hidrocarburos

La balanza energética logró en el primer semestre el mayor superávit de la historia

Compartí esta noticia !

La balanza comercial energética argentina alcanzó un nuevo hito durante el primer semestre de 2026. Impulsada por el fuerte crecimiento de la producción de petróleo y gas, el aumento de las exportaciones y la reducción de las importaciones de combustibles, el saldo positivo del sector habría superado los US$ 6.987 millones, el mayor registro para una primera mitad de año desde que existen estadísticas comparables, de acuerdo con un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).

Exportaciones en máximos históricos e importaciones en mínimos de 20 años llevan al saldo comercial de la energía a crecer un 87%. Más del 70% del crecimiento exportador se explica por el alza de la producción.

El año 2026 espera ser un año importante para el sector del petróleo y gas de la República Argentina. Proyectamos para este año un crecimiento del 16% en la extracción de petróleo del país, lo que llevaría a la mayor producción petrolera de la historia argentina y rompería el máximo productivo de 1998. 

En este sentido, cabe destacar que más del 72% de las exportaciones de combustibles y energía de la Argentina consisten en petróleo crudo y gas. Por lo tanto, el crecimiento productivo y exportador de estos bienes es determinante para la balanza energética nacional. Y su impulso proviene principalmente de Vaca Muerta con su producción no convencional, que ya representa más del 68% del petróleo y del 67% del gas del país en lo que va del 2026.

De esta manera, estimamos que la balanza comercial de la energía argentina superó los US$ 6.987 millones en el primer semestre del año. Así, la primera mitad del 2026 se muestra con un superávit un 87% mayor que en 2025. No conforme con ello, nos encontramos ante el mayor superávit energético de la historia argentina para un primer semestre. 

No caben dudas que este 2026 viene siendo atravesado por una alta volatilidad de los precios de la energía. La guerra entre Estados Unidos e Irán, que derivó en el cierre del Estrecho de Ormuz, trajo consigo una importante alza de las cotizaciones internacionales del petróleo. Tres meses después del inicio del conflicto, y luego de un alto el fuego, esta semana tuvo lugar un reinicio de hostilidades. Hace pocos días los precios de la energía se encontraban cerca de los niveles previos a la guerra, aunque hoy vuelven a encontrar espacio para subir mientras recrudezca el conflicto. 

Sin embargo, es claro el impacto en las exportaciones de la mayor producción y los mayores precios en este primer semestre. Las exportaciones de combustibles y energía habrían marcado un crecimiento del 52% en la primera mitad de 2026, pasando de US$ 5.345 millones a más de US$ 8.118 millones. La energía viene representando más del 15% de las exportaciones en lo que va del año, una participación en máximos de 20 años que representa a su vez el máximo histórico de exportaciones para un primer semestre. 

Por otro lado, las importaciones de combustibles y lubricantes se proyectan con una merma de 29% en dólares para la primera mitad del año. De esta manera, se ubicarían en mínimos de 2007 medido en dólares corrientes. Representando menos del 3%, la participación de la energía en las importaciones toca un mínimo que no se veía desde 1999. 

Asimismo, a la hora de separar el crecimiento de las exportaciones de combustibles y energía, el ascenso productivo de Vaca Muerta impacta más que la guerra en Medio Oriente. En este sentido, el 79% del crecimiento exportador en lo que va del año corresponde a subas en las cantidades exportadas. De manera análoga, el 21% de la suba de exportaciones hasta mayo se explican por la suba de los precios internacionales, de acuerdo con los datos de comercio exterior del INDEC. 

De esta manera, más allá de las oscilaciones de los valores de la energía, no hay dudas que la cuenca neuquina y su creciente producción de hidrocarburos vienen impulsando hacia arriba la balanza energética argentina. Proyectando el cierre de 2026, las exportaciones de combustibles y energía podrían superar los US$ 14.400 millones. Con las tendencias de importaciones actuales, la balanza energética del 2026 podría marcar un récord histórico y superar los US$ 12.000 millones.

