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Corrientes suma generación renovable al MEM: autorizan el ingreso del parque solar Bella Vista Secco

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El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, autorizó el ingreso del Parque Solar Bella Vista Secco al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agente generador, con una potencia instalada de 7 megavatios. La decisión, formalizada mediante la Resolución 505/2025 publicada el 17 de diciembre de 2025, habilita la incorporación de nueva generación renovable en la provincia de Corrientes y refuerza la estrategia de diversificación de la matriz energética, con impacto directo en la oferta eléctrica regional y en el funcionamiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La medida reviste relevancia económica e institucional porque consolida una nueva inversión privada en energías limpias, bajo el marco regulatorio vigente, y define las condiciones técnicas y económicas de su integración al sistema eléctrico nacional.

Autorización formal y encuadre regulatorio en el Mercado Eléctrico Mayorista

La resolución autoriza a la empresa Industrias Juan F. Secco S.A. a ingresar al MEM como Agente Generador para su Parque Solar Bella Vista Secco, ubicado en el departamento de Bella Vista, provincia de Corrientes. El emprendimiento contará con una potencia de siete megavatios (7 MW) y se conectará al SADI a través de la Línea de Media Tensión (LMT) de 33 kV Bella Vista–Desmochado, bajo jurisdicción de la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC).

El acto administrativo se sustenta en las facultades conferidas por los artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, que regula el régimen de la energía eléctrica, y en el marco operativo definido por “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el MEM”, aprobados originalmente por la Resolución N° 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica.

En este sentido, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) informó, mediante nota del 3 de diciembre de 2024, que la empresa cumple con los requisitos exigidos en los puntos 5.1 y 5.2 del Anexo 17 de Los Procedimientos para su ingreso y administración en el MEM, así como con la información requerida para la Base de Datos Estacional del Sistema. Asimismo, dejó constancia de que deberá completarse el equipamiento correspondiente al Anexo 24, vinculado a los sistemas de comunicaciones SCOM, SMEC y SOTR.

Evaluación ambiental, publicidad y ausencia de objeciones

Uno de los hitos clave del proceso fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto. Mediante la Resolución N° 512 del 1 de octubre de 2025, el Instituto Correntino del Agua y del Ambiente (ICAA) dio conformidad ambiental al Parque Solar Bella Vista Secco, cumpliendo así con las exigencias provinciales en materia de evaluación ambiental.

En paralelo, la solicitud de ingreso al MEM fue publicada en el Boletín Oficial N° 35.800 del 28 de noviembre de 2025, sin que se registraran objeciones por parte de terceros que impidieran el dictado de la medida. Además, la empresa acreditó el cumplimiento de la normativa vigente en cuanto a la presentación de documentación societaria y comercial.

La Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, y el servicio jurídico permanente del Ministerio de Economía intervinieron en el trámite, validando el encuadre técnico y legal de la autorización.

Impacto operativo y responsabilidades económicas en el SADI

La resolución no solo habilita el ingreso del nuevo parque solar, sino que también establece reglas claras sobre las responsabilidades económicas asociadas a su operación. En particular, instruye a CAMMESA a cargar a Industrias Juan F. Secco S.A. los sobrecostos y penalidades que eventualmente se generen para otros agentes del MEM o para los prestadores de la Función Técnica del Transporte (FTT) como consecuencia de indisponibilidades vinculadas al ingreso del parque al SADI.

Estos cargos podrán ser imputados dentro del período estacional en el que se produzcan, reforzando el principio de asignación de costos al agente que los origina y preservando la neutralidad económica del sistema para el resto de los participantes.

Desde una perspectiva sectorial, la incorporación de 7 MW de generación solar en Corrientes contribuye a ampliar la oferta renovable, mejorar la diversificación de fuentes y fortalecer el desarrollo energético regional, aunque su escala no modifica de manera sustantiva el balance nacional. Sin embargo, en el plano institucional, el ingreso al MEM consolida un antecedente relevante para futuros proyectos de energías limpias en el norte argentino, en un contexto de transición energética y de creciente exigencia regulatoria.

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Hidroeléctricas del Comahue: el Gobierno precalifica oferentes y avanza hacia la venta del 100% del capital accionario

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El Ministerio de Economía avanzó en la privatización hidroeléctrica del Comahue: aprueba la primera etapa del concurso y define la apertura de ofertas económicas para el 28 de noviembre

El Gobierno nacional dio un nuevo paso decisivo en el proceso de privatización de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, al aprobar la primera etapa del Concurso Público Nacional e Internacional para vender el 100% de las acciones de las sociedades creadas para operar esas centrales. La medida, formalizada mediante la Resolución 1910/2025 del Ministerio de Economía, habilita la precalificación de oferentes y fija para el 28 de noviembre, a las 10:00, la apertura de las ofertas económicas.

