Energía Argentina

El Ejecutivo modifica el presupuesto y redefine fondos para seguridad, salud y energía

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El Gobierno refuerza partidas clave y autoriza cambios estructurales en el Fondo Gasífero: Milei firmó el DNU 849/2025 que reconfigura el presupuesto 2025

En un contexto de emergencia económica y con un Presupuesto prorrogado por segundo año consecutivo, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 849/2025, que modifica de forma integral el Presupuesto General de la Administración Nacional y habilita transferencias millonarias para cubrir obligaciones previsionales, gastos esenciales y programas sociales. La medida incluye la posibilidad de transformar o disolver el Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino (FONDESGAS), un punto clave para la infraestructura energética.

Un DNU para reordenar las cuentas públicas en un año sin presupuesto aprobado

El DNU, publicado en el Boletín Oficial y fechado el 28 de noviembre de 2025, sostiene su justificación en la “situación de suma gravedad” económica y en el hecho de que por segundo año consecutivo el Congreso no sancionó una Ley de Presupuesto, luego de que el Ejecutivo enviara su proyecto el 15 de septiembre de 2024.

Para sostener la administración del Estado, el Gobierno recuerda que el Decreto 1131/24 prorrogó el Presupuesto 2023 (Ley 27.701), mientras que la Decisión Administrativa 3/25 estableció los créditos correspondientes a esa prórroga.

El marco de emergencia se fundamenta además en: El Decreto 70/2023, que declaró la emergencia pública económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025. La Ley 27.742 (Bases), que declaró la emergencia administrativa, económica, financiera y energética por un año.

Bajo este contexto, el Gobierno afirma que “resulta necesario asegurar una distribución razonable de los recursos” para evitar que se vea afectada la prestación de “servicios esenciales” del Estado.

Recomposición previsional, seguridad y gasto social: el detalle de los refuerzos presupuestarios

Asignaciones para jubilaciones, retiros y sentencias judiciales

Uno de los puntos centrales del DNU es la asignación de $406.557.027.778 destinados al pago de deudas previsionales originadas en sentencias judiciales firmes vinculadas a las Fuerzas Armadas y de Seguridad.

El reparto es el siguiente: Caja de Retiros, Jubilaciones y Pensiones de la Policía Federal:
$352.748.607.000. Instituto de Ayuda Financiera para Pago de Retiros y Pensiones Militares (IAF):
$53.808.420.778

El Gobierno explica que el refuerzo responde a los aumentos salariales otorgados durante 2025 a las Fuerzas de Seguridad (Resoluciones 176/25, 520/25 y 944/25) y al Personal Militar (Resoluciones conjuntas 11/25, 24/25 y 63/25), que impactan directamente en los haberes de retirados y pensionados.

Modificaciones en cargos y traspasos

El DNU incorpora también modificaciones de personal, registradas en las planillas anexas IF-2025-127772174-APN-SSP#MEC.

Entre ellas, se destacan: Transferencia de cargos desde la Jefatura de Gabinete y el Ministerio de Justicia hacia el Ministerio de Seguridad Nacional, en línea con el Decreto 605/2025.

El ajuste busca adecuar la dotación de agentes tras la reubicación de dependencias como el Registro Nacional de Datos Genéticos.

Salud, discapacidad, educación y programas sociales

El DNU también refuerza partidas para: Hospitales de alta complejidad SAMIC, incluidos Garrahan, El Cruce, Cuenca Alta, René Favaloro, Bicentenario Esteban Echeverría y el Presidente Néstor Kirchner. Agencia Nacional de Discapacidad (ANDIS): para el pago de pensiones no contributivas y del subsidio extraordinario a beneficiarios. Secretaría Nacional de Niñez, Adolescencia y Familia: financiamiento de Prestación Alimentar. Secretaría de Educación: Política salarial docente y no docente de universidades. Compra de computadoras. Becas PROGRESAR, comedores escolares y Jornada Extendida. Programas de empleo: Volver al Trabajo, Fomentar e Intercosecha. ANSeS: Prestaciones previsionales con impacto de la Ley de Movilidad Previsional (N° 26.417). Programa 19 (Asignaciones Familiares). Prestación por desempleo.Programa 32 – Acciones de Nutrición (Programa 1000 Días). Transferencias al PAMI. Prestación Mensual de Oncopediatría.

