Política Energética

Trump impondrá aranceles a quienes vendan petróleo a Cuba

Compartí esta noticia !

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció la imposición de aranceles adicionales a los países que vendan o suministren petróleo a Cuba, al declarar una emergencia de seguridad nacional vinculada al rol del régimen cubano en la política regional. La medida, formalizada mediante una orden ejecutiva firmada el jueves, se conoció el mismo día en que la Asamblea Nacional de Venezuela aprobó una reforma legal clave para abrir su industria petrolera a empresas extranjeras, en una señal directa de alineamiento con las demandas de Washington tras la captura de Nicolás Maduro a comienzos de enero.

El doble movimiento —presión económica sobre Cuba y flexibilización hacia Venezuela— redefine el tablero energético y geopolítico del Caribe, con impacto directo sobre los flujos de crudo, las inversiones internacionales y las relaciones diplomáticas de Estados Unidos con América Latina.

Apertura petrolera en Venezuela y giro estratégico hacia Estados Unidos

La Asamblea Nacional venezolana aprobó por unanimidad, en segunda lectura, una reforma legal que permitirá una mayor participación de empresas extranjeras en la explotación petrolera, hasta ahora dominada por la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). La norma habilita a las compañías foráneas a administrar yacimientos bajo su propio riesgo y costo, un cambio estructural en el modelo energético del país.

La reforma fue impulsada por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, quien sostuvo que el objetivo es maximizar el potencial de un país que posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo. “Esta ley nos permite dar un verdadero salto cualitativo histórico para convertir esas reservas de petróleo, las más grandes del planeta, en la mayor felicidad que pueda tener un pueblo”, afirmó durante un acto público tras la votación.

El presidente de la Asamblea Nacional, Jorge Rodríguez, reforzó ese enfoque al señalar que la iniciativa “impulsará el sector energético, promoviendo la producción de petróleo en campos no desarrollados”. La ley deberá ser firmada y publicada para entrar en vigencia.

La apertura legislativa se produce luego de que Trump dejara en claro su intención de que empresas estadounidenses inviertan en Venezuela, tras la captura de Maduro en un operativo militar estadounidense realizado el 3 de enero. En paralelo, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos emitió una licencia general que flexibiliza algunas sanciones, autorizando a empresas estadounidenses a realizar operaciones vinculadas a la exportación, compra, venta, almacenamiento y transporte de petróleo venezolano.

Sin embargo, persisten dudas en el sector privado. El director ejecutivo de ExxonMobil calificó recientemente a Venezuela como “ininvertible” en su estado actual, mientras que fuentes citadas por CNN indicaron que la administración Trump evalúa el uso de contratistas militares privados para proteger activos energéticos en el país.

Orden ejecutiva de Trump y presión arancelaria sobre Cuba

El mismo jueves, Trump firmó una orden ejecutiva que habilita a Estados Unidos a imponer aranceles adicionales a las importaciones de cualquier país que “directa o indirectamente proporcione petróleo a Cuba”. Según el texto oficial, las políticas del Gobierno cubano constituyen una “amenaza inusual y extraordinaria” para la seguridad nacional y la política exterior estadounidense.

El documento menciona, entre otros fundamentos, la alineación de Cuba con Rusia, su presunto rol como refugio de grupos terroristas transnacionales como Hezbollah y Hamas, la persecución de opositores políticos, la supresión de libertades civiles y la corrupción estatal.

Pese a la dureza del decreto, Trump afirmó que no busca “estrangular” la economía cubana. “Cuba es una nación en decadencia, y hay que compadecerse de Cuba. No creo que Cuba pueda sobrevivir”, declaró ante la prensa, al tiempo que sostuvo que el país no podría subsistir sin el petróleo venezolano.

La Casa Blanca remarcó que el nuevo esquema arancelario es una herramienta de presión para acelerar un cambio político en la isla, una expectativa compartida por el secretario de Estado, Marco Rubio.

Impacto regional y reacción de los países proveedores

Cuba enfrenta crecientes tensiones con Washington desde la captura de Maduro, quien durante su mandato fue un aliado estratégico de La Habana y sostuvo el suministro de crudo. Actualmente, México aparece como uno de los principales proveedores: en 2025, aportó alrededor del 44 % del petróleo importado por Cuba, según estimaciones citadas por especialistas.

