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Tarifas de energía: el nuevo sistema de subsidios regirá desde febrero y cambia el criterio de acceso

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El Ejecutivo nacional demoró la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios a las tarifas de gas, electricidad y garrafas, que finalmente entraría en vigencia en febrero. La postergación responde a pasos administrativos pendientes y trasladará el impacto en las boletas recién a marzo, en el marco de un rediseño profundo del sistema de asistencia energética que elimina la segmentación por ingresos y avanza hacia un modelo focalizado.

La decisión introduce un compás de espera en una de las reformas clave de la política energética, con impacto directo sobre hogares, empresas distribuidoras y las cuentas públicas. Si bien el nuevo régimen ya fue definido por decreto, su aplicación efectiva quedó sujeta a la reglamentación y a la actualización formal de los precios mayoristas de la energía.

Demoras administrativas y nuevo cronograma de aplicación

Según confirmaron fuentes oficiales, la implementación del nuevo esquema de subsidios se retrasó debido a que aún resta la publicación de un decreto reglamentario y, posteriormente, la Secretaría de Energía debe oficializar los nuevos precios del gas y de la generación eléctrica. La falta de cumplimiento de esos pasos administrativos impidió que el régimen entre en vigencia en enero, como se preveía inicialmente.

Con ese escenario, el Gobierno ahora apunta a que el nuevo sistema comience a regir en febrero, mientras que el impacto en las facturas se reflejaría recién a partir de marzo, una vez que los cuadros tarifarios actualizados lleguen a los usuarios finales.

En el Ejecutivo confían en completar el proceso normativo en las próximas semanas para evitar nuevas dilaciones, en un contexto de fuerte presión fiscal y de revisión integral de los subsidios económicos.

Fin de la segmentación y nacimiento de los Subsidios Energéticos Focalizados

Aunque su aplicación quedó demorada, el nuevo esquema ya fue establecido por el Decreto 943, publicado el 2 de enero en el Boletín Oficial, y marcó un punto de inflexión en la política tarifaria. La norma puso fin al sistema de segmentación por ingresos vigente desde 2022, que dividía a los usuarios residenciales en tres niveles, y lo reemplazó por un modelo simplificado de dos grupos: hogares que reciben subsidios y hogares que pagan el costo pleno de la energía.

El régimen fue denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y tiene como objetivos centrales trasladar de manera gradual los costos reales de la energía, promover un consumo más eficiente y garantizar un acceso básico para los sectores más vulnerables.

Según el decreto, el acceso a la asistencia estatal quedará limitado a los hogares con ingresos mensuales inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT), tomando como referencia los valores del Indec a noviembre de 2025. Este criterio redefine el universo de beneficiarios y apunta a concentrar el gasto público en los sectores de menores recursos.

Topes de consumo, control y un registro unificado de beneficiarios

Además de redefinir quiénes acceden al subsidio, el nuevo esquema introduce bloques de consumo base diferenciados para la electricidad. Durante los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre, el consumo subsidiado será de hasta 300 kilovatios hora (kWh) mensuales. En cambio, en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, el tope se reducirá a 150 kWh mensuales.

La normativa también habilita a la Secretaría de Energía a fijar consumos diferenciados para zonas frías y regiones más cálidas, reconociendo las particularidades climáticas del país. Asimismo, la autoridad energética podrá revisar periódicamente los volúmenes subsidiados y las bonificaciones, con el objetivo de sostener la gradualidad del esquema y acompañar la adopción de hábitos de consumo más eficientes.

En paralelo, el Gobierno creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que dependerá del Ministerio de Economía y se apoyará en la base de datos del Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), vigente desde 2022. Las personas que ya estaban inscriptas no deberán realizar un nuevo trámite, ya que la información será migrada automáticamente, aunque podrán actualizar sus datos mediante una declaración jurada.

Impacto esperado y señales al mercado energético

La postergación del nuevo esquema introduce una breve tregua para los usuarios residenciales, pero mantiene latente el debate sobre el impacto en las boletas y la reducción del gasto en subsidios, uno de los objetivos centrales de la política económica. Para las empresas del sector energético, la definición de los nuevos precios mayoristas será clave para recomponer ingresos y previsibilidad, mientras que para el Estado el desafío pasa por sostener la asistencia sin profundizar el desequilibrio fiscal.