Más allá de las exportaciones y las importaciones energéticas, un aspecto relevante para el sector de los  hidrocarburos en Argentina espera tener lugar en noviembre de este año. Desde Allen hasta Punta Colorada, el oleoducto VMOS espera llegar a una capacidad de exportación de hasta 550 mil barriles por día, con posibilidad de llegar hasta 700 mil barriles diarios de seguir creciendo la producción. 

Este oleoducto de casi 600 kilómetros conectará la cuenca neuquina con la costa de Río Negro, terminando en una terminal de exportación. Sobre finales de este año se espera que el oleoducto se ponga en marcha y genere una evacuación adicional de 190.000 barriles diarios. Sobre mediados de 2027, la capacidad de VMOS ya podría ubicarse en torno a los 390.000 barriles por día. Aprobado en el marco del RIGI en marzo de 2025, se espera que el proyecto genere un nuevo salto exportador para la energía argentina. Con ello, en 2027 las exportaciones de energía podrían proyectarse por encima de los US$ 18.500 millones.

Compartí esta noticia !

Energía elimina límites de almacenamiento al GLP a granel y actualiza normas

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Energía avanzó el 27 de abril de 2026 con la Resolución 103/2026, una modificación clave del marco regulatorio del Gas Licuado de Petróleo (GLP) que elimina el tope de capacidad para instalaciones a granel y actualiza los estándares técnicos vigentes desde 2015. La medida entra en vigencia tras su publicación en el Boletín Oficial y apunta a reordenar un sector que creció sin una actualización normativa equivalente.

El dato central es político y regulatorio: el Gobierno decide habilitar mayor escala operativa en el almacenamiento de GLP, alineando la normativa local con estándares internacionales más recientes. La incógnita que se abre es si este movimiento busca liberar capacidad productiva o si responde a la necesidad de cerrar vacíos regulatorios que el propio crecimiento del sector dejó expuestos.

De un esquema limitado a una regulación más amplia y técnica

La resolución se inscribe en la Ley 26.020, que establece el régimen del GLP y fija como eje la seguridad en toda la cadena. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía reemplaza anexos completos de la Resolución 1.097/2015, que hasta ahora regulaban depósitos y almacenamiento con parámetros que quedaron desactualizados.

El cambio más significativo es la eliminación del límite de SIETE COMA SEIS METROS CÚBICOS (7,6 m³) para instalaciones de GLP a granel. Ese tope había sido definido bajo una versión antigua de la norma internacional NFPA 58 (año 2004). La nueva resolución habilita aplicar esa norma sin restricciones de capacidad, incorporando además referencias más actualizadas, como la versión 2024.

En términos concretos, esto permite ampliar la escala de almacenamiento y operación, especialmente para actores vinculados al fraccionamiento en recipientes a granel. Al mismo tiempo, el Gobierno reconoce un vacío normativo: las instalaciones con capacidades superiores al límite previo no tenían un marco claro, lo que ahora se corrige extendiendo las reglas a todas las capacidades.

La actualización no se limita a volumen. También introduce cambios técnicos en componentes críticos, como las válvulas con norma UL, equiparando su vida útil bajo iguales condiciones de fabricación y control, independientemente de la certificación específica.

Seguridad como argumento y control como eje

Aunque la medida amplía la capacidad operativa, el texto mantiene el foco en la seguridad pública. La ley obliga a los operadores a mantener instalaciones, envases y equipos en condiciones seguras, incluso cuando no estén en uso. Además, la autoridad conserva amplias facultades de fiscalización, incluyendo inspecciones y la posibilidad de ordenar medidas urgentes.

La incorporación de estándares internacionales más recientes refuerza esa lógica: el crecimiento del sector en la última década obligó a revisar criterios técnicos que ya no respondían a la realidad operativa.

En paralelo, se establece que las instalaciones existentes seguirán siendo válidas hasta su modificación o baja, lo que evita un impacto inmediato sobre la infraestructura actual pero introduce una transición hacia el nuevo esquema.

Más margen operativo, mayor exigencia técnica

La decisión reconfigura el equilibrio dentro de la industria del GLP. Por un lado, habilita a los operadores a expandir capacidad y optimizar logística, lo que podría mejorar eficiencia en distribución y almacenamiento. Por otro, eleva el estándar técnico y regulatorio, lo que exige inversiones y adecuaciones.

