Neuquén

El RIGI ya supera los US$133.000 millones en proyectos y consolida a la energía y la minería como los grandes motores de inversión

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A menos de dos años de su puesta en marcha, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comienza a exhibir la magnitud de la apuesta oficial para transformar la matriz exportadora argentina. Con proyectos presentados por más de US$133.000 millones, el esquema impulsado a través de la Ley Bases se convirtió en el principal vehículo para canalizar inversiones de gran escala en sectores estratégicos, particularmente energía y minería, que concentran prácticamente la totalidad de los capitales comprometidos.

Los datos relevados por la Bolsa de Comercio de Rosario muestran que más del 22% de las inversiones ya obtuvo aprobación administrativa, mientras el resto continúa atravesando distintas etapas de evaluación. El volumen involucrado coloca al régimen en el centro de la estrategia económica del Gobierno nacional, que busca acelerar el ingreso de divisas y ampliar la capacidad exportadora del país mediante proyectos intensivos en capital.

Con foco en energía y minería, el RIGI suma más de US$ 133.000 millones en proyectos presentados (aprobados y en evaluación), con provincias protagonistas como Neuquén y San Juan. Un proyecto de “Súper RIGI” busca sumar inversiones en nuevas industrias.

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), incorporado en el marco de la Ley Bases es instrumento para canalizar inversiones de gran escala en sectores estratégicos de la economía argentina. Desde su implementación, las inversiones presentadas al régimen ya superan los US$ 133.000 millones, reflejando el interés de empresas nacionales e internacionales por participar en iniciativas vinculadas principalmente a energía, minería, infraestructura e industria. Del total relevado, más del 22% del capital solicitante ya obtuvo aprobación oficial, mientras que una porción significativa continúa en diferentes etapas de evaluación administrativa.

La composición sectorial de las inversiones muestra un marcado enfoque en actividades asociadas a la minería y energética. En conjunto, estos dos sectores explican más del 99% del monto total presentado al RIGI, consolidándose como los sectores de mayor relevancia dentro del régimen.

En particular, la energía concentra cerca del 64% del volumen de inversiones presentadas, con iniciativas por más de US$ 85.456 millones. Actualmente, el sector registra alrededor de US$ 66.353 millones bajo análisis, mientras que US$ 19.103 millones ya fueron aprobados. Por su parte, la minería lleva US$ 9.952 millones aprobados sobre un total cercano a US$ 46.000 millones. El 22% del capital aplicado al RIGI en energía ya tiene aprobación administrativa, proporción que se ubica en el 21% en el caso de la minería.

Dentro de los proyectos mineros presentados en el marco del RIGI, las iniciativas vinculadas al cobre concentran la mayor parte de las inversiones, con montos comprometidos por aproximadamente US$ 31.500 millones. Este total surge de proyectos de gran escala como El Pachón, Vicuña, Minera Agua Rica (MARA), Los Azules y San Jorge.

No obstante, gran parte de estas inversiones continúa en etapa de evaluación. Del total asociado al cobre, US$ 3.563 millones ya fueron aprobados, mientras que el litio presenta un mayor volumen de capital autorizado, con proyectos aprobados por más de US$ 4.528 millones. Por su parte, el oro y otros proyectos mineros completan el esquema minero del régimen, con inversiones aprobadas cercanas a US$ 1.861 millones.

Dentro del sector energético, los proyectos vinculados a petróleo y gas concentran la mayor parte de las inversiones comprometidas en el marco del RIGI, con montos por aproximadamente US$ 55.300 millones. Las recientes presentaciones de los proyectos LLL Oil y El Trapial por parte de YPF y Chevron apuntalaron fuertemente las solicitudes en este sector. 

Por otro lado, el GNL aparece como el segundo segmento de mayor relevancia, con inversiones aprobadas por US$ 15.156 millones. Esta inversión se concentra exclusivamente en el proyecto de licuefacción de gas natural de Southern Energy, reflejando el interés por impulsar la capacidad de licuefacción y exportación de GNL en Argentina. Asimismo, los proyectos asociados a infraestructura midstream totalizan más de US$ 11.000 millones, combinando iniciativas ya aprobadas y otras aún bajo análisis. En menor medida, también se observan inversiones vinculadas a energías renovables, petroquímicas y procesamiento de gas, completando el mapa energético de proyectos presentados al régimen.

