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El IPI manufacturero cayó 8,7% en noviembre y la recuperación industrial sigue sin aparecer

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La actividad industrial volvió a mostrar señales de debilidad en noviembre de 2025. Según informó el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), el índice de producción industrial manufacturero (IPI manufacturero) registró una caída de 8,7% interanual y un retroceso de 0,6% respecto de octubre, lo que confirma el quinto mes consecutivo de contracción. Aunque el acumulado del año aún se mantiene en terreno positivo, con una suba de 2% entre enero y noviembre, la dinámica reciente profundiza el deterioro del sector y vuelve a encender alertas sobre su desempeño hacia el cierre del año.

El dato, difundido en Buenos Aires el 8 de enero de 2026, vuelve a poner en foco la fragilidad de la recuperación industrial, con una mayoría de ramas productivas operando en niveles inferiores a los de 2024 y con caídas particularmente severas en sectores intensivos en empleo y valor agregado.

Cinco meses consecutivos de caída y un rebote que no se consolida

De acuerdo con el informe técnico del Indec, en noviembre el IPI manufacturero mostró una contracción interanual de 8,7%, mientras que la serie desestacionalizada evidenció una baja mensual de 0,6% y la tendencia-ciclo retrocedió 0,1% frente a octubre. Con este resultado, la industria acumula cinco meses consecutivos de caídas, tras los retrocesos registrados en julio (-0,8%), agosto (-4,3%), septiembre (-0,5%), octubre (-2,8%) y ahora noviembre.

El desempeño contrasta con la evolución del primer semestre del año, cuando la actividad industrial había logrado cerrar varios meses en alza. Esa dinámica explica que, pese al deterioro reciente, el acumulado enero-noviembre de 2025 aún muestre un incremento de 2% respecto de igual período de 2024. Sin embargo, la persistencia de variaciones negativas en la segunda mitad del año pone en duda la sostenibilidad de ese resultado y refuerza la percepción de un estancamiento prolongado.

Desplome sectorial: quince de dieciséis ramas en baja

El informe del Indec revela que en noviembre quince de las dieciséis divisiones de la industria manufacturera registraron caídas interanuales, lo que da cuenta de un retroceso ampliamente generalizado. Las bajas más pronunciadas se observaron en sectores clave:

  • Productos textiles: -36,7%
  • Vehículos automotores, carrocerías, remolques y autopartes: -23%
  • Productos de metal: -18,6%
  • Maquinaria y equipo: -17,9%
  • Prendas de vestir, cuero y calzado: -17,6%

También mostraron retrocesos significativos productos de caucho y plástico (-12,5%), muebles y colchones (-9,4%) y alimentos y bebidas (-7,8%), una rama de alto peso en el nivel general del índice.

Las caídas fueron más moderadas en sustancias y productos químicos (-3,4%), industrias metálicas básicas (-3,1%), productos minerales no metálicos (-2,4%) y madera, papel, edición e impresión (-0,3%). La única excepción fue la refinación del petróleo, coque y combustible nuclear, que mostró una suba interanual de 6,3%, convirtiéndose en el único sector con desempeño positivo en el mes.

Impacto económico y señales para el cierre del año

El nuevo retroceso del IPI manufacturero refuerza el diagnóstico de una industria que no logra consolidar una recuperación sostenida. La profundidad de las caídas en ramas como textiles, automotores y metalmecánica amplifica el impacto económico y social, dado su peso en el empleo industrial y en las cadenas de valor regionales.

Además, la secuencia de bajas mensuales desde julio sugiere que el impulso observado en la primera mitad del año perdió fuerza, dejando a la industria expuesta a un escenario de alta volatilidad. Aunque el acumulado anual aún se mantiene en terreno positivo, la tendencia reciente plantea interrogantes sobre el arrastre estadístico hacia el cierre de 2025 y las perspectivas de corto plazo.

En este contexto, los datos oficiales del Indec confirman que la industria manufacturera continúa operando bajo presión, con una recuperación incompleta y un desempeño heterogéneo, donde solo la refinación energética logra escapar al sesgo contractivo que domina al resto del entramado productivo.

