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Tarifas de energía: el Gobierno avanza con la reducción de subsidios y nuevos aumentos desde febrero

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Las tarifas de los servicios públicos registrarán nuevos aumentos a partir del 1º de febrero de 2026, como resultado de una serie de medidas adoptadas por el Gobierno nacional para avanzar en la reducción de subsidios y sostener el esquema de actualización de precios del sector energético. El ajuste más significativo se verificará en el gas natural, con una suba promedio del 16,86% en todo el país, mientras que en el caso de la energía eléctrica el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, según lo dispuesto por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para la empresa LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA).

Las decisiones se formalizaron a través de la Resolución ENRE 38/2026, publicada en el Boletín Oficial el 30 de enero, y se inscriben en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada sucesivamente hasta el 9 de julio de 2026.

Gas natural: suba promedio del 16,86% y cambios en el esquema de precios

El aumento más relevante se producirá en la tarifa de gas, que registrará un incremento promedio del 16,86% como consecuencia de la combinación de varios factores regulatorios y económicos. Entre los motivos del ajuste se encuentran la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria, el aumento mensual por fórmula de actualización basada en el IPIM y el IPC para evitar el deterioro real de las tarifas, la aplicación del nuevo esquema de subsidios SEF y la implementación de un precio de gas unificado y fijo para todo el año.

Según explicaron desde el Gobierno nacional, este último punto genera un salto tarifario puntual en febrero, pero se aplica en un mes de bajo consumo. En ese sentido, la interpretación oficial sostiene que “se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio”, y que de esta manera “se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”.

El enfoque apunta a reducir la volatilidad estacional del costo del servicio y a profundizar el proceso de corrección de los precios relativos de la economía, en línea con los objetivos planteados por el Ministerio de Economía en el marco de la emergencia energética.

Electricidad en Misiones: ajuste del 2,55% para LITSA

En el caso de la energía eléctrica, el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, correspondiente al segmento de transporte bajo jurisdicción federal. El ajuste fue aprobado por el ENRE mediante la Resolución 38/2026 y alcanza a LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA), en su carácter de transportista independiente.

El aumento surge de la aplicación del mecanismo de actualización de la remuneración aprobado por el ENRE en la Resolución 320/2025, rectificada por la Resolución 591/2025, que establece una fórmula de ajuste basada en la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC) publicados por el INDEC.

Para diciembre de 2025, el IPIM registró una variación del 2,40% y el IPC del 2,85%. Dadas las ponderaciones definidas en el esquema regulatorio —67% IPIM y 33% IPC—, el porcentaje de actualización resultante fue del 2,55%, con vigencia a partir del 1 de febrero de 2026.

El objetivo explícito del mecanismo es que la remuneración de las transportistas se mantenga en términos reales durante todo el período tarifario de cinco años, conforme a lo establecido en el marco de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

Marco normativo, fundamentos y alcance institucional

La resolución del ENRE se apoya en una extensa base normativa, que incluye la Ley 24.065 de Energía Eléctrica, la Ley 27.742, el Decreto 55/2023 que declaró la emergencia energética, sus prórrogas posteriores, y las instrucciones impartidas por el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía mediante notas fechadas el 26 de enero de 2026.

En ese contexto, el organismo regulador aprobó los valores horarios a aplicar al equipamiento regulado de LITSA, detallados en el anexo de la resolución, que incluyen remuneraciones por conexión y por capacidad de transporte, con montos expresados en pesos por hora según nivel de tensión y tipo de equipamiento.

La medida fue notificada a las principales asociaciones del sector eléctrico y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), y forma parte del proceso más amplio de actualización tarifaria que el Gobierno impulsa para reducir subsidios, ordenar las cuentas públicas y garantizar la sostenibilidad del sistema energético.