Empresas públicas y organismos: financiamiento adicional

La jurisdicción Obligaciones a Cargo del Tesoro (91) recibe refuerzos para sostener: Radio y Televisión Argentina S.A.U. Educ.ar S.A.U. Casa de Moneda S.A.U. Yacimientos Carboníferos Río Turbio. Belgrano Cargas y Logística S.A. SOFSE (Sociedad Operadora Ferroviaria). ACUMAR. ENARD. Incremento de capital del IDB Investment Corporation.

Asimismo se readecúa el Servicio de la Deuda Pública para cubrir servicios financieros del ejercicio en curso.

Economía queda habilitado a disolver el Fondo de Desarrollo Gasífero

Uno de los artículos con mayor impacto político y sectorial es el artículo 4°, que autoriza al Ministerio de Economía a modificar, transformar, disolver o liquidar el Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino (FONDESGAS).

El DNU instruye a Energía Argentina S.A. (ex Enarsa), fiduciaria del fondo, a brindar “colaboración y asistencia” a la Secretaría de Energía para garantizar la transición hacia un nuevo instrumento de financiamiento de obras de transporte de gas.

La habilitación refleja el giro del Gobierno hacia mecanismos alternativos para financiar infraestructura energética en un contexto de severo ajuste fiscal y restricciones de financiamiento.

El sector energético podría mostrar distintas reacciones: desde empresas interesadas en nuevos esquemas de inversión hasta gobernadores y actores del gasoducto troncal que podrían advertir por eventuales retrasos o redefiniciones.

Control legislativo obligatorio

Como establece la Ley 26.122, el DNU debe ser remitido a la Comisión Bicameral Permanente, que deberá dictaminar su validez y enviarlo al recinto de ambas Cámaras para su tratamiento.

El artículo 7° del decreto cumple con ese paso formal: “Dese cuenta a la Comisión Bicameral Permanente del H. Congreso de la Nación”.

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Biocombustibles: Energía oficializó valores para biodiesel y bioetanol en medio de presión de costos

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Energía oficializó nuevos precios para biodiesel y bioetanol, impacto inmediato en costos industriales y en la política de biocombustibles

El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, estableció los nuevos precios oficiales del biodiesel y del bioetanol para mezcla obligatoria con gasoil y naftas, mediante las Resoluciones 485/2025 y 486/2025. La actualización rige desde su publicación en el Boletín Oficial y redefine el esquema de costos para refinerías, petroleras, ingenios y pymes aceitera–alcoholeras, en un contexto de presión por recomponer ingresos del sector y contener el impacto en surtidores.

Un paquete regulatorio clave: cómo quedan los precios y quiénes son los actores involucrados

Las Resoluciones 485/2025 y 486/2025 de la Secretaría de Energía —publicadas en el Boletín Oficial— fijaron nuevos valores para los biocombustibles destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles, en cumplimiento de los mandatos establecidos por la Ley 27.640 de Biocombustibles y su régimen de abastecimiento regulado.

Resolución 485/2025 – Biodiesel. Establece un nuevo precio de adquisición del biodiesel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil. El artículo 1° fija el valor oficial aplicable para las operaciones entre las plantas habilitadas y las empresas refinadoras o comercializadoras. La resolución se dicta en el marco de la potestad regulatoria de la Secretaría de Energía para actualizar precios según variaciones de costos productivos, insumos y condiciones del mercado.

Resolución 486/2025 – Bioetanol. Determina los precios oficiales del bioetanol elaborado a partir de caña de azúcar y de maíz, en línea con el régimen de cortes obligatorios de naftas. El artículo 1° fija el precio para el bioetanol de caña, mientras que el artículo 2° define el valor para el bioetanol derivado de maíz, ambos con vigencia inmediata.