Ipi Manufacturero 01 26 INDEC by CristianMilciades

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Las represas del Comahue cambian de manos y refuerzan las cuentas del Tesoro

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El Ministerio de Economía apura el traspaso de las principales represas hidroeléctricas del Comahue en una semana decisiva para las finanzas públicas. Con la toma de posesión prevista para este jueves 8 de enero, el Gobierno busca asegurarse el ingreso de más de US$ 700 millones por la venta de las acciones de los complejos Alicurá, Piedra del Águila, El Chocón y Cerros Colorados, fondos que resultan estratégicos para afrontar un vencimiento de deuda por US$ 4.200 millones previsto para el viernes inmediato.

La operación se apoya en la Resolución 2124/2025, publicada el 30 de diciembre en el Boletín Oficial, y fue complementada esta semana por la Resolución 7/2026 de la Secretaría de Energía, que estableció un régimen excepcional y transitorio para garantizar la continuidad operativa y comercial de las centrales en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante el cambio de manos.

Reprivatización exprés y dólares urgentes para el Tesoro

Las cuatro represas del Comahue, cuyas concesiones originales vencieron en agosto de 2023 tras 30 años de privatización y fueron prorrogadas sucesivamente, ingresan ahora en la etapa final de su transferencia accionaria. El cronograma fijó como fecha límite de pago de las acciones el martes 6 de enero, mientras que la toma de posesión de las nuevas concesionarias se concretará el jueves 8 a las 12:00.

Según fuentes empresarias citadas en el proceso, hacia el lunes 5 de enero ya se había transferido más del 90% del monto total, y el resto se completaría dentro del plazo establecido. Aunque inicialmente el pago había sido fijado en pesos —obligando a las empresas a liquidar divisas en el mercado local—, finalmente se acordó que la transferencia pudiera realizarse directamente en dólares.

Desde el Gobierno confirmaron que “esta semana va a estar el pago”, en referencia al ingreso de los US$ 700 millones, que se convertirán en un refuerzo clave para las cuentas del ministro Luis Caputo en una semana marcada por fuertes exigencias financieras.

Quién se queda con cada represa y cuánto pagó

La adjudicación de los complejos se formalizó en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple N° 504/2-0001-CPU25, cuya preadjudicación fue dispuesta por la Resolución 2059/2025 del Ministerio de Economía.

Los montos ofertados y adjudicatarios quedaron definidos de la siguiente manera:

  • Piedra del Águila: adjudicada a Central Puerto S.A., con una oferta de US$ 245 millones.
  • El Chocón: otorgada al consorcio liderado por BML Inversora S.A.U. y BML Energía S.A., junto a MSU Green Energy y Orazul, por US$ 235.671.294.
  • Alicurá: adjudicada al grupo encabezado por Edison Holding S.A., con una oferta de US$ 162.040.002,17.
  • Cerros Colorados: quedó en manos del mismo grupo, por US$ 64.174.002,32.

En conjunto, las cuatro operaciones explican el ingreso de algo más de US$ 700 millones a las arcas del Estado nacional.

Transición regulada y continuidad en el Mercado Eléctrico Mayorista

Para evitar interrupciones en la operación del sistema eléctrico, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 7/2026 el 6 de enero, que habilita un régimen excepcional de continuidad automática como agentes del MEM para las nuevas concesionarias desde la fecha de toma de posesión.

La medida se apoya en el Anexo 17 de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, aprobado por la Resolución 61/1992, y en las facultades conferidas por los artículos 35 y 36 de la Ley 24.065. El objetivo es asegurar la continuidad del despacho, la liquidación de transacciones y la administración de garantías, mientras se completa el trámite formal de cambio definitivo de titularidad.

La resolución instruye a CAMMESA a realizar las adecuaciones necesarias en materia de registración, representación comercial y liquidación, y otorga a las nuevas adjudicatarias un plazo de 30 días corridos desde la toma de posesión para cumplir con la totalidad de los requisitos complementarios previstos en la normativa.

