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ENERGIA Y COMBUSTIBLES
Comisión PermanenteOf. Administrativa: Piso P01 Oficina 131
Secretario Administrativo DRA. FERREIRO MARÍA CECILIA
Martes 17.00hs
Of. Administrativa: (054-11) 6075-2119 Internos 2119/18
ceycombust@hcdn.gob.ar
PROYECTO DE LEY
Expediente: 3396-D-2017
Sumario: "TARIFA ELECTRICA DIFERENCIAL PARA LA REGION COMAHUE - TED COMAHUE -". CREACION.
Fecha: 26/06/2017
Publicado en: Trámite Parlamentario N° 76
LEY DE CREACIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA DIFERENCIAL PARA LA REGIÓN COMAHUE.
CAPÍTULO I
DE LA TARIFA ELÉCTRICA DIFERENCIAL.
Artículo 1°. - Creación. Establécese una Tarifa Eléctrica Diferencial para la Región Comahue, en adelante TED Comahue, dirigida a todos los Usuarios y Agentes que operen en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y que pertenezcan a la región Comahue.
Artículo 2º. - La TED Comahue se aplicará sin perjuicio de otros esquemas de ventajas y/o beneficios tarifarios implementados o a implementarse, los que en ningún caso operarán como impedimento a la operatividad de lo establecido en la presente ley.
Artículo 3°. - Definición. Para los alcances de la presente Ley la Región Comahue estará conformada por las Provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa, en consonancia a lo definido por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA).
Artículo 4°. – De la Tarifa Diferencial. La TED Comahue se aplicará de la siguiente manera:
• Para aquellos usuarios cuya demanda de potencia no supere los diez kilovatios (10 kW) y sean identificados como residenciales en los correspondientes cuadros tarifarios, el consumo de sus primeros 150 kWh/mes (consumo TED Comahue Residencial) serán gratuitos. El consumo mensual excedente del “consumo TED Comahue Residencial” será computado según los precios estabilizados de referencia de la energía que aprueba la Secretaría de Energía de la Nación.
• Los usuarios cuya demanda de potencia sea menor a diez kilovatios (10 kW) y sean identificados como no residenciales en los correspondientes cuadros tarifarios, accederán a un descuento del treinta por ciento (30%) sobre los precios estabilizados de referencia de la energía que aprueba la Secretaría de Energía de la Nación.
• Los usuarios cuya demanda de potencia sea mayor a diez kilovatios (10 kW) y menor a trescientos kilovatios (300 kW) accederán a un descuento del cuarenta por ciento (40%) sobre el Precio de Referencia de la Potencia y sobre los precios estabilizados de referencia de la energía que aprueba la Secretaría de Energía de la Nación.
• Los usuarios cuya demanda de potencia sea mayor a 300 kW accederán a un descuento del treinta por ciento (30%) sobre el Precio de Referencia de la Potencia y sobre los precios estabilizados de referencia de la energía que aprueba la Secretaría de Energía de la Nación.
CAPÍTULO II
DE LA AUTORIDAD DE APLICACIÓN
Artículo 5º.- Autoridad de Aplicación. El Poder Ejecutivo de la Nación determinará la Autoridad de Aplicación de la presente Ley.
Artículo 6º.- Funciones. Serán funciones de la Autoridad de aplicación:
a) Coordinar acciones con los distribuidores, generadores y transportadores que operen en la Región Comahue con el fin de hacer llegar los beneficios de la TED Comahue a la totalidad de usuarios de dicha Región;
b) Crear los procedimientos normativos y administrativos necesarios para cumplir los designios de la presente Ley;
c) Materializar y resguardar el cumplimiento del carácter promocional que deberá tener la TED Comahue, mediante las facultades que le son inherentes.
CAPÍTULO III
DISPOSICIONES GENERALES.
Artículo 7º.- Implementación. La Secretaría de Energía de la Nación coordinará con las empresas y cooperativas distribuidoras y los respectivos entes reguladores provinciales de la electricidad en la Región Comahue las formas de implementar la tarifa diferencial.
Artículo 8º: Financiamiento. El Poder Ejecutivo Nacional, a través de los mecanismos que él designe, dispondrá las partidas presupuestarias necesarias para cumplir con los objetivos de la presente Ley.