Ambas normativas reafirman que los nuevos precios serán de cumplimiento obligatorio para toda operación comercial vinculada a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles, y su aplicación queda sujeta a la fiscalización de la Secretaría de Energía.

Presión de costos, señales regulatorias y un mercado en transición

La actualización de precios ocurre en un contexto de tensiones entre la necesidad de sostener la viabilidad económica de las plantas de biocombustibles y la presión por contener aumentos en combustibles líquidos.

Los productores de biodiesel y bioetanol habían advertido durante los últimos meses sobre: incrementos en insumos claves (aceite de soja, maíz, caña y logística); variaciones del tipo de cambio; atraso acumulado en precios regulados respecto de los costos reales de producción.

La Secretaría de Energía fundamenta que las actualizaciones responden a la dinámica del mercado y a la obligación de sostener el abastecimiento, tal como prevé la Ley 27.640, que ordena asegurar “volúmenes y precios que permitan el normal funcionamiento del régimen de biocombustibles”.

A su vez, la medida se alinea con la política de recomposición progresiva del Precio de Paridad de Importación (PPI), que afecta directamente la estructura de costos de las petroleras y la forma en que éstas trasladan costos a los surtidores.

Impacto para petroleras, ingenios, pymes y provincias productoras

La fijación de nuevos precios tendrá efectos inmediatos en toda la cadena energética.

Para las petroleras. Aumentan los costos de adquisición de biodiesel y bioetanol para mezcla obligatoria. La señal de precios podría presionar al alza la estructura de costos de gasoil y naftas, aunque el Gobierno busca administrar el impacto final en surtidores.

Para el sector agroindustrial (soja, maíz y caña). La actualización de precios mejora el ingreso de plantas industriales en un año marcado por márgenes ajustados. Permite cierta previsibilidad a corto plazo, fundamental para la planificación financiera de pymes y cooperativas vinculadas a biocombustibles.

Para las provincias bioenergéticas. Las economías regionales de Tucumán, Salta y Jujuy (bioetanol caña) y las provincias cerealeras de la región centro (bioetanol maíz), además de Santa Fe (biodiesel), ven en estas actualizaciones un respiro frente a costos crecientes.

Para el mercado energético en general. El ajuste sostiene el cumplimiento del régimen de cortes obligatorios y evita desabastecimientos, un riesgo presente cuando los precios regulados quedan por debajo de los costos de producción.

Normalización gradual y un debate de fondo pendiente

Las Resoluciones 485/2025 y 486/2025 se inscriben en un proceso de “normalización regulatoria” que la Secretaría de Energía viene impulsando desde fines de 2024, con revisiones periódicas para recomponer precios y garantizar el abastecimiento interno.

Sin embargo, el debate estratégico continúa abierto: ¿Argentina avanzará hacia un esquema de precios más libre o sostendrá la regulación? ¿Se ampliarán los cortes obligatorios como plantea parte de la industria para aumentar inversiones? ¿Cómo impactará la evolución macroeconómica en los costos de producción durante 2026?

Por ahora, el Gobierno refuerza la señal de mantener un régimen regulado, pero con mayor periodicidad en las revisiones, buscando equilibrio entre sostenibilidad productiva y estabilidad de precios.

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El ENARGAS habilita consulta pública para modernizar el régimen de estaciones de GNC

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El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) abre consulta pública para actualizar el régimen de estaciones de GNC: nuevo marco regulatorio para el sector

ENARGAS dispuso la apertura de una consulta pública de 20 días para actualizar el régimen de estaciones de carga de GNC vehicular y las pautas del seguro de caución obligatorio. La medida, publicada el 26 de noviembre de 2025, apunta a modernizar reglas, reforzar la seguridad operativa y mejorar la fiscalización en un segmento clave de la matriz energética argentina.

Un nuevo marco regulatorio para el GNC: modernización y supervisión reforzada

El ENARGAS oficializó, mediante la Resolución 900/2025 (RESOL-2025-900-APN-DIRECTORIO#ENARGAS), la apertura de un proceso de consulta pública destinado a actualizar el “Régimen para Estaciones de Carga de GNC Vehicular” y las “Pautas Mínimas del Seguro de Caución Obligatorio para Estaciones de Carga de GNC Vehicular”, incorporados como Anexo I e II.