El texto aclara que el régimen tiene carácter “estrictamente transitorio e instrumental”, y no implica la aprobación definitiva del cambio de titularidad ni la modificación del régimen contractual establecido en la Resolución 2124/2025.

Impacto fiscal y señales al mercado

El ingreso de los dólares provenientes de las hidroeléctricas llega en un momento de alta sensibilidad financiera. Con un vencimiento de deuda por US$ 4.200 millones, los fondos de la reprivatización aportan aire al Tesoro y refuerzan la estrategia del Gobierno de monetizar activos para sostener el frente externo.

Al mismo tiempo, el esquema regulatorio dispuesto busca enviar una señal de previsibilidad al sector energético y a los agentes del MEM, garantizando que el cambio de concesionarios no afecte la operación ni la seguridad del sistema eléctrico.

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Trump mira el petróleo venezolano, pero la recuperación demandará años según analistas

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La decisión del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, de avanzar sobre el control político y económico de Venezuela tras la detención de Nicolás Maduro reactivó un viejo objetivo estratégico de Washington: el acceso a las mayores reservas de petróleo del mundo. Sin embargo, aunque el mandatario dejó en claro su intención de que empresas estadounidenses lideren la recuperación de la industria petrolera venezolana, los analistas advierten que el costo económico, los riesgos políticos y los plazos de maduración convierten al plan en una apuesta de largo aliento, con impactos limitados en el mercado global en el corto y mediano plazo.

Trump afirmó que Estados Unidos “administrará” el país hasta que se concrete una transición “segura” y sostuvo que las petroleras estadounidenses invertirán miles de millones de dólares para reparar una infraestructura “muy dañada” y “empezar a generar dinero para el país”. El anuncio, de fuerte carga política e institucional, abre interrogantes sobre la viabilidad real de explotar un recurso hoy subutilizado y condicionado por sanciones, deterioro operativo y un escenario político incierto.

Reservas récord, producción mínima y una infraestructura colapsada

Venezuela cuenta con aproximadamente 303.000 millones de barriles de reservas probadas, la mayor cifra a nivel mundial. No obstante, la brecha entre ese potencial y la producción efectiva es significativa. Según el último informe de la Agencia Internacional de Energía, en noviembre el país produjo cerca de 860.000 barriles diarios, apenas un tercio de lo que generaba una década atrás y menos del 1% del consumo mundial de petróleo.

El declive productivo se profundizó desde comienzos de los años 2000, cuando los gobiernos de Hugo Chávez y luego de Nicolás Maduro reforzaron el control estatal sobre PDVSA, lo que derivó en la salida de personal calificado, falta de inversiones y deterioro sostenido de las instalaciones. A ese proceso se sumaron las sanciones estadounidenses, aplicadas inicialmente en 2015 durante la presidencia de Barack Obama por presuntas violaciones a los derechos humanos, que restringieron el acceso a financiamiento, repuestos y tecnología clave.

El verdadero desafío que enfrentan es su infraestructura”, señaló Callum MacPherson, jefe de cotización de materias primas de Investec. Las refinerías, oleoductos y campos petroleros muestran un desgaste acumulado que, según los especialistas, no se resuelve con inversiones puntuales ni en plazos breves.

A esto se suma una característica técnica relevante: el crudo venezolano es mayormente pesado y agrio, más complejo y costoso de refinar que el petróleo “ligero y dulce” que produce Estados Unidos y que resulta más apto para la elaboración de naftas.

Riesgos políticos, sanciones y contratos en suspenso

Más allá del diagnóstico energético, los principales obstáculos para una reactivación a gran escala son de carácter legal y político. Homayoun Falakshahi, analista principal de Kpler, advirtió que las empresas interesadas en operar en Venezuela deberán alcanzar acuerdos con un nuevo gobierno, algo inviable mientras no se consolide un sucesor de Maduro con estabilidad institucional.

Aun si la situación política es estable, es un proceso que tomará meses”, sostuvo Falakshahi, quien remarcó que las compañías estarían arriesgando miles de millones de dólares en un contexto de alta incertidumbre. Antes de iniciar inversiones significativas, las petroleras necesitarían firmar contratos con el nuevo gobierno, definir marcos regulatorios y garantizar seguridad jurídica.

