Un nuevo decreto obliga a Gasmig a presentar planes periódicos de mezcla de gases bajos en carbono y redefine el esquema regulatorio provincial.
Política y Regulación11/02/2026
Redacción
El gobierno de Minas Gerais avanzó en la regulación de la integración de gases de bajo carbono a la infraestructura de gas natural canalizado, en una señal clara de alineamiento con la agenda de descarbonización industrial. El gobernador Romeu Zema firmó el decreto 49.172/2026, que establece un marco normativo para la incorporación progresiva de biometano, biogás e hidrógeno —incluido el hidrógeno verde— a la red operada por la distribuidora estadual Gasmig.
La norma obliga a Gasmig a presentar periódicamente ante la Agência Reguladora de Saneamento e Energia de Minas Gerais (Arsae) planes de integración gradual de biometano e hidrógeno de bajo carbono a su red de distribución. Además, habilita a la concesionaria a proponer proyectos de adecuación de gasoductos y estaciones de compresión para permitir la circulación de mezclas gaseosas, un punto técnico clave en la transición hacia esquemas de blending que ya se discuten en mercados europeos y asiáticos.
El decreto también faculta al regulador a autorizar la creación de redes aisladas de gases renovables destinadas a polos industriales, corredores logísticos o proyectos de exportación. En un aspecto sensible desde el punto de vista tarifario, se establece que los costos de estas infraestructuras podrán ser compartidos por los usuarios del sistema de gas canalizado, abriendo el debate sobre el equilibrio entre promoción de nuevas cadenas de valor y neutralidad tarifaria.
En paralelo, la Arsae —que asumió a fines de 2025 la regulación del gas canalizado además de los servicios de agua y saneamiento— deberá coordinar sus funciones con la Secretaría de Desarrollo Económico (Sede) en un modelo progresivo de internalización de competencias. Ambas instituciones emitirán resoluciones conjuntas para definir la metodología de cálculo tarifario aplicable a la integración de biometano (en un plazo de 30 días) y de biogás e hidrógeno bajo en carbono (en hasta 90 días), un paso decisivo para dar previsibilidad económica a los proyectos y atraer inversión privada en la cadena de gases renovables del estado.
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