El movimiento también ordena un terreno donde coexistían reglas desactualizadas con prácticas más avanzadas. Al eliminar el límite de capacidad y definir criterios para todas las instalaciones, el Gobierno reduce zonas grises regulatorias que podían generar incertidumbre.

Para los actores del sector, el cambio implica una doble dinámica: mayor flexibilidad para crecer, pero bajo un esquema más exigente en términos de cumplimiento técnico y supervisión.

Un ajuste que combina apertura y control

La Resolución 103/2026 no aparece como una desregulación pura. Más bien combina una apertura en términos de capacidad con un refuerzo en estándares y controles. El uso de normas internacionales actualizadas sugiere una estrategia de convergencia técnica más que un simple alivio regulatorio.

Queda por ver cómo impactará en la estructura del sector en los próximos meses: si acelera inversiones, si consolida operadores con mayor escala o si tensiona a quienes deben adaptarse a nuevos requisitos.

El cambio ya está en marcha. Lo que todavía no se define es si este nuevo marco será leído como una oportunidad de expansión o como un filtro que reordene el mapa del GLP en Argentina.

Compartí esta noticia !

Energía regula el recambio de válvulas de garrafas y redefine estándares en la industria del gas envasado

Compartí esta noticia !

El Gobierno activó una señal concreta sobre el control del sistema energético doméstico: la Secretaría de Energía dispuso el reemplazo obligatorio de válvulas de garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) fabricadas entre 1960 y 1971, con un plazo máximo de cinco años para su retiro total del mercado. La medida quedó formalizada el 18 de marzo de 2026 mediante la Resolución 72/2026, publicada en el Boletín Oficial, y apunta directamente a los actores clave de la cadena: los fraccionadores registrados.

La decisión no es neutra. Se inscribe en un contexto donde la seguridad pública y la confiabilidad del abastecimiento conviven con tensiones estructurales del sector energético. La pregunta que sobrevuela es si se trata de un ajuste técnico necesario o de un movimiento que busca reforzar capacidad de control sobre un segmento históricamente atomizado.

Un problema técnico que escala a decisión política

El núcleo de la resolución se apoya en un diagnóstico preciso: existen válvulas en circulación con más de 60 años de antigüedad, con desgaste acumulado y sin posibilidad de trazabilidad ni provisión de repuestos originales. El informe técnico que sustenta la medida advierte que estas piezas —tipo “Universal” para garrafas de 10 y 15 kilos— están superadas por los estándares actuales y representan un riesgo potencial para la seguridad pública.

El listado oficial incluye doce modelos específicos, con fechas de fabricación que van desde 1960 hasta 1971, producidos por fabricantes que en varios casos ya no operan en el mercado.

En ese marco, la Secretaría de Energía no introduce una prohibición inmediata, sino un esquema progresivo: obliga a los fraccionadores a presentar en un plazo de 180 días un “Esquema de Sustitución” que deberá ser aprobado por la Subsecretaría de Hidrocarburos. A partir de esa validación comenzará a correr el plazo de cinco años para completar el recambio total.

La arquitectura de la medida muestra un equilibrio deliberado. Por un lado, se reconoce la urgencia técnica. Por otro, se evita un shock operativo que podría afectar la continuidad del abastecimiento, especialmente en segmentos donde la garrafa sigue siendo un insumo crítico.

Regulación, antecedentes y control: el Estado ordena la cadena

La resolución no aparece en el vacío. Se apoya en el marco de la Ley 26.020, que regula la industria del GLP y establece obligaciones explícitas sobre el mantenimiento seguro de equipos y envases, incluso fuera de uso.

Además, retoma un entramado normativo acumulado durante décadas: desde las normas técnicas heredadas de Gas del Estado hasta los sistemas de registro y control creados en los años 2000, pasando por los regímenes de inspección periódica y sanciones vigentes.

Lo que cambia ahora es el foco. El Estado pasa de un esquema general de control a una intervención puntual sobre un componente específico del sistema: las válvulas. Y lo hace con una lógica preventiva explícita, invocando el principio de anticipación frente a riesgos derivados de la obsolescencia tecnológica.