En paralelo, Estados Unidos incautó dos buques petroleros frente a las costas venezolanas e impuso un bloqueo a la entrada y salida de buques cisterna sancionados, lo que añade presión sobre los flujos de exportación y refuerza el carácter coercitivo de la estrategia.

Los analistas coinciden en que restablecer los niveles históricos de producción demandará decenas de miles de millones de dólares y podría llevar hasta una década, incluso bajo condiciones políticas favorables. Neil Shearing, analista jefe de Capital Economics, consideró que los planes de Trump tendrán un impacto limitado sobre el suministro global y, por lo tanto, sobre los precios internacionales del crudo.

“El plazo de tiempo de lo que va a suceder es muy largo”, señaló Shearing, quien estimó que en 2026 los precios del petróleo mostrarán muy pocos cambios asociados a Venezuela. Incluso si el país lograra recuperar una producción cercana a tres millones de barriles diarios, seguiría fuera del grupo de los diez principales productores del mundo.

El interés de las petroleras y una apuesta de largo plazo

En este escenario, Chevron es la única petrolera estadounidense que permanece activa en Venezuela, tras recibir una licencia de operación en 2022 durante la presidencia de Joe Biden, a pesar de las sanciones vigentes. La compañía es responsable de aproximadamente una quinta parte de la producción venezolana y afirmó que su prioridad es la seguridad de sus empleados y el cumplimiento de “todas las leyes y regulaciones relevantes”.

El resto de las grandes firmas mantiene silencio público, aunque los analistas señalan que internamente evalúan la oportunidad. “El apetito de ir a alguna parte está vinculado a dos factores principales: la situación política y los recursos sobre el terreno”, explicó Falakshahi, quien consideró que, pese a la incertidumbre, “la ganancia potencial podría ser demasiado grande para eludirla”.

En la misma línea, el ex director ejecutivo de BP, John Browne, definió la reactivación petrolera venezolana como un “proyecto a muy largo plazo”. “La gente subestima el tiempo que se demora hacer las cosas. Alinear recursos, materiales y personal lleva muchísimo tiempo”, afirmó, y advirtió que incluso podría darse una caída inicial de la producción mientras la industria se reorganiza.

Para Browne, sin embargo, el atractivo estratégico persiste: “Como oportunidad de negocio, si estás dirigiendo una compañía, vas a querer involucrarte muy rápidamente”. Aun así, el consenso entre los expertos es claro: el petróleo de Venezuela representa una promesa enorme, pero su explotación efectiva exigirá estabilidad política, inversiones masivas y una paciencia que excede ampliamente los tiempos de la coyuntura.

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El Gobierno unifica los subsidios energéticos y crea el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados desde 2026

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El Poder Ejecutivo Nacional formalizó una reforma estructural del esquema de subsidios a la energía mediante el Decreto 943/2025, publicado en el Boletín Oficial con fecha 2 de enero de 2026, que unifica todos los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y da nacimiento al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida elimina la segmentación por niveles de ingresos vigente desde 2022, crea un nuevo registro único de beneficiarios y redefine criterios de inclusión, bloques de consumo subsidiado y bonificaciones aplicables a la electricidad, el gas natural, el gas propano por redes y el gas licuado de petróleo (GLP) en garrafas.

El nuevo esquema marca el cierre definitivo del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, iniciado en junio de 2024, y se inscribe en la estrategia fiscal y macroeconómica del Gobierno orientada a la reducción del déficit, la baja de la inflación y la mejora en la eficiencia del gasto público. Según los considerandos del decreto, los subsidios energéticos pasaron de representar 1,42% del PIB en 2023 a 0,60% del PIB en 2025, en el marco de una política explícita de focalización del gasto.