Distribución provincial de las inversiones presentadas al RIGI

Las inversiones presentadas en el marco del RIGI tienen varios protagonistas a lo largo del país. Neuquén lidera el ranking provincial con proyectos por aproximadamente US$ 62.434 millones, equivalente a cerca del 47% del total relevado. En segundo lugar, se ubica San Juan, con US$ 25.000 millones, seguida por Rio Negro con US$ 19.588 millones, concentrando estas dos provincias el 19% y 15% de las aplicaciones al RIGI respectivamente.

En conjunto, estas tres provincias concentran alrededor de US$ 107.000 millones, superando el 80% de las inversiones presentadas relevadas bajo el régimen. La composición sectorial explica buena parte de esta concentración, dado que en dichas jurisdicciones predominan proyectos vinculados a energía y cobre, que implican elevadas necesidades de capital y con una orientación fundamental hacia la generación de exportaciones.

Por detrás aparecen Catamarca, con inversiones cercanas a US$ 9.615 millones, y Salta, con aproximadamente US$ 8.748 millones, aquí con protagonismo de proyectos de litio. El resto de las provincias reúnen en conjunto alrededor de US$ 7.700 millones, mostrando una participación significativamente menor dentro del total presentado al régimen. La distribución geográfica refleja el peso estratégico que poseen las provincias cordilleranas y patagónicas en materia de recursos naturales, infraestructura energética y proyectos exportadores de gran escala.

No debemos perder de vista que existen dos RIGIs muy relevantes para el agro argentino. Primeramente, ya se encuentra aprobada y en ejecución la Terminal Multipropósito Timbúes en Santa Fe, una nueva terminal para el Gran Rosario, el principal nodo portuario agroexportador del mundo. Asimismo, Pampa Energía espera ingresar al RIGI para construir una planta de fertilizantes en el Polo Industrial de Bahía Blanca. Con el denominado proyecto Fertil Pampa podría incrementarse la producción nacional de urea en 2,1 millones de toneladas, aproximándose a duplicar la capacidad productiva del país para este fertilizante estratégico.

En paralelo al avance de los proyectos actualmente presentados bajo el RIGI, el Gobierno nacional envió al Congreso un proyecto de ley para crear un nuevo régimen orientado a promover inversiones en actividades económicas sin desarrollo previo en el país, denominado informalmente “Súper RIGI”.

La iniciativa apunta a proyectos de gran escala, con un piso mínimo de inversión de US$ 1.000 millones, y contempla beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios superiores a los del régimen vigente. Entre las actividades que podrían quedar alcanzadas se mencionan desarrollos de hidrógeno verde, plantas de GNL onshore, infraestructura vinculada a inteligencia artificial y data centers abastecidos con gas natural, además de iniciativas asociadas al agregado de valor de minerales críticos.

El nuevo esquema también busca incentivar industrias vinculadas a la electromovilidad, biotecnología avanzada, infraestructura digital y manufacturas tecnológicas de alto valor agregado. A nivel fiscal, el Súper RIGI aplica una tasa del 15% en el impuesto a las Ganancias. En cuanto a la amortización, este esquema permite un beneficio acelerado: se deduce un 60% durante el primer año y un 20% en cada uno de los dos años posteriores.

En el ámbito del comercio exterior, el llamado Súper RIGI elimina los derechos de exportación desde el primer momento (a diferencia del RIGI, que lo hace recién a partir del tercer año). Además, libera de aranceles a todas las importaciones que sean indispensables para arrancar el proyecto, un marco más amplio que la limitación del RIGI, que solo aplica a bienes de capital e informática.

Por su parte, se elimina progresivamente la obligación de liquidar las divisas generadas por exportaciones de productos adheridos al proyecto: será obligatorio liquidar el 80% de las divisas en el 1° año y el 60% en el 2° año. Finalmente, desde el 3° año no será obligatorio liquidar divisas por estas operaciones.

Por último, para que este nuevo régimen entre en vigencia a nivel local, los gobiernos provinciales y municipales deben adherirse bajo dos condiciones clave: limitar el cobro de Ingresos Brutos a un máximo del 0,5% y garantizar que las tasas municipales no se calculen en base al nivel de facturación.