La Subsecretaría de Hidrocarburos queda en el centro operativo: evaluará los planes de sustitución, controlará su ejecución y podrá activar sanciones si, una vez vencidos los plazos, continúan en circulación envases con válvulas prohibidas.

Impacto en la industria: costos, adaptación y poder regulatorio

Para los fraccionadores —actores obligados por la norma— la resolución implica una reconfiguración operativa y financiera. Deberán diseñar planes de recambio, asegurar provisión de nuevas válvulas y gestionar la transición sin interrumpir el suministro.

El plazo de cinco años introduce previsibilidad, pero no elimina el desafío. La magnitud del recambio dependerá del volumen de válvulas antiguas aún en circulación, un dato que la propia resolución sugiere relevante pero no cuantifica públicamente.

En términos de poder, la medida refuerza la capacidad del Estado para intervenir en eslabones específicos de la cadena energética. No se trata solo de seguridad: también implica ordenar estándares, homogeneizar prácticas y reducir zonas grises donde históricamente convivieron tecnologías obsoletas con controles dispares.

Al mismo tiempo, el régimen sancionatorio vigente —que se activa ante incumplimientos— introduce un incentivo claro para acelerar la adaptación. La regulación deja de ser declarativa y se vuelve operativa.

Un movimiento técnico con derivaciones políticas

La resolución puede leerse como un punto de inflexión en la gestión del GLP o como un ajuste dentro de una estrategia más amplia de actualización regulatoria. En ambos casos, expone una tensión estructural: cómo modernizar infraestructuras críticas sin afectar el acceso ni trasladar costos de forma abrupta.

En las próximas semanas, la clave estará en la respuesta de los fraccionadores: la calidad de los esquemas de sustitución, los tiempos propuestos y la capacidad de coordinación con la autoridad de aplicación marcarán el ritmo real de implementación.

También habrá que observar si esta intervención abre la puerta a nuevas revisiones técnicas en otros componentes del sistema o si se mantiene acotada a este segmento específico.

Por ahora, el Gobierno eligió intervenir donde el riesgo técnico es más evidente. El efecto político de esa decisión dependerá de algo menos visible: la capacidad de convertir una norma en cumplimiento efectivo dentro de una cadena históricamente compleja.

Compartí esta noticia !

El Gobierno elevó a US$65 por barril el umbral para pagar retenciones en petróleo

Compartí esta noticia !

El Poder Ejecutivo nacional oficializó una modificación clave en el régimen de derechos de exportación aplicables al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales. A través del Decreto 59/2026, publicado el 29 de enero de 2026, se elevaron los valores de referencia que determinan las alícuotas móviles de retenciones, con el objetivo explícito de mejorar la competitividad del sector, sostener la producción en áreas maduras y acompañar los acuerdos firmados entre la Nación, provincias productoras y empresas del sector hidrocarburífero.

La medida tiene impacto directo sobre las exportaciones de crudo convencional, redefine incentivos económicos y se inscribe en una estrategia más amplia para revertir el declino estructural de estos yacimientos, en un contexto de mayores costos operativos y condiciones macroeconómicas internacionales adversas.

Derechos de exportación de petróleo crudo 

El Gobierno nacional estableció una alícuota del cero por ciento (0 %) para los derechos de exportación de petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales cuando el precio sea menor o igual a US$65.

En la práctica, es un beneficio que impacta en áreas maduras ubicadas en las provincias de Santa Cruz, Chubut y Neuquén.

La normativa modifica el esquema previo, que establecía un Valor Base de US$45 para empezar a tributar.

Con los nuevos parámetros, si el precio internacional supera los US$65 pero se mantiene por debajo de los US$80 (Valor de Referencia), se aplicará una fórmula de cálculo específica; si el precio iguala o supera los US$80, la alícuota será del 8 %.

Nuevo esquema de derechos de exportación: qué cambia y cómo funciona

El Decreto 59/2026 sustituye, para el petróleo crudo convencional comprendido en la posición arancelaria 2709.00.10 de la Nomenclatura Común del Mercosur (NCM), el esquema de valores establecido por el Decreto 488/20. En concreto, se modifican los parámetros que determinan la alícuota del derecho de exportación en función del precio internacional del barril.