Artículo 9º.- Entrada en vigencia. En la próxima Programación Estacional elevada por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) y aprobada por la Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación, posterior a la sanción de la presente Ley, la Autoridad de Aplicación deberá hacer efectiva la aplicación integral de la TED Comahue.
Artículo 10.- Invitación. Invítase a las Provincias de Río Negro, Neuquén y La Pampa a dictar normas similares a la presente Ley en cuanto a la implementación de Tarifas Diferenciales para el costo del Valor Agregado de Distribución (VAD).
Artículo 11.- De forma.
FUNDAMENTOS
Señor presidente:
Complejo hidroeléctrico y tarifa Comahue.
El surgimiento y expansión del sector eléctrico en Argentina se debió centralmente a la necesidad de contar con oferta energética para atender el proceso de sustitución de importaciones al que había ingresado el país después de la crisis del 30. La participación estatal se materializó a través de organismos y empresas públicas que nacieron para responder a los desafíos y oportunidades que presentaba el nuevo escenario. Así se crearon empresas públicas para promover el sector, permitiéndole al Estado avanzar en la producción energética, convertir en servicio público a la distribución y procurar que el servicio llegase a todos los rincones del país.
En el año 1947 el Gobierno Nacional creó Agua y Energía Eléctrica, para desarrollar un sistema de generación, transporte y distribución de energía hidroeléctrica para la Argentina. Veinte años después y con el fin de mejorar las condiciones de abastecimiento energético, el Estado Nacional emprende la construcción y operación de grandes represas y para cumplir con tales propósitos creó Hidroeléctrica Norpatagónica (HIDRONOR) mediante el dictado de la Ley N°17318 de 1967. El principal objetivo propuesto fue la construcción del complejo hidroeléctrico El Chocón - Cerros Colorados a efectos generar energía eléctrica para atender la demanda regional y, en especial, las zonas del Gran Buenos Aires y Litoral. Esto último fue posible mediante la construcción del sistema de transmisión de 500 KV hasta Buenos Aires.
La construcción de la obra se realizó dentro de los plazos y costos previstos. Fue el primer eslabón de una serie de aprovechamientos hidroeléctricos como Planicie Banderita, Futaleufú y Salto Grande; al mismo tiempo comenzaba a operar las dos líneas de extra alta tensión de 500 KW, constituyendo el comienzo del futuro Sistema Interconectado Nacional. Con el paso del tiempo HIDRONOR dio impulso a otros proyectos y centrales; Alicura, Piedra del Águila, Pichi Picún Leufú, Arroyito y Cerros Colorados.
El conjunto de centrales de la empresa Hidronor S.A. conformaban la única reserva hidroenergética significativa en el Sistema Interconectado Nacional, con capacidad de desplazar generación eléctrica estacionalmente y contribuir a un despacho económico con el consiguiente ahorro de combustibles sólidos y gaseosos.
El aprovechamiento energético de la cuenca de los ríos Limay y Neuquén fue uno de los principales factores endógenos del desarrollo regional de la norpatagonia. La empresa HIDRONOR fue emplazada en la Ciudad de Cipolletti, lugar de localización de otros organismos públicos y privados vinculados al sector energético. Lo que le imprimió una impronta específica y, sobre todo, el desarrollo y maduración de capacidades en materia de estudio, desarrollo, construcción y mantenimiento de grandes represas.
En ese contexto se fijó la denominada TARIFA COMAHUE como tarifa diferencial para los usuarios localizados en las adyacencias de las represas. La tarifa estaba prevista en la Ley 17574 de creación de Hidronor. En su artículo 12, modificado por la ley 19.955, y el artículo 13 del Convenio de Concesión aprobado por la misma norma, establecen una tarifa denominada TARIFA COMAHUE. La misma fue ratificada por las leyes 20.050 y 23.411 haciéndola extensiva, además del complejo El Chocón - Cerros Colorados, a los complejos Alicopá y Limay Medio. Esta era la única ventaja comparativa real que tenía la zona que, mediante la utilización de sus recursos, naturales, proveía energía eléctrica a todo el país a través del sistema interconectado nacional.
A partir de la profunda transformación del sistema eléctrico nacional iniciada en 1989 la TARIFA COMAHUE fue lisa y llanamente eliminada. Desde entonces la región productora y proveedora neta de energía eléctrica debe entregarla al sistema interconectado nacional y recomprarla, en el mismo lugar, a un precio varias veces superior.