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El Gobierno prorrogó la emergencia energética hasta fines de 2027 y fijó un precio tope al GNL para los próximos inviernos

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El Poder Ejecutivo extendió la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de transporte y distribución de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2027 y estableció un régimen transitorio de precio máximo para la comercialización interna del Gas Natural Licuado (GNL) durante los próximos dos inviernos. La decisión fue formalizada mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, publicado en el Boletín Oficial el 27 de enero de 2026, y responde a la persistencia de restricciones estructurales en la infraestructura de transporte de gas, que obligan a sostener importaciones para garantizar el abastecimiento invernal.

El decreto reconoce que las obras de ampliación de capacidad de transporte recién entrarían en operación en el invierno de 2027, lo que mantiene vigente un escenario de vulnerabilidad energética. En ese marco, el Ejecutivo avanzó con una redefinición del esquema de importación y comercialización de GNL, con el objetivo de asegurar suministro, reducir costos y limitar riesgos derivados de una situación de hecho monopólica en la regasificación.

Emergencia energética: fundamentos técnicos y prórroga hasta 2027

La medida prorroga la emergencia declarada originalmente por el Decreto 55/2023, luego extendida por los Decretos 1023/2024 y 370/2025, y se apoya en el marco normativo de las Leyes 17.319 (Hidrocarburos), 24.076 (Gas Natural, T.O. 2025) y 27.742 (Ley de Bases). El DNU detalla que persisten las causas estructurales que motivaron la emergencia: insuficiente capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia los grandes centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, especialmente en los picos de demanda invernal.

El texto subraya que, sin el aporte de GNL importado, la demanda residencial y el funcionamiento de las centrales térmicas quedarían insatisfechos en los días más fríos. En consecuencia, la importación de GNL continúa siendo “crítica” para: asegurar el abastecimiento ininterrumpible, sustituir combustibles líquidos en generación eléctrica, atender restricciones operativas, fortalecer un mercado de gas de invierno y cumplir los objetivos del artículo 2° de la Ley 24.076.

El decreto también reconoce que la falta de inversión acumulada durante años —atribuida a señales tarifarias insuficientes— demoró las expansiones necesarias del sistema de transporte de gas y electricidad, cuyos proyectos aún requieren tiempo para completarse.

GNL: nuevo esquema, precio máximo y rol del sector privado

Uno de los ejes centrales del DNU 49/2026 es la redefinición del esquema de importación y comercialización del GNL. Hasta ahora, Energía Argentina Sociedad Anónima actuó como único importador para abastecer el mercado interno en invierno. Según el decreto, esa intervención estatal no logró los resultados esperados, implicó “erogaciones de mucha envergadura” y no se tradujo en mejoras del sistema de transporte.

En línea con las modificaciones introducidas por la Ley 27.742, el Ejecutivo busca reducir la intervención directa del Estado y promover un esquema de comercialización privada, aunque bajo control y supervisión de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía y el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), hasta tanto entre en funciones el ente unificado de gas y electricidad.

El decreto dispone que la Secretaría de Energía adopte las medidas necesarias para permitir el acceso de importadores privados a la infraestructura de regasificación existente. Actualmente, solo se encuentra operativa la terminal de Escobar, mientras que la de Bahía Blanca, inaugurada en 2008, no está en funcionamiento. La norma enfatiza que, por razones técnicas y de seguridad, el acceso a la terminal debe ser unificado y coordinado, para evitar conflictos logísticos, riesgos operativos y demoras ante emergencias.

En este contexto, el Artículo 2° del decreto establece un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para los dos próximos períodos invernales. Ese precio no podrá superar un marcador internacional que determine la Secretaría de Energía, más un valor adicional —en dólares por millón de BTU— destinado a cubrir costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto hasta el punto de entrega en Los Cardales, provincia de Buenos Aires.

El valor adicional será definido a partir de un procedimiento competitivo de selección de un único comercializador privado. Si ese proceso fracasa, Energía Argentina S.A. volverá a asumir la importación, regasificación y venta del GNL en el mercado interno.