A partir de la nueva normativa, el Valor Base (VB) se fija en USD 65 por barril, mientras que el Valor de Referencia (VR) se establece en USD 80 por barril, ambos calculados sobre la cotización del “ICE Brent primera línea”. Hasta ahora, esos valores eran de USD 45 y USD 60 por barril, respectivamente.

El esquema mantiene la lógica de retenciones móviles:

  • 0% de derecho de exportación cuando el Precio Internacional (PI) sea igual o inferior al Valor Base.
  • 8% de alícuota cuando el PI sea igual o superior al Valor de Referencia.
  • Una fórmula intermedia para los casos en que el PI se ubique entre ambos valores.

El Precio Internacional será publicado el último día hábil de cada mes por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, considerando el promedio de las últimas cinco cotizaciones difundidas por Platts Crude Marketwire bajo el encabezado “Futures Settlements”.

Con esta decisión, el Ejecutivo deja sin efecto, para el crudo convencional, la alícuota prevista en el artículo 7° del Decreto 488/20, consolidando un tratamiento diferencial para este tipo de producción.

Contexto productivo y fundamentos económicos de la medida

El decreto reconoce de manera explícita la situación “compleja” que atraviesa la producción de hidrocarburos convencionales en la Argentina. Según los considerandos, el sector enfrenta el agotamiento natural de los yacimientos, un incremento sostenido de los costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales.

En este escenario, las provincias productoras —en particular Chubut, Neuquén y Santa Cruz— adoptaron medidas para sostener la actividad en áreas maduras, incluyendo reducciones de regalías, alivios fiscales y reconversión de concesiones. A la par, las empresas nucleadas en la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) avanzaron en acciones para preservar producción, empleo e inversiones.

La norma subraya que estos esfuerzos provinciales y empresariales requerían un acompañamiento del Estado nacional mediante la adecuación de los instrumentos fiscales vigentes. En ese marco, el Ministerio de Economía, las provincias mencionadas y la CEPH suscribieron Actas Acuerdo en las que la Nación asumió el compromiso de impulsar una modificación del régimen de derechos de exportación para el crudo convencional.

El objetivo declarado es “morigerar la coyuntura descripta”, mejorar la competitividad del sector y reforzar el perfil exportador del complejo hidrocarburífero, uno de los más relevantes y dinámicos de la economía argentina.

Sectores alcanzados y proyección

Desde el punto de vista institucional, el decreto se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 755 del Código Aduanero y los artículos 99 incisos 1 y 2 de la Constitución Nacional. Además, se establece la obligación de dar intervención a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso, conforme a la Ley 26.122, que regula el control legislativo de los decretos delegados.

En términos operativos, la Secretaría de Energía tendrá un rol central: deberá definir las pautas y procedimientos para determinar, en cada exportación, la proporción de petróleo crudo convencional dentro de la producción total por área de concesión. También contará con un plazo máximo de 60 días para dictar las normas complementarias necesarias para la aplicación efectiva del régimen.

Los principales sectores alcanzados por la medida son las empresas productoras de crudo convencional, las provincias hidrocarburíferas y la cadena de valor asociada a yacimientos maduros. El nuevo esquema reduce la presión fiscal efectiva en escenarios de precios internacionales medios, ampliando el rango de precios con alícuota cero y postergando la aplicación plena del 8%.

Desde una perspectiva económica, la iniciativa busca generar señales de previsibilidad e incentivo a la inversión en un segmento que enfrenta desafíos estructurales, al tiempo que preserva un esquema progresivo que captura renta en contextos de precios elevados. En lo político, refuerza el alineamiento entre Nación, provincias y sector privado en torno a la sostenibilidad del petróleo convencional.

Compartí esta noticia !

El Gobierno ajusta el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios focalizados y anualizar el precio del gas

Compartí esta noticia !