Transformación del sector eléctrico nacional.
El modelo de gestión estatal que había predominado históricamente, más allá de diferentes vaivenes y oscilaciones, fue completamente desmembrado en la década de 1990. Hasta la sanción de la ley 24065 (enero de 1992), que estableció un nuevo régimen de la energía eléctrica, el sector eléctrico nacional operaba en un esquema de integración vertical en empresas de propiedad pública que participaba en todos los segmentos de la actividad eléctrica. Este proceso de transformación y reorganización con la privatización de empresas estatales se articuló en tres segmentos de la actividad eléctrica; generación, transporte y distribución.
Marco de referencia.
El marco de referencia para comprender la transformación del sector eléctrico nacional está dado por la Ley 23696 de Reforma Estado y privatización de servicios públicos, sancionada el 17 de agosto de 1989. Y en particular por el Pacto Federal Eléctrico, suscripto entre el Gobierno Nacional y los Estados Provinciales el 29 de noviembre de 1989.
Pacto federal Eléctrico.
Uno de los objetivos centrales del Pacto Federal Eléctrico, fue crear las condiciones para que en todo el ámbito nacional se aplique a los usuarios finales, tarifas similares para iguales modalidades de consumo. Es decir, unificar tarifas mayoristas y minoristas en todo el país. Otro aspecto considerado prioritario fue la modalidad de comercialización de la energía eléctrica a nivel mayorista. Ambos objetivos estaban íntimamente relacionados y apuntaban al ajuste y convergencia tarifaria.
Como consecuencia de ello, comenzaron a implementarse una serie de cambios en la modalidad de comercialización de la energía eléctrica y se adecuaron las metodologías utilizadas. Se consideró como inadecuada a la metodología de las transacciones económicas basada en la comercialización de los sobrantes de energía y potencia. Se estimó como conveniente para cumplir con los objetivos del Pacto Federal Eléctrico implementar un sistema de transacciones económicas donde se comercialice la totalidad de la energía generada por las empresas integrantes del Despacho Único de Cargas, como así también la potencia que cada una ponga a disposición del sistema.
Normativa de desregulación y privatización del sistema eléctrico.
En ese contexto y en línea con los cambios propuestos, el puntapié inicial fue dado por la sanción da la Resolución 165 de diciembre 1989 de la Secretaría de Energía dependiente del Ministerio de Obras y Servicios Públicos de la Nación. Reemplazó la metodología vigente hasta ese momento para el cálculo de las Transacciones Económicas entre empresas integrantes del Despacho Unificado de Cargas. Las empresas venderían al Sistema Interconectado Nacional toda la energía neta generada y los importes a pagar por las empresas debían afectarse por un factor de corrección que tenga en cuenta las características del mercado y la diversidad de costos asociados a la etapa de distribución. La nueva metodología proponía unificar o acercar los precios de las distintas regiones. Dejando atrás criterios relacionados a las capacidades endógenas de algunas economías regionales en materia de generación de energía, tales como Comahue (tarifa Comahue) o Mendoza (tarifa Nihuil). Así mismo incorporó los costos asociados a las líneas de transmisión de energía que por entonces formaban parte de la red de interconexión del sistema. Es decir que todas las empresas integrantes del Sistema Interconectado debían asumir los costos de transmisión, incluidas las localizadas en zonas cuyo suministro no dependía de la transmisión a través de líneas de media y larga distancia.
El factor de corrección sufre una serie de adecuaciones en el sentido señalado y tendrá una incidencia decisiva al licuar las ventajas con la que contaban los usuarios localizados en la zona productora y proveedora neta de energía.
En mayo de 1991 la Resolución 193 del Ministerio de Economía de la Nación ratifica el ajuste tarifario y sostiene la necesidad de lograr un mayor acercamiento de los precios de venta en bloque a los Entes Provinciales abastecidos por Agua y Energía Eléctrica Sociedad del Estado y los aplicados a las empresas directamente vinculadas al Despacho Unificado de Cargas. Con esa finalidad modifican los factores de corrección aplicados a los valores a pagar por las empresas. De esa manera, gradualmente, se materializa el objetivo perseguido tendiente a disminuir las diferencias existentes entre las tarifas que se aplican en las distintas regiones, para los Entes Distribuidores (Régimen de la Resolución ex Ministerio de Obras y Servicios Públicos Nro. 1185/83). A medida que se produce la convergencia o acercamiento de los precios se pierde el diferencial tarifario que existía en virtud del factor de localización. Modificando sustancialmente la relación entre las tarifas de la región Comahue y la zona del Gran Buenos Aires.