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Argentina rompe su récord petrolero y el Gobierno apuesta a Vaca Muerta en medio de la suba global del crudo

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Argentina alcanzó en enero la producción de petróleo más alta desde que existen registros oficiales: 4.262.675 metros cúbicos de crudo. El dato, informado por la Secretaría de Energía de la Nación, supera el récord previo de diciembre de 2025 (4.245.403 m³) y marca un punto de inflexión tras 26 años sin perforar de forma sostenida la barrera de los cuatro millones en el primer mes del año.

La cifra adquiere dimensión política y económica por el contexto internacional. Con el recrudecimiento del conflicto entre Irán e Israel y la amenaza sobre el Estrecho de Ormuz —por donde transita cerca del 20% del suministro mundial— el barril Brent volvió a ubicarse por encima de los 80 dólares. En ese tablero energético inestable, el salto productivo local abre una pregunta estratégica: ¿puede el Gobierno convertir este récord en mayor ingreso de divisas sin trasladar la presión a los surtidores?

El rol decisivo de Vaca Muerta y la concentración territorial

El Ministerio de Economía celebró el resultado y precisó que en enero el país generó 882,2 barriles por día, un 16,5% más que en igual período del año pasado. El crecimiento interanual de la producción total fue de 15,7%.

El motor del récord fue Vaca Muerta. La formación no convencional impulsó un aumento interanual del 35,5% y explicó la mayor parte del salto. Si se desagrega el volumen total, la provincia de Neuquén produjo 2.971.259 m³ en enero, lo que representa el 69,7% del total nacional y un crecimiento del 32,37% interanual. La concentración territorial es evidente: una sola jurisdicción sostuvo casi siete de cada diez metros cúbicos extraídos en el país.

El contraste con otras provincias petroleras es marcado. Chubut produjo 587.163 m³, con una caída del 6,51% interanual y el peor enero en 25 años. Santa Cruz registró 255.014 m³, un retroceso del 21,5% y su inicio de año más bajo desde que se tiene registro. En 1999 había producido 1.243.834 m³, un 387% más que en la actualidad. Mendoza, por su parte, alcanzó 240.586 m³, con una baja del 10,63% frente a enero de 2025 y niveles que equivalen a la mitad de lo que extraía a comienzos de siglo. Río Negro mostró una suba del 6,97%, con 114.849 m³, aunque aún lejos de los más de 200 mil m³ que superaba entre 2000 y 2002.

El mapa productivo consolida una reconfiguración estructural: el eje energético se desplaza hacia el no convencional neuquino mientras las cuencas maduras continúan en declive.

Impacto económico: divisas, inversiones y riesgo inflacionario

El escenario externo ofrece una ventana de oportunidad. Un precio internacional más alto mejora la “caja” de las productoras que exportan y podría acelerar decisiones de inversión en infraestructura y desarrollo en Vaca Muerta. Hasta hace una semana, el crudo local se comercializaba en torno a los USD 70 por barril; un Brent por encima de los 80 dólares modifica proyecciones y rentabilidad.

Pero el beneficio tiene un límite interno. El petróleo representa alrededor del 40% del precio final del combustible. Si la cotización internacional continúa en alza, la presión sobre naftas y gasoil podría trasladarse al surtidor. Y cada ajuste impacta en costos logísticos y, en cadena, en bienes y servicios de la economía. Para el Gobierno, el desafío será administrar esa tensión entre ingreso de divisas y estabilidad de precios.

En términos de poder real, el récord fortalece la narrativa oficial sobre el desarrollo energético como pilar macroeconómico. También refuerza el peso político de las provincias productoras, en especial Neuquén, en la discusión sobre infraestructura, regalías y reglas de juego para el sector.

Un récord con interrogantes abiertos

El dato de enero no es un hecho aislado: en los últimos 325 meses, apenas cinco veces se superaron los cuatro millones de m³. Tras el antecedente de enero de 1999, hubo que esperar hasta agosto de 2025 para volver a cruzar ese umbral, con repeticiones en octubre, noviembre y diciembre de 2025 y ahora en enero de 2026. La diferencia es que hoy la marca comienza a consolidarse.