Un proceso estructural: marco normativo, actores y avances del procedimiento

La resolución —firmada el 26 de noviembre de 2025 por el ministro Luis Caputo— se apoya en un extenso andamiaje normativo que incluye las leyes 15.336, 23.696 y 27.742, y decretos clave como el 718/2024, el 286/2025 y el 590/2025, que ordenaron la reversión, reorganización societaria y posterior privatización de las principales represas del Comahue.

Los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, cuyas concesiones iniciales datan de 1993, fueron incorporados al programa de privatización mediante las instrucciones impartidas por la Secretaría de Energía. Así, ENARSA y Nucleoeléctrica Argentina (NASA) conformaron cuatro sociedades operadoras, con la composición accionaria establecida en 98% ENARSA y 2% NASA, para transitar la etapa de transición previa a la venta.

La Ley 27.742 declaró a ambas compañías sujetas a privatización. Luego, los decretos 286/2025 y 695/2025 autorizaron la privatización total de ENARSA y la privatización parcial de NASA, respectivamente, habilitando así el traspaso de activos estratégicos al sector privado.

El decreto 718/2024 instruyó la realización de un concurso público competitivo y estableció que la adjudicación de las acciones activaría formalmente las nuevas concesiones para generación hidroeléctrica.

En agosto de 2025, la Resolución 1200 del Ministerio de Economía lanzó el concurso, aprobó el Pliego de Bases y Condiciones (PLIEG-2025-91224663-APN-SE#MEC), fijó el llamado internacional y constituyó una Comisión Evaluadora ad hoc. Posteriormente, las resoluciones 1569/2025 y 1649/2025 dictaron ocho circulares de aclaraciones y modificaciones, y redefinieron fechas claves para el proceso.

Oferentes, precalificación y exclusión: cómo quedó el mapa empresarial tras la apertura del Sobre N.º 1

El 7 de noviembre a las 17:00, a través de la plataforma CONTRAT.AR, se realizó la apertura automática del Sobre N.º 1, correspondiente a antecedentes, información jurídica y técnica. Se presentaron nueve ofertas que incluyeron a firmas como Central Puerto, Enel Argentina, Pampa Energía, AES, Hidroeléctrica Futaleufú, y diversos consorcios integrados por empresas nacionales e internacionales.

La Comisión Evaluadora verificó inscripciones en CONTRAT.AR, analizó la documentación, solicitó subsanaciones por errores no esenciales. Y trasladó observaciones a los oferentes el 13 de noviembre, cumpliendo el procedimiento previsto en el Pliego.

Concluido el análisis, recomendó precalificar a las firmas que cumplieron los requisitos para pasar a la segunda etapa. La resolución adopta esa recomendación y detalla, renglón por renglón, los grupos habilitados:

Renglón 1 — Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A.

Se precalificaron:

  • EDISON INVERSIONES S.A.U., ENERGÉTICA DEL NORTE S.A.U., CONSORCIO DE EMPRESAS MENDOCINAS PARA POTRERILLOS S.A. y EDISON HOLDING S.A.
  • HIDROELÉCTRICA FUTALEUFÚ S.A., GENNEIA S.A. y ALUAR ALUMINIO ARGENTINO S.A.I.C.
  • BML INVERSORA S.A.U. y empresas asociadas (ENERGRAIN, ORAZUL ENERGY GENERATING, ORAZUL ENERGY CERROS COLORADOS, LIMABAZ S.A.U., BML GENERADORA S.A., MSU ENERGY GREEN S.A. y BML ENERGIA S.A.).
  • CENTRAL COSTANERA S.A. y CENTRAL PUERTO S.A.
  • PAMPA ENERGÍA S.A.
  • ENEL ARGENTINA S.A. y ENEL GENERACIÓN EL CHOCÓN S.A.
  • AES ARGENTINA GENERACIÓN S.A.

Renglón 2 — El Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A.

Se habilitaron los mismos grupos que en el Renglón 1, excepto AES, que no concursó en esta categoría.

Renglón 3 — Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A.

Se precalificaron:

  • EDISON (en todas sus sociedades vinculadas).
  • HIDROELÉCTRICA FUTALEUFÚ, GENNEIA y ALUAR.
  • El consorcio BML y asociadas.
  • ENEL y ENEL GENERACIÓN EL CHOCÓN S.A.

Renglón 4 — Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.