La iniciativa se sustenta en el Informe IF-2025-128790965-APN-GIYN#ENARGAS, elaborado por la Gerencia de Innovación y Normalización. El organismo técnico sostuvo allí que: “…la reforma configura un marco regulatorio mucho más claro, riguroso y moderno, que no solo mejora la transparencia y la fiscalización del sistema, sino que también fortalece la seguridad operacional, y la capacidad de respuesta del ENARGAS y de los actores del sector frente a los desafíos actuales de la industria del GNC vehicular”.

La consulta pública tendrá una duración de 20 días hábiles administrativos, a partir de su publicación en el Boletín Oficial, período en el cual los interesados podrán presentar comentarios formales sin carácter vinculante.

El expediente completo (EX-2025-126509897-APN-GIYN#ENARGAS) queda disponible en la sede central del organismo, ubicada en Suipacha 636 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y en sus delegaciones regionales

Ejes de la actualización: seguridad, responsabilidad y trazabilidad digital

El nuevo régimen propone adecuaciones sustantivas sobre el funcionamiento, control y obligaciones de las estaciones de GNC, los habilitadores, los representantes técnicos y los responsables de mantenimiento.

Entre los aspectos centrales incluidos en los Anexos se destacan:

Refuerzo del sistema de habilitación y control

El régimen actualizado exige: Inspecciones trimestrales obligatorias por parte del habilitador. Actas en duplicado, numeradas y cargadas en el Registro Informático Centralizado (RIC). Envío mensual de todos los registros al ENARGAS dentro de los primeros 10 días hábiles. Se mantiene la posibilidad de auditorías programadas o sorpresivas por parte del ente regulador.

Escala de sanciones claras y graduadas

Las estaciones, representantes técnicos y responsables de mantenimiento podrán recibir: Apercibimiento. Multa. Suspensión de habilitación (1 a 90 días). Inhabilitación definitiva.

Las sanciones se graduarán según gravedad, reiteración, afectación a usuarios y al interés público, y posibles intentos de ocultamiento.

Seguro obligatorio y caución reforzada

Según el Anexo II, todas las estaciones deberán contar con: Seguro de responsabilidad civil con evaluación de riesgo previa a la renovación. Seguro de caución obligatorio, destinado a garantizar el cumplimiento continuo de requisitos técnicos y de funcionamiento durante toda la habilitación.

Control operativo sobre vehículos abastecidos

El régimen especial establece que cada estación debe verificar, previo a cada carga, la vigencia de las obleas obligatorias: Equipo completo para GNC (Res. ENARGAS 3442/2006). VPGN NAG-451. VPGN NAG-452.

El incumplimiento determina prohibición de carga. Las infracciones generan sanciones progresivas que van desde cortes de suministro de 24 horas, 2 días, 5 días, hasta suspensión o inhabilitación definitiva.

Transición hacia el nuevo Ente Regulador de Gas y Electricidad

La resolución cita el Decreto 452/2025, que constituyó el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, previsto por la Ley 27.742. Aunque aún se encuentra en etapa de conformación, el decreto estableció que: “…mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas del ENARGAS (…) y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente”.

En este marco de transición institucional, el ENARGAS ejerce plenamente sus facultades bajo el Artículo 51 de la Ley 24.076 (T.O. 2025), que lo habilita a dictar reglas de seguridad, normas técnicas y procedimientos para el gas natural comprimido.

Además, se destaca la obligación de asegurar la publicidad de las decisiones, incluyendo sus antecedentes, reforzando el principio de transparencia administrativa.

Qué implica la consulta pública para el mercado del GNC

El segmento del GNC vehicular representa un mercado estratégico para el transporte liviano y comercial, con impacto directo en: Inversión en estaciones y mejoras de infraestructura. Costos operativos asociados a inspecciones, seguros y mantenimiento. Niveles de cumplimiento regulatorio y eventuales sanciones. Trazabilidad de equipamiento y certificaciones técnicas.