La presidenta mexicana, Claudia Sheinbaum, defendió esta semana el envío de crudo al país caribeño como “una decisión soberana” y explicó que se realiza tanto a través de contratos de Pemex como en el marco de ayuda humanitaria. La Casa Blanca no se refirió específicamente a México, aunque el alcance del decreto incluye a cualquier país que mantenga ese tipo de vínculos energéticos con La Habana.

Mientras tanto, Cuba reafirmó su “posición antimperialista e inclaudicable” frente a Estados Unidos y evitó responder de inmediato a los señalamientos incluidos en la orden ejecutiva, según confirmó CNN.

En este contexto, la estrategia de Trump combina presión comercial, reconfiguración energética y señales selectivas de apertura, con Venezuela como potencial socio económico y Cuba como principal blanco de sanciones. El alcance real de las medidas dependerá de la reacción de los países involucrados y de la disposición del sector privado a asumir riesgos en un escenario político aún inestable.

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 prorrogó la emergencia energética hasta fines de 2027 y fijó un precio tope al GNL para los próximos inviernos

Compartí esta noticia !

El Poder Ejecutivo extendió la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de transporte y distribución de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2027 y estableció un régimen transitorio de precio máximo para la comercialización interna del Gas Natural Licuado (GNL) durante los próximos dos inviernos. La decisión fue formalizada mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, publicado en el Boletín Oficial el 27 de enero de 2026, y responde a la persistencia de restricciones estructurales en la infraestructura de transporte de gas, que obligan a sostener importaciones para garantizar el abastecimiento invernal.

El decreto reconoce que las obras de ampliación de capacidad de transporte recién entrarían en operación en el invierno de 2027, lo que mantiene vigente un escenario de vulnerabilidad energética. En ese marco, el Ejecutivo avanzó con una redefinición del esquema de importación y comercialización de GNL, con el objetivo de asegurar suministro, reducir costos y limitar riesgos derivados de una situación de hecho monopólica en la regasificación.

Emergencia energética: fundamentos técnicos y prórroga hasta 2027

La medida prorroga la emergencia declarada originalmente por el Decreto 55/2023, luego extendida por los Decretos 1023/2024 y 370/2025, y se apoya en el marco normativo de las Leyes 17.319 (Hidrocarburos), 24.076 (Gas Natural, T.O. 2025) y 27.742 (Ley de Bases). El DNU detalla que persisten las causas estructurales que motivaron la emergencia: insuficiente capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia los grandes centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, especialmente en los picos de demanda invernal.

El texto subraya que, sin el aporte de GNL importado, la demanda residencial y el funcionamiento de las centrales térmicas quedarían insatisfechos en los días más fríos. En consecuencia, la importación de GNL continúa siendo “crítica” para: asegurar el abastecimiento ininterrumpible, sustituir combustibles líquidos en generación eléctrica, atender restricciones operativas, fortalecer un mercado de gas de invierno y cumplir los objetivos del artículo 2° de la Ley 24.076.

El decreto también reconoce que la falta de inversión acumulada durante años —atribuida a señales tarifarias insuficientes— demoró las expansiones necesarias del sistema de transporte de gas y electricidad, cuyos proyectos aún requieren tiempo para completarse.

GNL: nuevo esquema, precio máximo y rol del sector privado

Uno de los ejes centrales del DNU 49/2026 es la redefinición del esquema de importación y comercialización del GNL. Hasta ahora, Energía Argentina Sociedad Anónima actuó como único importador para abastecer el mercado interno en invierno. Según el decreto, esa intervención estatal no logró los resultados esperados, implicó “erogaciones de mucha envergadura” y no se tradujo en mejoras del sistema de transporte.

En línea con las modificaciones introducidas por la Ley 27.742, el Ejecutivo busca reducir la intervención directa del Estado y promover un esquema de comercialización privada, aunque bajo control y supervisión de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía y el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), hasta tanto entre en funciones el ente unificado de gas y electricidad.

El decreto dispone que la Secretaría de Energía adopte las medidas necesarias para permitir el acceso de importadores privados a la infraestructura de regasificación existente. Actualmente, solo se encuentra operativa la terminal de Escobar, mientras que la de Bahía Blanca, inaugurada en 2008, no está en funcionamiento. La norma enfatiza que, por razones técnicas y de seguridad, el acceso a la terminal debe ser unificado y coordinado, para evitar conflictos logísticos, riesgos operativos y demoras ante emergencias.