Con la mira puesta en febrero y marzo, el Gobierno busca avanzar en un rediseño estructural de los subsidios energéticos, en un contexto de ajuste gradual, revisión del rol del Estado y presión sobre los ingresos de los hogares.

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El primo de “Toto” Caputo, Diego Luis Adúriz fue designado como Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá

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El Poder Ejecutivo nacional formalizó una reconfiguración clave en la conducción de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la represa hidroeléctrica más relevante de la región. A través del Decreto 15/2026, publicado el 14 de enero, se aceptaron renuncias y se designaron nuevas autoridades argentinas en el Directorio y el Consejo de Administración, con impacto directo en la gestión institucional, financiera y energética del complejo binacional.

La medida alcanza al órgano ejecutivo y al consejo de administración de la EBY, ente del Sector Público Nacional que actúa en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, y se enmarca en las atribuciones conferidas por el artículo 99, inciso 7, de la Constitución Nacional.

Cambios en la cúpula de la Entidad Binacional Yacyretá

El decreto acepta, a partir del 11 de enero de 2026, la renuncia del ingeniero civil Alfonso Peña al cargo de Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, función para la que había sido designado mediante el Decreto 180/2024 para completar un período de ley. En simultáneo, se acepta la renuncia de Diego Luis Adúriz como Consejero de la EBY, cargo que ocupaba desde su designación por el Decreto 53/2025, con mandato previsto hasta el 31 de marzo de 2027.

Asimismo, se formaliza la renuncia del licenciado José Antonio López al cargo de Consejero, con efecto retroactivo al 28 de febrero de 2025, puesto para el cual había sido designado por el Decreto 491/2024, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

En reemplazo, el artículo 4° del Decreto 15/2026 designa a Diego Luis Adúriz como Director Ejecutivo argentino de la Entidad Binacional Yacyretá, a partir del 12 de enero de 2026, por un período de ley de cinco años, que se extenderá hasta el 12 de enero de 2031.

En tanto, Alfonso Peña pasa a ocupar el cargo de Consejero de la EBY, para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027, mientras que se incorpora como nuevo Consejero el licenciado en Relaciones Públicas Manuel Ignacio Chavarría Bertolami, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

Marco legal y funcionamiento institucional de Yacyretá

La reconfiguración de autoridades se inscribe en el marco del Tratado de Yacyretá, suscripto entre la República Argentina y la República del Paraguay el 3 de diciembre de 1973 y aprobado por la Ley 20.646, que establece la estructura de gobierno de la Entidad Binacional.

Según el Anexo “A” del Estatuto de la EBY, el Consejo de Administración está integrado por ocho consejeros, cuatro por cada país, con mandatos de cuatro años, mientras que el Comité Ejecutivo se compone de dos directores, uno argentino y uno paraguayo, con igual jerarquía, atribuciones y responsabilidades, y mandatos de cinco años, con posibilidad de reelección.

El decreto recuerda además que, conforme al artículo 10 del Decreto 27/2003, el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa en la materia a través de un representante en el Consejo de Administración de la Entidad.

Las designaciones se realizaron tras la intervención del Ministerio de Relaciones Exteriores y del servicio jurídico permanente del Ministerio de Economía, con el objetivo explícito de garantizar el normal funcionamiento del organismo luego de las renuncias producidas.

Impacto político, energético e institucional

La designación de un nuevo Director Ejecutivo argentino en Yacyretá tiene relevancia estratégica en términos energéticos y fiscales. La represa constituye uno de los principales activos del sistema eléctrico nacional y un eje central de la relación bilateral con Paraguay en materia de generación hidroeléctrica, administración de recursos y planificación energética de largo plazo.

Desde el punto de vista institucional, la decisión asegura la continuidad administrativa del ente binacional en un contexto de reorganización del área energética bajo la órbita del Ministerio de Economía. En el plano político, los cambios reordenan la representación argentina en un organismo históricamente sensible por su peso económico y su impacto en las provincias vinculadas al área de influencia del río Paraná.

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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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