La actualización normativa tiende a homogeneizar estándares, reducir riesgos operativos y mejorar la capacidad de fiscalización. Para los operadores, el nuevo esquema podría implicar: Mayores costos iniciales por seguros, procesos y controles. Mayor previsibilidad regulatoria y reducción de contingencias sancionatorias. Requerimientos administrativos reforzados (carga digital en el RIC, actas, auditorías).

Las cámaras y actores del sector prevén analizar en detalle los Anexos técnicos para presentar propuestas durante la consulta pública, especialmente en aspectos vinculados a: Plazos de inspecciones. Exigencias documentales. Rangos de sanciones. Requerimientos de almacenamiento y compresión. Esquemas de responsabilidad operativa.

Qué puede cambiar tras la consulta pública

Aunque los aportes no serán vinculantes, el ENARGAS destacó que la participación de los sujetos interesados: “…contribuye a dotar de mayor eficacia al procedimiento, permitiendo evaluar las modificaciones concretas a ser introducidas en la normativa”.

Tras los 20 días hábiles, el organismo deberá: Evaluar las sugerencias recibidas. Ajustar los Anexos I y II en caso de considerarlo pertinente. Publicar —o no— la versión definitiva del marco actualizado.

La resolución marca un punto de inflexión en la regulación del GNC vehicular, en un contexto de modernización institucional y de exigencias crecientes de seguridad en la industria energética.

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Autorizan privatización parcial de Nucleoeléctrica con control del 51% en manos del Estado

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El Gobierno autoriza la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina: se venderá 44% de acciones y lanzará un Programa de Propiedad Participada.

El Poder Ejecutivo, a través del Decreto 695/2025, autorizó la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), empresa responsable de la operación de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. La medida establece la venta del 44% del capital accionario mediante licitación pública nacional e internacional, mientras que otro 5% será destinado a un Programa de Propiedad Participada. El Estado Nacional conservará el control mayoritario con el 51% de las acciones, a través de la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Energía Atómica.

Actualmente, el capital social de NASA se compone de un 79% en manos del Estado Nacional, un 20% de la Comisión Nacional de Energía Atómica y un 1% de ENARSA. El decreto instruye además transferencias accionarias internas para consolidar la participación estatal antes del proceso de privatización: ENARSA deberá ceder el 1% de su participación al Estado Nacional, y NASA deberá transferir el 0,01% del capital social de ENARSA.

El Gobierno justificó la decisión en la necesidad de atraer capital privado para financiar proyectos estratégicos, entre ellos la Extensión de Vida de Atucha I, que prevé su reingreso al mercado eléctrico en 2027, y el Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II (ASECG II), esencial para la continuidad operativa de Atucha II.

La medida se inscribe en la política de reducción del déficit fiscal y achicamiento del aparato estatal, con la intención de que la empresa gane competitividad bajo un esquema mixto. Según los fundamentos oficiales, la intervención estatal exclusiva “no ha dado los resultados esperados” y la participación privada se considera “el medio más idóneo” para garantizar eficiencia y rentabilidad.

Antecedentes y marco legal

La privatización parcial se apoya en el artículo 8° de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que declaró a NASA “sujeta a privatización” bajo los lineamientos de la Ley 23.696 de Reforma del Estado.

Cabe recordar que NASA fue creada en 1994 por el Decreto 1540, que transfirió a la sociedad la operación de Atucha I y Embalse, además de la construcción de Atucha II. Desde entonces, la empresa ha registrado hitos en generación: en 2024 alcanzó un récord histórico de 10.449.015 MWh netos, con un factor de carga del 73,3%, cifras que la colocan en estándares internacionales de eficiencia operativa.

El proceso deberá pasar por la Comisión Bicameral del Congreso, como prevé la Ley 23.696, y contará con la intervención de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas del Ministerio de Economía, encargada de definir los términos de la licitación.