La incógnita es doble. Por un lado, si la producción podrá sostener este ritmo sin cuellos de botella en transporte y exportación. Por otro, si la volatilidad internacional se convertirá en una oportunidad estratégica o en una fuente adicional de presión inflacionaria.

El mercado energético global seguirá bajo tensión mientras el conflicto en Medio Oriente no encuentre un canal de desescalada. En ese contexto, Argentina exhibe números récord. La dimensión política y económica de ese logro dependerá menos del dato histórico y más de cómo se gestione la próxima curva del precio internacional.

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El Gobierno declaró la Emergencia Ígnea por un año en cuatro provincias y habilitó un despliegue federal extraordinario

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Mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 73/2026, publicado este 30 de enero, el Poder Ejecutivo Nacional declaró la Emergencia Ígnea y zona de desastre en Chubut, Río Negro, Neuquén y La Pampa por el plazo de un año. La medida responde a la magnitud de los incendios forestales —con especial impacto en el Parque Nacional Los Alerces—, al colapso de la capacidad operativa de respuesta y a un escenario climático adverso marcado por sequía y vientos intensos, que amenaza el patrimonio natural, los bienes productivos y la vida de las poblaciones afectadas.

El decreto activa un esquema de intervención federal inmediata, centralizado en la Agencia Federal de Emergencias (AFE), dependiente del Ministerio de Seguridad Nacional, que asume la coordinación integral de recursos, acciones de combate del fuego, asistencia a damnificados y restauración ambiental, en articulación con provincias y municipios.

Fundamentos constitucionales y marco normativo de la emergencia

El DNU se apoya en el artículo 41 de la Constitución Nacional, que consagra el derecho a un ambiente sano y obliga al Estado a preservar el patrimonio natural y la biodiversidad. En ese marco, el Ejecutivo invoca la Ley de Manejo del Fuego N° 26.815, que establece los presupuestos mínimos de protección ambiental frente a incendios forestales y rurales, y la Ley N° 27.287, que creó el Sistema Nacional para la Gestión Integral del Riesgo y la Protección Civil.

Según los considerandos, los incendios en curso generaron “consecuencias nocivas tanto para el patrimonio natural protegido como para las poblaciones cercanas”, en un contexto donde “la capacidad de respuesta de los medios empeñados en el combate del fuego ha sido superada”. Esta situación encuadra, de acuerdo con el texto oficial, en los supuestos de emergencia (artículo 2°, inciso e) y zona de desastre (artículo 2°, inciso d) previstos por la Ley 27.287.

El Gobierno justificó el uso del instrumento de necesidad y urgencia en la imposibilidad de seguir el trámite legislativo ordinario sin incurrir en demoras incompatibles con la urgencia operativa, conforme al artículo 99, inciso 3 de la Constitución Nacional y a la Ley N° 26.122, que regula la intervención posterior del Congreso a través de la Comisión Bicameral Permanente.

El rol de la Agencia Federal de Emergencias y el alcance operativo

El Decreto 73/2026 refuerza el rol de la Agencia Federal de Emergencias (AFE), creada por el Decreto N° 225/25 como organismo desconcentrado del Ministerio de Seguridad Nacional. Además de sus competencias originales, la AFE queda formalmente encomendada a coordinar:

  • Acciones de prevención, presupresión y combate de incendios forestales y rurales en todos los ámbitos contemplados por la Ley 26.815, en el marco del Sistema Federal de Manejo del Fuego.
  • Acciones de atención, mitigación y asistencia frente a los daños provocados por los incendios sobre la vida, la integridad física, los bienes, el trabajo y los medios de vida de personas y familias afectadas.
  • Apoyo y asistencia a provincias y municipios, con el objetivo de garantizar recursos efectivos tanto para el combate del fuego como para la recuperación social y productiva posterior.
  • Aplicación integral de las medidas previstas en la Ley 27.287, articulando prevención, respuesta inmediata y etapa postcrisis.

Todas estas acciones deberán ejecutarse en coordinación con los gobiernos provinciales de Chubut, Río Negro, Neuquén y La Pampa, y con los municipios involucrados, respetando los protocolos del Plan Nacional de Manejo del Fuego.