El Decreto 634 de abril de 1991 es la antesala del nuevo marco del sistema eléctrico que será sancionado un año más tarde en el Congreso Nacional. El decreto establece los lineamientos generales para la reconversión del sector eléctrico. Define la estructura del mercado eléctrico: mercado mayorista y usuarios finales. Al mismo tiempo se separaron las funciones de generación, transporte y distribución. Todo ello y según los considerandos de la normativa, en miras a recrear un más libre funcionamiento de los mercados, la competencia, la eficiencia y la incorporación de capital privado de riesgo al sistema eléctrico. Adelanta la reestructuración de Hidronor y Agua y Energía.
Atento a estas disposiciones se dicta la Resolución 38 de julio de 1991. Introduce aspectos fundamentales en lo que respecta al sistema físico del mercado eléctrico mayorista, organismo encargado del despacho y el sistema de comercialización y precios. En su Artículo 1 divide el MEM en tres segmentos independientes que desde entonces serán operados por el sector privado. Y avanza en aspectos que más tarde, quedaran consagrados en la Ley 24064. En efecto, el Artículo 7 de la mencionada Resolución introduce el concepto de unidades de negocios. Postula como unidades de negocios, cualquiera sea la empresa, cada uno de los centros de generación, transporte y distribución y las instalaciones afectadas a operación y despacho. Instruye a Agua y Energía e Hidronor a identificar sus unidades de negocio. Sin lugar a dudas, los aprestos para la privatización del sector eléctrico nacional se aceleraban a través de la normativa y decisiones del Poder Ejecutivo Nacional.
Con las incorporaciones de grandes emprendimientos hidroeléctricos, se había dinamizado la comercialización de energía entre los generadores y los distribuidores. El sistema interconectado se fue configurando por la incorporación de líneas y estaciones transformadoras, constituyendo enlaces entre centros de generación eléctrica y la zona del Gran Buenos Aires. Así, progresivamente se organizó el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), definido como el punto de contacto entre la oferta y la demanda de energía eléctrica en tiempo real, y si bien se encontraba disperso por casi todo el país, su ubicación geográfica coincide con el centro de carga del sistema (área Gran Buenos Aires-Litoral).
Con la sanción del Decreto 1132 de junio de 1991 la Tarifa Comahue queda expresamente eliminada (art. 1). Según el Decreto era imprescindible establecer tarifas no discriminatorias que reflejan costos de eficiencia. La Tarifa Comahue, según la normativa, respondía a un concepto diferente al de la pretendida eficiencia y se la consideraba como subsidio.
Lo cierto es que antes de la sanción del Decreto 1132, la tarifa Comahue era casi inexistente en razón de una metodología tarifaria, perfeccionada mediante distintas normas, con un componente arbitrario a favor de la zona receptora de la energía en desmedro de las zonas productoras y proveedora.
Tanto la sanción de la Resolución 193 como el Decreto 1132, motivaron presentaciones de Diputados y Senadores de las Provincias de Neuquén y Río Negro manifestándose en algunos casos por el sostenimiento de la tarifa y en otros, especialmente después de la sanción del Decreto1132, por la disconformidad y rechazo de tales medidas.
La ley 24.065 estableció el marco normativo o Régimen Nacional de la Energía Eléctrica, regulando el mercado eléctrico argentino en todos sus niveles: Generación, Transporte y Distribución de la Energía Eléctrica, y en particular, para el sector de distribución la manera en que las empresas determinaran las tarifas a cobrar a los usuarios del servicio.
Conforme a lo dispuesto por la ley 24065, la Secretaría de Energía Eléctrica entonces dependiente del Ministerio de Economía, Obras y Servicios Públicos, mediante la resolución 61 de abril de 1992 perfecciona los procedimientos tendientes a la definitiva organización del sistema eléctrico en lo que respecta a sus aspectos medulares tales como la elaboración de nuevos procedimientos para el cálculo de precios para el mercado eléctrico mayorista.