Del esquema segmentado al padrón único: criterios de inclusión y nuevo registro

Uno de los cambios centrales del Decreto 943/2025 es la eliminación del esquema de segmentación en tres niveles de ingresos, establecido originalmente por el Decreto 332/2022. El Gobierno argumenta que ese sistema se mostró “complejo y poco transparente”, dificultando tanto la identificación de los hogares que realmente necesitan asistencia como la comprensión, por parte de los usuarios, de su elegibilidad al subsidio.

En su reemplazo, el decreto crea una única categoría de beneficiarios, integrada por los hogares que soliciten y requieran asistencia económica para acceder al consumo energético indispensable, conforme a criterios objetivos y verificables detallados en el Anexo I. El umbral de ingresos se fija en valores iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2, según el INDEC, considerando los ingresos netos del grupo familiar en su conjunto.

La reforma también da origen al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que funcionará bajo la órbita de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. El ReSEF se construirá sobre la base de datos existente del RASE, por lo que los usuarios ya inscriptos no deberán reinscribirse, aunque podrán actualizar su declaración jurada de ingresos, grupo conviviente y fuentes de suministro energético.

El decreto mantiene el acceso digital al registro y el canal presencial en ANSES, y prevé mecanismos de revisión de categorización a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Asimismo, se establece el cruce sistemático de información con bases de datos del SINTyS y otros organismos, junto con criterios de georreferenciación e indicadores patrimoniales, para reducir errores de inclusión y exclusión.

Bloques de consumo, bonificaciones y gradualidad del nuevo esquema

El régimen SEF redefine los bloques de consumo base subsidiado para la energía eléctrica: 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda (enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre) y 150 kWh en los meses de menor consumo. La Secretaría de Energía queda facultada a establecer consumos diferenciales para provincias más cálidas o zonas con particularidades bioambientales.

Para el gas natural, se mantienen los volúmenes base definidos en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, extendidos ahora también a los usuarios de gas propano indiluido por redes, que hasta el momento no estaban contemplados en el RASE. Los consumos que superen esos bloques no recibirán bonificación.

En materia de descuentos, el Anexo II fija una bonificación general del 50% sobre el consumo base de electricidad durante todo el año. En el caso del gas natural y del gas propano por redes, las bonificaciones se concentran en los meses de mayor consumo estacional. Además, durante 2026 se aplicará una bonificación extraordinaria adicional de hasta el 25%, decreciente a lo largo del año, con el objetivo de garantizar gradualidad y previsibilidad en las facturas.

El decreto establece que, para el gas natural, las bonificaciones se aplicarán exclusivamente sobre el Precio Anual Uniforme (PAU) derivado del Plan Gas.Ar, excluyendo el gas natural licuado (GNL) y nuevos contratos fuera de ese esquema. Con ello, se busca atenuar el doble efecto estacional que combina mayores consumos y precios más altos en invierno.

Decreto 943/2025 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

Unificación normativa, fin de la Tarifa Social y migración del Programa Hogar

La creación del SEF implica una reorganización integral de los regímenes vigentes. El decreto deja sin efecto la Tarifa Social Federal de Gas y dispone la derogación del Decreto 332/2022, que había instaurado la segmentación por niveles de ingresos. También establece la migración, en un plazo máximo de seis meses, de los beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de subsidios focalizados para usuarios de garrafas de GLP de 10 kilos, tras lo cual dicho programa será eliminado.

Según el texto oficial, esta unificación busca corregir inequidades horizontales derivadas de la superposición de esquemas como la segmentación, la Tarifa Social y el Régimen de Zona Fría, que generaban tratamientos dispares para hogares con condiciones socioeconómicas similares y confusión en las facturas de los servicios.

anexo 1 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

La Secretaría de Energía fue designada Autoridad de Aplicación, con amplias facultades para ajustar volúmenes subsidiados, bonificaciones, mecanismos de compensación a prestadoras y acuerdos con proveedores, además de dictar normas complementarias. El ENARGAS y el ENRE deberán aplicar los nuevos criterios en cuadros tarifarios y facturación, mientras que se invita a provincias y entes reguladores locales a adherir al esquema para asegurar cobertura nacional.

anexo 2 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

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Energía y transporte, en el centro del plan de privatizaciones que impulsa el Gobierno para 2026

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El Gobierno nacional definió una estrategia para avanzar en 2026 con la privatización de más de una decena de empresas públicas, principalmente en los sectores de energía, transporte y servicios, con el objetivo de dar una nueva impronta al sector privado y obtener fondos para fortalecer las reservas. El plan se apoya en la transformación previa de las Sociedades del Estado en Sociedades Anónimas, un paso clave desde el punto de vista jurídico e institucional para habilitar futuras ventas.

