de las Diferencias Diarias Acumuladas” que, como Anexo N.° IF-2025-82926260-APN-GAL#ENARGAS, forma parte de la presente medida.

ARTÍCULO 2°.- Determinar que el Procedimiento General de Cálculo y Determinación de las Diferencias Diarias Acumuladas, que se aprueba en el presente acto, comprenderá las adquisiciones y ventas del gas, producidas a partir del 1° de enero de 2024, siendo el primer período de análisis desde esa fecha hasta el 30 de abril de 2025, cuyos resultados serán reconocidos en los cuadros tarifarios que se emitan a partir del siguiente período estival 2025-2026. Los períodos subsiguientes se analizarán de forma tal que los resultados puedan ser aplicados en los cuadros tarifarios que se emitan en el correspondiente período estacional.

ARTÍCULO 3°.- Notificar a las Licenciatarias del Servicio Público de Distribución de gas natural y a Redengas S.A.; en los términos del Artículo 41 del Decreto N° 1759/72 (T.O. 2017).

ARTÍCULO 4°.- Comunicar, publicar, registrar, dar a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y cumplido, archivar.

Carlos Alberto María Casares

NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-

e. 01/08/2025 N° 54492/25 v. 01/08/2025