El Gobierno redefine el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios energéticos focalizados y suavizar el impacto estacional del precio del gas

El Poder Ejecutivo Nacional modificó el Plan Gas.Ar 2023-2028 mediante el Decreto 26/2026, publicado el 26 de enero de 2026, con el objetivo de adecuar el esquema de precios del gas natural al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida redefine el mecanismo de traslado del precio del gas a la demanda y establece que el Estado nacional asumirá las diferencias —positivas o negativas— entre el Precio Anual Uniforme y el precio de mercado estacional, buscando amortiguar el impacto de los picos de consumo invernales sobre los usuarios residenciales sin alterar la cadena de pagos del sector hidrocarburífero.

El cambio resulta clave en términos económicos, fiscales y regulatorios: consolida la anualización del costo del gas para los usuarios finales, redefine el rol del Estado como compensador de las variaciones estacionales y sienta las bases operativas para la implementación plena del SEF, creado por el Decreto 943/2025, que unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional.

Un nuevo esquema de precios para compatibilizar el Plan Gas.Ar con los subsidios focalizados

La modificación introducida por el Decreto 26/2026 sustituye el punto 13 del Anexo del Decreto 892/2020, que regula el funcionamiento del Plan Gas.Ar. A partir de ahora, se establece expresamente que el Estado nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación, con el fin de reducir el costo del gas trasladado a los usuarios, conforme a las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes.

El texto del nuevo punto 13 precisa que dicho monto “podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. Asimismo, determina que el diferencial entre ambos precios, cualquiera sea su signo —positivo o negativo—, estará a cargo del Estado nacional o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda.

Este rediseño normativo se apoya en el esquema introducido por el artículo 11 del Decreto 943/2025, que dispuso que las bonificaciones al gas natural, en el marco del SEF, se apliquen exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio surgido del Plan Gas.Ar, excluyendo el gas natural licuado (GNL) regasificado y los contratos celebrados fuera de dicho programa.

Fundamentos técnicos y regulatorios: anualización de costos y neutralidad del Plan Gas.Ar

Desde el punto de vista técnico, el decreto reconoce que la adopción de un Precio Anual Uniforme, construido sobre el costo real de abastecimiento del gas, puede generar desvíos temporales respecto del precio de mercado estacional: precios superiores en los meses de verano e inferiores durante el invierno, sin modificar el valor anual total del esquema.

El Ejecutivo subraya que la eliminación del diferencial estacional para el usuario no implica una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni de los derechos de los productores firmantes, quienes continúan percibiendo el Precio Ofertado ajustado por el factor estacional, conforme a los puntos 4.34 y 14 del Anexo del Decreto 892/2020. En este sentido, se ratifica que el nuevo esquema no altera los compromisos contractuales ni los incentivos a la producción de gas natural.

El decreto también se apoya en el proceso de participación ciudadana llevado adelante por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, instrumentado a través de las Resoluciones 484/2025 y 592/2025, cuyo informe de cierre fue emitido el 22 de diciembre de 2025 por la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

Impacto económico y operativo: usuarios, productores y finanzas públicas

La redefinición del punto 13 del Plan Gas.Ar tiene efectos directos sobre varios actores del sistema energético. Para los usuarios finales, especialmente los de demanda prioritaria, el nuevo esquema busca evitar que el mayor consumo invernal se vea amplificado por la suba estacional del precio del gas, estabilizando las facturas a lo largo del año calendario.

Para los productores de gas, el decreto aclara que las compensaciones derivadas del esquema anualizado pueden resultar positivas en algunos meses y negativas en otros, sin alterar el flujo anual de ingresos. En este marco, el artículo 2° del decreto instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en los puntos 62 a 77 del Anexo del Decreto 892/2020, a fin de reflejar correctamente estas variaciones.

Desde la perspectiva fiscal e institucional, el Estado nacional asume explícitamente el rol de amortiguador de las diferencias de precio, lo que refuerza su intervención en la política energética en un contexto de reordenamiento de subsidios. El decreto enfatiza que estas adecuaciones son “impostergables y necesarias” para la implementación inmediata del SEF, conforme al artículo 22 del Decreto 943/2025, y se dicta bajo las facultades del artículo 99, incisos 1 y 3, de la Constitución Nacional, con posterior control parlamentario según la Ley 26.122.

Compartí esta noticia !

Categorías

Solverwp- WordPress Theme and Plugin