Impacto económico, regulatorio y próximos escenarios

La prórroga de la emergencia hasta fines de 2027 consolida un marco excepcional que habilita decisiones rápidas en un sector clave para la macroeconomía y el abastecimiento energético. En términos económicos, el establecimiento de un precio máximo al GNL busca evitar trasladar al mercado interno los efectos de la volatilidad internacional y de una estructura de oferta concentrada, con impacto directo sobre tarifas, costos de generación eléctrica y actividad industrial.

Desde el punto de vista institucional, el uso del DNU se justifica en la “urgencia temporal” ante la inminencia del invierno de 2026 y la imposibilidad de seguir los trámites legislativos ordinarios, conforme al artículo 99, inciso 3, de la Constitución Nacional. El decreto deberá ahora ser analizado por la Comisión Bicameral Permanente, según lo establece la Ley 26.122, que regula el control parlamentario de los decretos de necesidad y urgencia.

En el corto plazo, el foco estará puesto en la reglamentación que dicte la Secretaría de Energía, en el proceso de selección del comercializador privado y en la definición del marcador internacional de referencia. En el mediano plazo, el horizonte sigue atado a la concreción de las obras de transporte que permitan reducir la dependencia del GNL importado y cerrar definitivamente el capítulo de la emergencia energética.

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Bolivia declara la emergencia energética y social por la crisis de combustibles y la falta de dólares

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El Gobierno de Bolivia declaró la emergencia energética y social en todo el territorio nacional ante la escasez de combustibles, la presión inflacionaria y la falta de divisas. La medida, que tendrá vigencia por un año, habilita un paquete de disposiciones excepcionales para garantizar el abastecimiento energético y sostener la actividad económica, en un contexto de restricciones externas y tensiones sobre el sistema productivo.

La decisión fue adoptada por el presidente Rodrigo Paz Pereira mediante el Decreto Supremo 5517, que autoriza de manera extraordinaria la importación y comercialización privada de derivados del petróleo a precio de importación, bajo un régimen de acceso no discriminatorio a la infraestructura del sector. El Ejecutivo sostiene que el objetivo central es mitigar el impacto de la crisis sobre la población y recomponer condiciones mínimas de funcionamiento de la economía.

El Decreto Supremo 5517 y el alcance de las medidas excepcionales

Según establece el Decreto Supremo 5517, la emergencia energética y social habilita al Estado a adoptar mecanismos extraordinarios para asegurar el suministro de combustibles y energía. El texto oficial señala que la norma busca “establecer y adoptar medidas excepcionales destinadas a garantizar el abastecimiento de combustibles y energía; reactivar la producción, con la finalidad de devolver la calidad de vida a las y los bolivianos, y garantizar la reconstrucción integral de la economía boliviana”.

Entre los ejes centrales de la medida se encuentra la apertura excepcional a la importación privada de derivados del petróleo, permitiendo su comercialización a precio de importación. Esta disposición apunta a aliviar los cuellos de botella generados por la falta de divisas y las dificultades para sostener los volúmenes de importación necesarios para cubrir la demanda interna.

El régimen previsto por el decreto establece que el acceso a la infraestructura energética deberá realizarse en condiciones no discriminatorias, un punto clave para habilitar la participación del sector privado sin alterar el funcionamiento básico del sistema.

Déficit de diésel y alivio regulatorio para el abastecimiento

Uno de los factores determinantes de la emergencia es el “déficit extremo” de diésel, combustible estratégico para el transporte, la agroindustria y otros sectores clave de la economía boliviana. En respuesta, el Gobierno dispuso la suspensión temporal del diésel de la lista de sustancias controladas, eliminando por el plazo de un año la exigencia de autorización previa ante la Dirección General de Sustancias Controladas.

Además, el decreto establece el retiro temporal del diésel del Arancel Aduanero de Importaciones, con el objetivo de facilitar su ingreso al país y reducir los costos y demoras asociados a la operatoria aduanera. Esta combinación de desregulación y alivio arancelario busca acelerar el abastecimiento interno y contener el impacto de la escasez sobre los precios y la actividad productiva.