En el ANEXO I (Los procedimientos para la programación de la operación. El despacho de cargas. Y el cálculo de precios, según artículo 36 de la ley 24065) se fijan aspectos que serán determinantes en elaboración del nuevo modelo tarifario. Define el despacho ÓPTIMO en el centro de carga del sistema ubicado en GBA e incluye no sólo los costos de operación de las máquinas sino también el costo de vinculación entre la generación y la demanda con el centro de carga. Como resultado de este despacho se obtiene el Precio del Mercado (PM). Por otra parte, el artículo 28 (Capítulo VI) de la Resolución 61 calcula los Factores de Nodo y Adaptación de los puntos de entrada/Salida del Mercado Eléctrico Mayorista, en relación al nodo EZEIZA que se considerará Centro de Carga del Sistema.
De esta manera queda perfeccionado un modelo que define como centro de carga del sistema un punto geográfico localizado en la zona GBA (Ezeiza), en tanto la zona generadora tiene tarifas afectadas por costos de transporte y perdidas de energía. Pero el punto es que el modelo no refleja lo que en la realidad ocurre; la energía generada y consumida en Comahue no viaja efectivamente al centro de cargas EZEIZA. Por lo tanto, no sufre perdidas, como si ocurre con la energía transportada hasta las zonas consumidoras ubicadas a grandes distancias. Es decir que a la zona generadora se le fijó un modelo tarifario que incluye costos de eventos que no ocurren en los hechos.
En resumidas cuentas y en virtud de todo lo sostenido, creemos que el modelo tarifario debe ser comprensivo de las capacidades endógenas más notorias de las regiones. De lo contrario, se perpetúan preferencia hacia las zonas consumidoras.
Mediante el proyecto que traemos a consideración proponemos establecer valores de nodos para los Agentes del MEM radicados en la región Comahue que no superen 0,8100; reflejando de ese modo la condición de zona exportadora neta tal como lo prevé la normativa vigente que con el correr del tiempo se fue distorsionando.
El propósito final es el de trasladar a los usuarios finales las diferencias obtenidas a partir de la TE Comahue en atención a las ventajas comparativas o factor de localización existente. Es necesario transparentar esas situaciones ya que, de lo contrario, la distorsión señalada establece subsidios ocultos hacia la zona que son estructuralmente demandantes.
Muchos de los argumentos expuestos en el presente proyecto fueron planteados a partir de 1989 por representantes de distintos sectores del campo gremial, empresario, institucional de la región Comahue. Más específicamente, en oportunidad de debatirse en el Congreso de la Nación el nuevo marco de la energía eléctrica nacional, los representantes regionales señalaron a través de despachos en minoría (inciso d, artículo 56, Despacho en minoría 1928 de la Comisión de Energía y Combustibles) que las bases tarifarias deben respetar el principio que las zonas adyacentes a grandes centrales de generación deben tener tarifas que respeten esa ventaja económica.
Comahue, energía y potencial endógeno.
La región Comahue produce el 20 % de la energía nacional y consume solo el 4 %. Lo que la convierte en una región proveedora (exportadora) neta de energía a otras zonas del país.
No se trata de una situación coyuntural. Es un aspecto estructural ya que desde la década del 70 aporta, en proporciones variables, mucho más de lo que consume.
Esta condición de región proveedora tiene particularidades que resulta necesario destacar. El 75 % del total de la energía producida en la región proviene de fuentes renovables (hidroeléctrica). Representando un caso atípico si tenemos en cuenta la composición de la matriz energética nacional, sustentada en combustibles fósiles (85%).
La electricidad resultante de la generación hidroeléctrica suele ser más económica que cualquier otra fuente. Más aun cuando las represas en su mayoría están amortizadas. Es decir, la región genera a costos razonablemente bajos, pero paga el costo generado por el ingreso de centrales más ineficientes y, además, provenientes de fuentes fósiles con las externalidades negativas conocidas.
También debemos incluir la condición de reserva energética, representada por los embalses de agua. A diferencia de las represas binacionales, que son represas de paso ya que producen energía con el paso del agua, pero no cuentan con el reservorio de agua (espejo de agua).