La iniciativa se enmarca en el esquema de reformas impulsado por el presidente Javier Milei, que busca reducir la participación del Estado en actividades empresariales, igualar las condiciones de competencia con el sector privado y avanzar en un proceso de desinversión ordenado.

El marco normativo y la transformación de las empresas públicas

El sustento legal del proceso se encuentra en el artículo 48 del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) Nº 70/2023, mediante el cual el presidente Milei dispuso que todas las sociedades o empresas con participación estatal, cualquiera fuera su tipo o forma societaria, deban transformarse en Sociedades Anónimas.

De este modo, las empresas quedaron sujetas a las prescripciones de la Ley General de Sociedades Nº 19.550, en igualdad de condiciones con las sociedades sin participación estatal y sin prerrogativas públicas. Esta modificación resulta central porque elimina regímenes especiales y facilita los procesos de privatización, concesión o venta de activos.

En ese marco, el Gobierno completó el programa de transformación de Sociedades del Estado (SE) en Sociedades Anónimas (SA). El último paso se concretó este viernes, cuando se inscribió en el Registro Público la conversión de Ferrocarriles Argentinos Sociedad del Estado (SE) en Ferrocarriles Argentinos Sociedad Anónima Unipersonal (SAU), cerrando así una etapa clave del plan oficial.

Las empresas que el Gobierno buscará privatizar

Con la estructura societaria ya modificada, el Ejecutivo avanza con una lista amplia y diversa de empresas que podrían ser privatizadas durante 2026. Entre ellas se destacan compañías vinculadas al transporte ferroviario, aéreo y fluvial, así como a servicios públicos y energía.

En el primer grupo figuran la Administración de Infraestructura Ferroviaria, la Operadora Ferroviaria, la Administración General de Puertos, la Empresa Argentina de Navegación Aérea, Intercargo y la Vía Navegable Troncal, conocida como la Hidrovía, un activo estratégico para el comercio exterior argentino.

También aparecen empresas de servicios y contenidos públicos, como Radio y Televisión Argentina, Télam, Contenidos Públicos, Edu.Ar y la Casa de Moneda, junto con Fabricaciones Militares.

Además, el Gobierno incluyó en su hoja de ruta a grandes compañías de infraestructura y energía, como Transener, las represas hidroeléctricas, Enarsa y AYSA, la empresa que provee agua potable y cloacas al Área Metropolitana de Buenos Aires.

En el caso de Corredores Viales, la privatización abarca una red de 9.000 kilómetros de rutas, lo que anticipa un fuerte impacto en el esquema de concesiones y mantenimiento vial

Impacto económico y sectores sensibles

Desde el punto de vista económico, el Gobierno espera que el proceso de privatizaciones genere ingresos extraordinarios que permitan robustecer las reservas, al tiempo que impulse una mayor participación del sector privado en áreas consideradas estratégicas.

Sin embargo, el alcance del plan también anticipa repercusiones significativas en sectores sensibles como el transporte, la energía y los servicios públicos, donde las empresas involucradas cumplen funciones clave en la logística, la conectividad y el abastecimiento básico.

La decisión de concentrar la mira principalmente en energía y transporte refleja la relevancia fiscal y económica de estos sectores, pero también abre un debate sobre tarifas, inversiones futuras y el rol del Estado en la regulación de servicios esenciales.

Con la conversión societaria ya concluida, 2026 aparece como el año clave para la ejecución del plan. El avance efectivo de las privatizaciones dependerá del contexto macroeconómico, del interés de los inversores y de la capacidad del Gobierno para llevar adelante un proceso que combina decisiones políticas, reformas institucionales y alto impacto económico.

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