En términos operativos, la norma instruye a la Aduana Nacional y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos a adecuar sus procedimientos en un plazo máximo de cinco días hábiles, mientras que el Ministerio de Hidrocarburos y Energías deberá reglamentar el acceso a la infraestructura del sector en un plazo de hasta 15 días.

Posibles repercusiones

La declaración de emergencia energética y social marca un punto de inflexión en la política económica y energética de Bolivia. En el corto plazo, las medidas apuntan a sostener el funcionamiento del transporte, la producción agroindustrial y los sectores estratégicos, que dependen de manera crítica del suministro de diésel y otros combustibles.

Desde el plano institucional, la habilitación de importaciones privadas a precio de importación y el alivio regulatorio implican una flexibilización significativa del esquema vigente, con el objetivo de responder a una coyuntura caracterizada por la escasez de dólares y las restricciones externas. A su vez, la presión inflacionaria constituye un riesgo adicional, en tanto la falta de combustibles tiende a trasladarse a costos logísticos y precios finales.

En este contexto, la efectividad del decreto dependerá de la rapidez en la implementación de los cambios administrativos y de la capacidad del sector privado para aprovechar el nuevo marco excepcional. El escenario abre interrogantes sobre la sostenibilidad del esquema una vez finalizado el período de emergencia y sobre el impacto de estas decisiones en la estructura energética y económica del país.

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Tarifas de gas: oficializan el precio PIST de enero 2026 y mantienen subsidios focalizados

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció un nuevas tarifas de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que regirá para los consumos realizados a partir de enero de 2026, en el marco del Plan Gas.Ar. La medida, formalizada mediante la Resolución 605/2025 y publicada en el Boletín Oficial el 29 de diciembre, dispone una actualización del 0,53% sobre el valor vigente y se inscribe en el sendero de recomposición tarifaria definido por el Gobierno nacional para sostener los precios energéticos en términos reales, en un contexto de desaceleración inflacionaria y restricción fiscal.

La resolución impacta directamente en las tarifas finales del servicio público de gas natural por redes, ya que el precio del PIST es uno de los componentes centrales de la factura que pagan los usuarios residenciales, comerciales e industriales, junto con los cargos de transporte y distribución. El esquema mantiene las bonificaciones focalizadas para los usuarios de menores y medianos ingresos y refuerza la estrategia oficial de reducción progresiva de subsidios generalizados.

Marco normativo, emergencia energética y continuidad del Plan Gas.Ar

La decisión se apoya en un entramado normativo amplio que incluye las Leyes Nros. 17.319 y 24.076, la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos N° 27.742 y una serie de decretos que declararon y prorrogaron la emergencia del Sector Energético Nacional. En particular, el Decreto N° 55/2023 declaró la emergencia en generación, transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, mientras que el Decreto N° 70/2023 amplió la emergencia pública hasta el 31 de diciembre de 2025, facultando a la Secretaría de Energía a redeterminar la estructura de subsidios.

En ese marco, el Plan Gas.Ar —aprobado originalmente por el Decreto N° 892/2020— continúa siendo la herramienta central para garantizar el abastecimiento interno de gas natural, promover la producción nacional y reducir la dependencia de importaciones. El artículo 6° de ese decreto habilitó al Estado nacional a asumir una parte del precio del gas en el PIST para moderar el impacto tarifario, mecanismo que derivó en un esquema de subsidios crecientes financiados por el Tesoro.

Sin embargo, según consta en la Nota N° NO-2024-09637032-APN-MEC del Ministerio de Economía, ese esquema fue considerado incompatible con la situación fiscal, al funcionar como un subsidio generalizado a toda la demanda. A partir de allí, el Gobierno avanzó en una reestructuración gradual de precios y tarifas, acompañada por un sistema de segmentación por niveles de ingresos.