Se precalificaron:

  • EDISON y empresas asociadas.
  • FUTALEUFÚ–GENNEIA–ALUAR.
  • CENTRAL PUERTO S.A.
  • PAMPA ENERGÍA S.A.
  • ENEL y ENEL GENERACIÓN EL CHOCÓN.

Oferta desestimada

La resolución desestima formalmente, para todos los renglones, la oferta de IPS RENEWAL S.A., conforme al Dictamen de Precalificación.

El dictamen no recibió impugnaciones dentro del plazo previsto por el Pliego (art. 1.5.3.7), por lo que quedó firme.

Fecha clave para las ofertas económicas y publicación internacional

El Ministerio fija la apertura del Sobre N.º 2 —ofertas económicas— para el 28 de noviembre de 2025 a las 10:00, mediante la plataforma CONTRAT.AR.

Además, ordena publicar la resolución en: CONTRAT.AR, DGMARKET del Banco Mundial y el sitio web de la Secretaría de Energía

También instruye la notificación electrónica a cada oferente, siguiendo la trazabilidad establecida en el procedimiento.

La medida entra en vigencia desde su firma.

Un proceso de alto volumen regulatorio y horizonte estratégico

La aprobación de la primera etapa consolida el avance de uno de los procesos de privatización más relevantes desde la entrada en vigencia de la Ley 27.742. El paquete accionario en venta —100% de las acciones Clase A, B y C de las cuatro sociedades— representa el traspaso total del control operativo y estratégico de los complejos hidroeléctricos que abastecen una porción significativa del sistema eléctrico argentino.

La magnitud de los grupos precalificados permite anticipar un escenario de fuerte competencia en la etapa económica. Con la participación de generadoras tradicionales, compañías globales, consorcios de capitales mixtos y actores ligados a industrias electrointensivas.

Las decisiones que surjan de la apertura del 28 de noviembre marcarán el rumbo de la nueva etapa concesionada. Incluyendo el esquema de remuneración del período y el marco regulatorio establecido en el decreto 718/2024.

Para las provincias donde operan los complejos, así como para el sistema eléctrico en su conjunto. La adjudicación abrirá interrogantes sobre inversiones, políticas de mantenimiento, gestión de caudales y compromisos de abastecimiento.

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Nuevos precios de la energía eléctrica, cuánto costará el MWh en verano 2025–2026

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Actualización de precios estacionales de la energía: la Secretaría de Energía fija nuevos valores para el verano 2025–2026 y ajusta el aporte al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

La Resolución 437/2025 redefine los precios de referencia, estabilizados y adicionales del Mercado Eléctrico Mayorista y actualiza el recargo del 2% que integra el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica.

Nuevos valores para el Mercado Eléctrico Mayorista

A través de la Resolución 437/2025, publicada este 7 de noviembre en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dispuso la actualización integral de los precios estacionales de la energía eléctrica, en el marco de la Programación Estacional de Verano 2025–2026. La medida reemplaza el Anexo I de la Resolución 434/2025 e introduce nuevos valores para los componentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES).

La resolución establece la vigencia de los nuevos precios entre el 1° de noviembre de 2025 y el 30 de abril de 2026, conforme al anexo técnico aprobado (IF-2025-123250873-APN-DNRYDSE#MEC) elaborado por la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico.

En ese marco, el POTREF se fija en $8.181.808 por megavatio mensual, mientras que los precios estabilizados de la energía varían según el tipo de demanda y la franja horaria:

  • Demanda Residencial (N1, N2 y N3):
    • Hora pico: $58.281/MWh
    • Hora resto: $57.036/MWh
    • Hora valle: $56.054/MWh
  • Demanda No Residencial:
    • Hora pico: $51.633/MWh
    • Hora resto: $50.009/MWh
    • Hora valle: $49.353/MWh
  • Grandes Usuarios Distribuidores (GUDI):
    • Hora pico: $49.496/MWh
    • Hora resto: $47.940/MWh
    • Hora valle: $47.310/MWh

En todos los casos, el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) se mantiene en $4.927/MWh.

La resolución aclara que, para los usuarios residenciales encuadrados en las categorías N2 y N3, se aplicarán las bonificaciones vigentes establecidas por los Decretos 465/24 y 370/25 y las Resoluciones 90/24 y 36/25 de la Secretaría de Energía, con límites de consumo definidos por la autoridad de aplicación. Los valores sin subsidio se encuentran detallados en el Anexo IV de la Resolución 434/2025.

Ajuste del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

En paralelo, la Secretaría fijó en $1.704 por megavatio hora (MWh) el recargo equivalente al 2% previsto en el Artículo 30 de la Ley 15.336, que integra el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE). Este valor rige para los consumos realizados desde el 1° de noviembre de 2025.