Si miramos el futuro, todo parece indicar que las capacidades y obras de infraestructura para incrementar la generación de energía a partir de la hidroelectricidad se van a concretar en virtud de proyectos que en algunos casos cuentan con importantes grados de avance. Al igual que el incipiente desarrollo de fuentes renovables de energía eólica en las tres provincias que forman parte de la Región Comahue en los términos definidos por CAMMESA.
Eficiencia y factor de localización.
La pauta rectora con la que se reconvierte el sistema eléctrico nacional a partir de 1989 fue estructurar un mercado eléctrico mayorista nacional donde converja oferta y demanda. El modelo tarifario surgido de ese contexto, persiguió el objetivo de la convergencia tarifaria y a través de correcciones progresivas logró, efectivamente, el acercamiento de tarifas a nivel nacional. Pero el proceso no fue neutro. No tuvo los mismos efectos en las distintas regiones. En algunos casos licuó las ventajas de usuarios localizados en adyacencias de las grandes represas hidroeléctricas.
La modalidad tarifaria adoptada no debe ser incompatible con el reconocimiento de componentes que reflejen las ventajas comparativas tan explicitas como las de Comahue. Implica compatibilizar la eficiencia del sistema con el factor de localización o capacidades endógenas de la región en materia de potencial energético. De lo contrario se convierte en proveedora de energía barata en favor de los grandes centros de consumo. Profundizando una arraigada tendencia al centralismo.
Si bien la relación técnica factor de nodo no satisface plenamente el diferencial que la región debería tener en virtud del potencial y el aporte realizado, al menos atiende en parte la condición de región proveedora de energía. Ahora bien, los valores asignados a los nodos del MEM de la región Comahue, deben estar lo más lejos posible del valor asignado al centro de carga. Ya que de lo contrario sería un reconocimiento ficticio de la condición de región exportadora.
Desde que se establece el nuevo modelo tarifario los valores asignados a los nodos fueron variables, pero en general se aproximaron a 1 y en algunas ocasiones criticas los valores de nodo de Comahue fue 1, tal como ocurrió en 2002. Es decir que Comahue tenía el mismo valor de nodo que GBA. Dicho de otro modo, tanto la zona productora como la consumidora tenían asignado los mismos valores, distorsionando el espíritu de la normativa tendiente a reconocer diferencia entre generador y consumidor. Pero en otros momentos, los valores eran apropiados. Tal es el caso de la reprogramación del trimestre agosto – octubre de 1997, los valores de nodos para distribuidores del MEM en el Comahue eran de 0,8052 en horario pico, según lo dispuesto en la Resolución 345 de 1997 de la Secretaría de Energía y Puertos dependiente del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos de la Nación; siendo mucho más clara la diferencia entre generador y consumidor. La diferencia de valores de nodo entre 0,8100 y 1 no debe ser susceptible de variaciones distorsivas.
Es por los motivos citados que el proyecto propugna la coordinación de criterios entre el Ministerio de Energía y Minería de la Nación y los agentes del MEM de la Región Comahue, para que las tarifas eléctricas aplicadas a los usuarios contemplen el diferencial derivado de la condición de zona productora con cualidades y atributos de eficiencia y sustentabilidad ambiental.
Por todos los motivos antes expuestos, solicito la aprobación del presente proyecto.
| Firmante | Distrito | Bloque |
|---|---|---|
| BARDEGGIA, LUIS MARIA | RIO NEGRO | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
| CIAMPINI, JOSE ALBERTO | NEUQUEN | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
| HORNE, SILVIA RENEE | RIO NEGRO | PERONISMO PARA LA VICTORIA |
| FERNANDEZ MENDIA, GUSTAVO RODOLFO | LA PAMPA | JUSTICIALISTA |
| ZILIOTTO, SERGIO RAUL | LA PAMPA | JUSTICIALISTA |
| SEMINARA, EDUARDO JORGE | SANTA FE | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
| TOVARES, RAMON ALBERTO | SAN JUAN | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
Giro a comisiones en Diputados
| Comisión |
|---|
| ENERGIA Y COMBUSTIBLES (Primera Competencia) |
| ECONOMIAS Y DESARROLLO REGIONAL |
| PRESUPUESTO Y HACIENDA |
Trámite en comisión(Cámara de Diputados)
| Fecha | Movimiento | Resultado |
|---|---|---|
| 24/04/2018 | INICIACIÓN DE ESTUDIO | Aprobado sin modificaciones con dictamen de mayoría y dictamen de minoría |