Actualización de precios, segmentación y rol del ENARGAS

La Resolución 605/2025 se inscribe en la continuidad de ese proceso. A través de la Nota N° NO-2025-142231441-APN-MEC, fechada el 23 de diciembre de 2025, el Ministerio de Economía instruyó a la Secretaría de Energía a continuar en enero de 2026 con el sendero de actualización de precios del sector energético, aplicando un incremento del 0,53% al precio del gas natural en el PIST vigente según la Resolución N° 487/2025.

El objetivo explícito, según surge de los considerandos, es “mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”, en línea con la desaceleración inflacionaria verificada a la fecha. La actualización se complementa con lo dispuesto en el artículo 5° de la Resolución N° 41/2024, que regula la aplicación de bonificaciones y segmentación.

El esquema vigente distingue entre usuarios Nivel 1 (mayores ingresos), que pagan el costo pleno del servicio, y los Niveles 2 y 3 (menores y medianos ingresos), que acceden a bonificaciones sobre el consumo base. Desde el 1° de febrero de 2025, estas bonificaciones se rigen por la Resolución N° 24/2025, que equiparó los porcentajes aplicables al PIST para los consumos base de los Niveles 2 y 3, manteniendo la focalización de la ayuda en los hogares de menores ingresos.

La resolución también instruye al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) a adoptar las medidas necesarias para que las facturas reflejen el nuevo precio del PIST y, cuando corresponda, las bonificaciones vigentes. Asimismo, establece que ENARSA, las empresas productoras y las distribuidoras y subdistribuidoras deberán adecuar sus contratos de abastecimiento en un plazo de cinco días corridos desde la publicación de la norma.

Impacto en tarifas y proyección institucional del nuevo regulador

Además del precio del gas en el PIST, la actualización tarifaria de enero de 2026 incorpora los ajustes correspondientes a los segmentos de transporte y distribución, conforme a las revisiones tarifarias quinquenales realizadas por el ENARGAS y a las pautas fijadas por el Ministerio de Economía en la Nota N° NO-2025-44507112-APN-MEC.

El contexto institucional también suma un elemento relevante: mediante el Decreto N° 452/2025 se creó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD, que deberá comenzar a funcionar dentro de los 180 días desde su publicación. Hasta tanto se apruebe su estructura orgánica, el ENARGAS y el ENRE mantienen sus funciones y competencias, lo que garantiza la continuidad operativa del esquema regulatorio.

En términos económicos, la resolución consolida un esquema de aumentos graduales y predecibles, orientado a reducir el peso de los subsidios energéticos sobre las cuentas públicas, sostener la inversión en el sector y asegurar el abastecimiento de gas natural. Para los usuarios finales, el impacto se traducirá en una nueva actualización tarifaria desde enero de 2026, con efectos diferenciados según el nivel de ingresos y el volumen de consumo.

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Transporte eléctrico: el Gobierno habilita concesiones privadas para ampliar la red nacional

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El Poder Ejecutivo nacional avanzó con un cambio estructural en la política de infraestructura energética al disponer que las obras prioritarias de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica se ejecuten bajo el régimen de concesiones privadas de obra pública previsto en la Ley N° 17.520, mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales y sin erogaciones directas del Estado. La decisión quedó formalizada a través del Decreto 921/2025, firmado el 26 de diciembre de 2025 y publicado en el Boletín Oficial el 29 de diciembre, y se inscribe en el marco de la emergencia del sector energético nacional, prorrogada hasta el 9 de julio de 2026.

La norma redefine el esquema de ejecución de inversiones clave en transmisión eléctrica, con el objetivo de atraer capital privado, mejorar la confiabilidad del sistema y reducir restricciones estructurales que afectan la operación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en un contexto de crecimiento de la demanda y limitaciones históricas en la red de alta tensión.