El FNEE —actualizado por el Decreto 450/2025, que modernizó el régimen eléctrico nacional— constituye una herramienta clave para financiar la expansión y mantenimiento de la red eléctrica, especialmente en zonas de menor desarrollo relativo, así como programas de subsidios y compensaciones tarifarias entre regiones.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) participó del proceso técnico, elevando los cálculos del valor base sobre el cual se aplica el recargo, conforme a la nota P-056401-2 del 3 de noviembre de 2025.

Un nuevo marco regulatorio y operativo

La actualización de precios se enmarca en el proceso de normalización y adecuación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), iniciado mediante la Resolución 400/2025, que estableció las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”.
El Decreto 450/2025, que reformó las leyes 15.336 y 24.065, redefinió la estructura institucional del sistema eléctrico argentino, otorgando nuevas competencias a la Secretaría de Energía y a CAMMESA en la determinación y aplicación de los precios de referencia.

Según la medida, los valores actualizados buscan reflejar las condiciones técnicas, económicas y operativas reales del MEM y mejorar la transparencia en la interpretación de los precios estacionales, garantizando coherencia entre las categorías de demanda y los regímenes de bonificación.

El nuevo esquema impacta directamente sobre las distribuidoras de energía eléctrica, tanto públicas como privadas, incluyendo cooperativas, concesionarias y organismos provinciales. La notificación alcanza al ENRE, a los entes reguladores provinciales y a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, además de las empresas integrantes del sistema.

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Corrientes extendió por un año la emergencia energética ante el aumento de la demanda y las restricciones de insumos

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El Gobierno de Corrientes acumula 11 años bajo emergencia energética: el Gobierno prorrogó por un año más el régimen de excepción

El Poder Ejecutivo de Corrientes prorrogó por 360 días la emergencia energética provincial, vigente de manera ininterrumpida desde 2014. La medida, dictada a través del Decreto N° 1.050/2024, otorga facultades extraordinarias para realizar contrataciones directas y priorizar obras ante un sistema eléctrico tensionado por el crecimiento de la demanda, las altas temperaturas y las restricciones de insumos importados.

Emergencia prorrogada: facultades extraordinarias y continuidad operativa

El Gobierno de Corrientes resolvió extender por 360 días la emergencia energética en todo el territorio provincial, que fue declarada inicialmente en 2014 y desde entonces se renueva de manera consecutiva. La decisión se formalizó mediante el Decreto N° 1.050 de fecha 17 de mayo de 2024, y alcanza al período 2025-2026, con el objetivo de “favorecer la concreción de trabajos y obras para atender situaciones de emergencia debido al aumento de la demanda y las perspectivas climáticas extremas”.

El régimen de excepción faculta a la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC) a ejecutar contrataciones directas, acelerar obras prioritarias y realizar mantenimientos urgentes. Según se detalla en los fundamentos, la medida permite “mantener la calidad del suministro eléctrico y acompañar el aumento continuo del consumo derivado del crecimiento demográfico y económico de la región”.

La DPEC sostiene que, bajo el marco de la emergencia, se ejecutan tareas de reposición de servicio, mantenimiento correctivo y preventivo, y ampliación de redes, en un contexto de limitaciones en el mercado eléctrico nacional y dificultades de acceso a insumos importados esenciales para el mantenimiento y finalización de obras.

Restricciones de insumos y desafíos del sistema eléctrico

El decreto provincial reconoce que, pese a los avances sostenidos en obras y mantenimiento, las restricciones a las importaciones y las limitaciones del mercado financiero afectan la disponibilidad de materiales y componentes eléctricos básicos.
Estas dificultades impactan directamente en la ejecución de obras indispensables, lo que “indudablemente repercute en la calidad y estabilidad del servicio eléctrico”.

En paralelo, desde la Dirección de Desarrollo en Energías Renovables, dependiente de la Secretaría de Energía de la Provincia, se subraya que la vigencia de la emergencia ha permitido respuestas rápidas ante contingencias y contrataciones ágiles para obras consideradas fundamentales, en particular en zonas rurales o aisladas.
Entre las obras destacadas se mencionan intervenciones en Isla Apipé Chico, San Luis del Palmar, Herlitzka y Sauce, donde se desarrollan tareas de extensión de redes, mejoras de distribución y proyectos de energización de comunidades rurales.

De acuerdo con fuentes técnicas, los mecanismos de excepción también facilitaron la continuidad de proyectos de acceso universal a la energía eléctrica, una política provincial que busca reducir brechas territoriales y mejorar la calidad de vida en áreas de baja densidad poblacional.