Impacto de la medida

La declaración de Emergencia Ígnea por doce meses habilita al Estado nacional a concentrar decisiones, recursos y capacidades operativas en una estructura federal unificada, con efectos directos sobre la gestión ambiental, la protección civil y la respuesta ante desastres. Desde el punto de vista institucional, el decreto consolida a la AFE como autoridad nacional en emergencias, integrando la lógica de manejo del fuego con la gestión integral del riesgo.

En términos prácticos, el reconocimiento simultáneo de emergencia y zona de desastre establece el marco legal para acelerar la respuesta estatal frente a un fenómeno que combina daño ambiental severo, afectación del sistema productivo y riesgo para la población, en una de las regiones más sensibles desde el punto de vista ecológico del país.

El decreto fue firmado en acuerdo general de ministros, entra en vigencia con su publicación en el Boletín Oficial y será remitido a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso, que deberá expedirse sobre su validez conforme al procedimiento previsto por la Ley 26.122.

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

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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.

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Deuda: las provincias enfrentan vencimientos por USD 2.500 millones y crece la presión financiera en 2026

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Las provincias argentinas deberán afrontar durante 2026 vencimientos de deuda en moneda extranjera por casi USD 2.500 millones, un escenario que reabre la discusión con el Gobierno nacional por el respaldo financiero y enciende alertas sobre el impacto cambiario. El primer pago llegará la próxima semana, cuando Tierra del Fuego deba cancelar alrededor de USD 6 millones, en un calendario que concentra fuertes compromisos desde enero y se extiende a lo largo de todo el año.

Un calendario exigente y un ranking liderado por Buenos Aires

Según un relevamiento del sitio Politikon Chaco, el peso de los vencimientos se concentra en un grupo reducido de jurisdicciones. En el tope del ranking aparece la provincia de Buenos Aires, con compromisos por USD 784 millones, seguida por la Ciudad de Buenos Aires, que enfrenta USD 376 millones, aunque anticipó que refinanciará ese monto con el bono emitido a fines de 2025.

Completan los mayores vencimientos Santa Fe (USD 240 millones), Córdoba (USD 225 millones), Neuquén (USD 179 millones) y Chubut (USD 119 millones). En conjunto, estas provincias explican una porción significativa del total de USD 2.500 millones que deberán pagarse durante el año.

El cronograma comienza de manera inmediata. Además del pago inicial de Tierra del Fuego, enero acumula vencimientos por USD 107 millones, correspondientes a Chubut, Córdoba, Neuquén y la propia administración fueguina. En febrero, los compromisos sumarán otros USD 122,5 millones, con pagos a cargo de Córdoba y Neuquén, a los que se agregan Entre Ríos y Chaco.

Negociaciones con Nación y el impacto sobre el frente cambiario

Este escenario se desarrolla en paralelo a discusiones con el Gobierno nacional para que brinde algún tipo de respaldo frente a los vencimientos. En el Ejecutivo existe preocupación por el efecto que podría tener una demanda de dólares a gran escala por parte de las provincias, especialmente si los pagos se concentran en determinados meses.

En ese sentido, en el gobierno nacional advierten que la necesidad de divisas para cumplir con los compromisos externos podría generar presiones alcistas sobre el tipo de cambio, en un contexto de sensibilidad cambiaria y seguimiento estrecho del mercado.

La situación se tensó aún más luego de que La Rioja anticipara su declaración en default, una decisión que, según trascendió, cayó muy mal en el Gobierno nacional y endureció la postura frente a eventuales pedidos de asistencia.

Antecedentes recientes: emisiones en dólares y costos financieros

El peso de los vencimientos actuales se vincula con las colocaciones de deuda realizadas por las provincias en los últimos años. En junio pasado, Córdoba emitió USD 725 millones a una tasa del 9,75%, mientras que Santa Fe colocó USD 800 millones al 8,1%. Por su parte, la Ciudad de Buenos Aires accedió a financiamiento por USD 600 millones con una tasa del 7,8%.

Estas emisiones permitieron en su momento cubrir necesidades financieras y refinanciar pasivos, pero ahora se traducen en un calendario exigente de pagos en moneda extranjera. El desafío para los gobernadores será administrar esos vencimientos en un contexto de negociación política con la Nación y con la mirada puesta en evitar impactos macroeconómicos no deseados.

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