Marco normativo y emergencia energética: la base del nuevo esquema

El decreto se apoya en un entramado normativo amplio que incluye las Leyes N° 15.336, 17.520 y 24.065, y una serie de decretos y resoluciones dictados desde 1992 hasta 2025. En particular, retoma los objetivos fijados por el artículo 2° del Texto Ordenado de la Ley N° 24.065, que establece como ejes de la política eléctrica la protección de los usuarios, la confiabilidad y libre acceso al sistema, la eficiencia tarifaria y el fomento de inversiones privadas en generación, transporte y distribución.

El contexto inmediato es la emergencia del Sector Energético Nacional, declarada originalmente por el Decreto N° 55/2023 y prorrogada sucesivamente por los Decretos N° 1023/2024 y N° 370/2025. Ese marco habilitó a la Secretaría de Energía a diseñar un programa de acciones para garantizar inversiones indispensables en transporte y distribución eléctrica, asegurando la prestación continua del servicio en condiciones técnicas y económicas adecuadas.

En ese sentido, la Resolución del Ministerio de Economía N° 715/2025 declaró prioritarias determinadas obras de ampliación del sistema de transporte, identificadas en su Anexo, y dispuso que se ejecuten bajo el esquema concesional de la Ley N° 17.520, abriendo la puerta a un modelo donde el sector privado asume la construcción, operación y mantenimiento de la infraestructura.

Concesiones, inversión privada y rol de la Secretaría de Energía

El Decreto 921/2025 establece que las obras prioritarias de ampliación del sistema de transporte eléctrico se realizarán a título gratuito para el Estado, mediante concesiones de obra pública y bajo el procedimiento de Licitación Pública Nacional e Internacional. De este modo, el financiamiento, la ejecución y la operación quedarán en manos de concesionarios privados, con un esquema contractual que, según destaca la norma, preserva el equilibrio económico-financiero y brinda previsibilidad a inversores y financiadores.

El texto subraya que el régimen de la Ley N° 17.520 ofrece garantías en materia de remuneración, variación de condiciones contractuales y mitigación de riesgos, incluso frente a eventuales terminaciones anticipadas. Esto permite estructurar proyectos de largo plazo sin comprometer recursos públicos de manera directa, en línea con la estrategia oficial de reducción del gasto público y optimización del rol del Estado.

En este marco, el decreto delegó amplias facultades en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, que tendrá a su cargo:

  • Aprobar los pliegos de bases y condiciones generales, particulares y técnicas, así como el modelo de contrato de concesión.
  • Convocar a las licitaciones públicas nacionales e internacionales.
  • Organizar y coordinar la Comisión Evaluadora.
  • Calificar oferentes y resolver impugnaciones.
  • Dictar el acto administrativo de adjudicación y suscribir los contratos de concesión.

El Ministerio de Economía quedará, a su vez, como Autoridad de Aplicación de los contratos, ejerciendo la supervisión y el control general, mientras que la Secretaría de Energía podrá dictar las normas complementarias y operativas necesarias para la implementación del régimen.

Impacto esperado y proyección del sistema eléctrico

Desde una perspectiva institucional y económica, la medida busca destrabar inversiones largamente postergadas en la red de transmisión eléctrica, un cuello de botella crítico para el desarrollo energético y productivo. La ampliación del sistema de transporte resulta clave para mejorar la confiabilidad del suministro, reducir riesgos de saturación y acompañar el crecimiento de la demanda en distintas regiones del país.

El esquema concesional también implica un cambio relevante en la relación entre el Estado y el sector privado en materia de infraestructura eléctrica, trasladando riesgos y responsabilidades operativas a los concesionarios, pero bajo reglas contractuales definidas y supervisión estatal.

En términos políticos, el decreto consolida una orientación que prioriza la participación privada en obras estratégicas, apoyada en un marco legal existente pero poco utilizado en el sector eléctrico durante las últimas décadas. En ese sentido, la implementación efectiva de las licitaciones y la respuesta del mercado serán determinantes para evaluar el alcance real de esta política en el mediano y largo plazo.

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