Once años bajo emergencia: contexto y proyección

Corrientes se encuentra bajo emergencia energética de manera ininterrumpida desde 2014, lo que la convierte en una de las provincias con mayor permanencia en régimen de excepción en materia eléctrica.
El esquema ha permitido sostener un flujo constante de obras menores y medianas, aunque también refleja la persistencia de un déficit estructural en infraestructura energética, en especial en zonas rurales y del interior provincial.

El decreto prorrogado enfatiza la necesidad de garantizar la seguridad del suministro ante la creciente demanda estacional y los picos de consumo, asociados a temperaturas extremas y riesgo de incendios durante el verano.

Con esta nueva extensión, el Gobierno provincial busca mantener un margen de flexibilidad operativa para ejecutar obras esenciales y gestionar contratos sin los plazos administrativos ordinarios, en un contexto nacional donde el abastecimiento energético y la importación de equipos se encuentran condicionados por restricciones financieras y logísticas.

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La inflación mayorista se aceleró al 3,7% en septiembre, máximo de un año y medio

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La inflación mayorista trepó al 3,7% en septiembre, el valor más alto desde marzo de 2024. Los precios de los productos importados subieron 9% y marcaron la pauta del mes, mientras que los nacionales avanzaron 3,3%.

El INDEC informó que el Índice de Precios Internos al por Mayor anotó su mayor suba desde marzo de 2024. Además de los importados, resaltó el aumento en productos agropecuarios nacionales.

La inflación mayorista se aceleró al 3,7% en septiembre, valor máximo desde marzo de 2024. Sucedió en un mes en el cual el dólar oficial testeó el techo de la banda, lo cual llevó al equipo económico a intervenir fuerte con diversas herramientas para defender el esquema cambiario.

Como consecuencia de esa inestabilidad, los productos importados arrojaron un incremento del 9% y explicaron gran parte de esta mayor variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) del INDEC.

Productos importados impulsaron la suba

El informe del INDEC detalló que el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) subió un 3,7% mensual, impulsado principalmente por los aumentos del 9% en productos importados, mientras que los productos nacionales registraron un incremento del 3,3%.
Dentro de estos últimos, las divisiones con mayor incidencia fueron:

  • Productos agropecuarios: +3,7%
  • Productos refinados del petróleo: +3,4%
  • Vehículos automotores, carrocerías y repuestos: +5,0%
  • Petróleo crudo y gas: +4,2%
  • Alimentos y bebidas: +2,0%

La incidencia de los productos importados en el nivel general fue del 0,63%, seguida por los productos refinados del petróleo (0,37%) y los vehículos automotores (0,35%), según el cuadro técnico del organismo.
A nivel interanual, el IPIM mostró una variación del 24,2%, mientras que en lo que va del año acumula un incremento del 20%.

Alzas en los precios básicos y del productor

El Índice de Precios Internos Básicos al por Mayor (IPIB) —que excluye impuestos— avanzó un 4,1% en septiembre, con una suba del 3,7% en los productos nacionales y del 9% en los importados. En tanto, el Índice de Precios Básicos del Productor (IPP), que mide la variación promedio de los precios percibidos por el productor local, subió 4% mensual, con un aumento del 5,2% en los productos primarios y del 3,5% en los manufacturados y energía eléctrica.

El INDEC destacó que los precios de la energía eléctrica se mantuvieron estables (+0,4%) en todos los indicadores mayoristas, mientras que los productos metálicos básicos (+8,2%) y los equipos eléctricos (+8,1%) fueron los que mostraron las mayores variaciones dentro de los manufacturados.

Contexto macroeconómico y perspectivas

El dato del 3,7% representa la mayor suba mensual del índice mayorista desde marzo de 2024 y se produce en un escenario de presión cambiaria y ajuste de precios relativos.
La aceleración en los precios de los bienes importados refleja la volatilidad del tipo de cambio y la necesidad del equipo económico de intervenir en el mercado para sostener el esquema de bandas cambiarias, lo que impactó directamente en los costos de reposición de insumos importados.

En términos anuales, los bienes nacionales acumulan un alza del 24,5%, mientras que los importados subieron 20,5%, mostrando una recomposición de precios más acelerada en los últimos meses.
De esta manera, el comportamiento del IPIM se anticipa como un indicador adelantado de la inflación minorista, al reflejar las variaciones de precios en la primera etapa de comercialización.

El informe técnico, publicado el 16 de octubre de 2025, fue elaborado por la Dirección Nacional de Estadísticas de Precios del INDEC y puede consultarse en su sitio oficial.

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