La privatización parcial de Nucleoeléctrica abre un debate político y económico en torno al rol del Estado en sectores estratégicos como la energía nuclear. El Gobierno asegura que el Estado conservará el control mayoritario y la capacidad de decisión, pero la apertura al capital privado podría modificar los equilibrios en la gestión de inversiones y en la definición de prioridades tecnológicas.

Sectores sindicales y legislativos podrían cuestionar el esquema, especialmente en lo referido al Programa de Propiedad Participada del 5%, que requerirá aprobación de la Secretaría de Trabajo para su implementación. A nivel internacional, la licitación promete atraer a fondos especializados en energía y empresas del sector nuclear interesadas en acceder a un mercado con proyectos de largo plazo.

El impacto sobre la política energética será significativo: el Estado buscará descargar parte del costo de financiamiento en inversores privados, mientras asegura su control estratégico en la operación de las centrales. En paralelo, la medida se alinea con los compromisos de equilibrio fiscal y con la estrategia de mostrar al mercado internacional señales de apertura a la inversión extranjera en sectores de alta sensibilidad.

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Misiones: habrá un corte total de luz este domingo por mantenimiento en la línea de 500 kV

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La empresa LITSA (Líneas de Transmisión del Litoral S.A.), operadora de los electroductos de alta tensión del NEA, realizará este domingo 21 de septiembre trabajos de mantenimiento en la línea de 500 kV que conecta Rincón Santa María con la Estación Transformadora de San Isidro, en Posadas. La operación, coordinada con Energía de Misiones, requerirá un corte total del suministro eléctrico en toda la provincia entre las 7:00 y las 8:00 de la mañana.

El comunicado oficial indica que se trata de la segunda parte del plan de mantenimiento preventivo sobre la línea de transmisión de extra alta tensión, clave para el abastecimiento eléctrico de Misiones.

Por la magnitud de los trabajos y la criticidad de la infraestructura involucrada, el corte impactará en forma total sobre el sistema eléctrico provincial. La duración, limitada a una hora, no permite activar fuentes de generación local, por lo que no habrá servicio alternativo durante la intervención.

Además, se aclaró que las tareas se suspenderán en caso de lluvias, a fin de garantizar las condiciones de seguridad de los operarios y la estabilidad de la red.

Segunda etapa de mantenimiento en la red troncal

La línea en cuestión es la única conexión de 500 kV que abastece a Misiones, extendiéndose desde la central de Rincón Santa María (Corrientes) hasta la estación transformadora de San Isidro, ubicada en Posadas. Esta infraestructura resulta estratégica porque canaliza la energía proveniente del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) hacia la red de distribución provincial.

El mantenimiento está a cargo de LITSA, compañía especializada en transporte de energía en el NEA, bajo supervisión del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) y en coordinación con Energía de Misiones S.A., distribuidora local.

Si bien la duración del corte es breve, se prevé un impacto significativo en la actividad económica y social: Comercios, industrias y servicios esenciales deberán adecuar sus operaciones a la falta de energía en ese horario. Hospitales y organismos críticos activarán planes de contingencia mediante generadores auxiliares. Usuarios residenciales enfrentarán interrupciones que, por ser en la mañana de un domingo, minimizarán parcialmente los efectos en la vida cotidiana.

El episodio reabre el debate sobre la dependencia energética de Misiones, que carece de generación propia suficiente para respaldar su consumo en escenarios de contingencia. En los últimos años, se impulsaron proyectos de diversificación con biomasa y energía solar, pero el peso de la interconexión nacional sigue siendo determinante.

Desafíos en infraestructura eléctrica

La intervención programada refuerza la necesidad de mantener la confiabilidad de las redes de transmisión, en un contexto de mayor demanda y transición hacia energías renovables.

A futuro, el desafío para Misiones será reducir su vulnerabilidad a interrupciones en la red nacional, mediante la incorporación de generación distribuida y nuevas inversiones en infraestructura.

Mientras tanto, las autoridades recomiendan a la población tomar recaudos básicos: desconectar artefactos eléctricos sensibles, prever reservas de agua y organizar actividades esenciales fuera del horario del corte.

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