En este contexto, el Artículo 2° del decreto establece un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para los dos próximos períodos invernales. Ese precio no podrá superar un marcador internacional que determine la Secretaría de Energía, más un valor adicional —en dólares por millón de BTU— destinado a cubrir costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto hasta el punto de entrega en Los Cardales, provincia de Buenos Aires.

El valor adicional será definido a partir de un procedimiento competitivo de selección de un único comercializador privado. Si ese proceso fracasa, Energía Argentina S.A. volverá a asumir la importación, regasificación y venta del GNL en el mercado interno.

Impacto económico, regulatorio y próximos escenarios

La prórroga de la emergencia hasta fines de 2027 consolida un marco excepcional que habilita decisiones rápidas en un sector clave para la macroeconomía y el abastecimiento energético. En términos económicos, el establecimiento de un precio máximo al GNL busca evitar trasladar al mercado interno los efectos de la volatilidad internacional y de una estructura de oferta concentrada, con impacto directo sobre tarifas, costos de generación eléctrica y actividad industrial.

Desde el punto de vista institucional, el uso del DNU se justifica en la “urgencia temporal” ante la inminencia del invierno de 2026 y la imposibilidad de seguir los trámites legislativos ordinarios, conforme al artículo 99, inciso 3, de la Constitución Nacional. El decreto deberá ahora ser analizado por la Comisión Bicameral Permanente, según lo establece la Ley 26.122, que regula el control parlamentario de los decretos de necesidad y urgencia.

En el corto plazo, el foco estará puesto en la reglamentación que dicte la Secretaría de Energía, en el proceso de selección del comercializador privado y en la definición del marcador internacional de referencia. En el mediano plazo, el horizonte sigue atado a la concreción de las obras de transporte que permitan reducir la dependencia del GNL importado y cerrar definitivamente el capítulo de la emergencia energética.

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 !

El Gobierno redefine tarifas y subsidios al transporte, premia a los colectivos a GNC y eléctricos

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Transporte del Ministerio de Economía aprobó un nuevo esquema metodológico para calcular las tarifas teóricas de referencia y redistribuir las compensaciones tarifarias al transporte automotor urbano y suburbano de pasajeros de jurisdicción nacional, con el objetivo explícito de incorporar criterios de sustentabilidad y reconocer de manera diferencial a las empresas que operan con tecnologías más eficientes, como el Gas Natural Comprimido (GNC) y la energía eléctrica. La medida, formalizada a través de la Resolución 6/2026, publicada el 22 de enero de 2026 en el Boletín Oficial, redefine la arquitectura de subsidios y tiene impacto directo sobre costos, inversión y estructura de incentivos del sistema.

Un nuevo marco normativo para el cálculo de tarifas y subsidios

La Resolución 6/2026 (RESOL-2026-6-APN-ST#MEC), firmada por el secretario de Transporte Luis Octavio Pierrini, se inscribe en una extensa trama normativa que regula el financiamiento del transporte público automotor desde principios de los años 2000. Entre sus antecedentes figuran la Ley 25.031, el Decreto 976/2001 que creó el fideicomiso administrado por el Banco Nación, el Decreto 652/2002 que instituyó el Sistema Integrado de Transporte Automotor (SISTAU), y el DNU 678/2006 que dio lugar al Régimen de Compensaciones Complementarias (RCC), luego consolidados por el Decreto 1122/2017.

En ese marco, la Secretaría de Transporte aprobó:

  • La Metodología para la Construcción de Tarifas Teóricas de Referencia (Anexo I), y
  • El procedimiento de cálculo de distribución de las compensaciones tarifarias (Anexos II y III), aplicables a las liquidaciones correspondientes al período noviembre de 2025 y subsiguientes.

El objetivo central es alinear el sistema de subsidios con una estructura de costos actualizada, que ya no se limite al gasoil como energía dominante, sino que incorpore tecnologías alternativas con distinto perfil de costos y eficiencia.

Según establece la norma, la metodología de tarifas teóricas parte de la clasificación de los rubros de costos en fijos y variables, incluyendo entre los primeros seguros, patentes, impuestos, peajes y gastos generales, y entre los segundos energía, lubricantes, mantenimiento, depreciación del material rodante y salarios variables.

A partir de allí se construye una tarifa teórica que combina ambos componentes y se asocia luego con la tarifa comercial vigente, para servir de referencia en la distribución de subsidios.

Tecnologías limpias: el diferencial económico como señal de política

Uno de los ejes más relevantes de la Resolución 6/2026 es la incorporación explícita de incentivos para las unidades propulsadas a GNC y energía eléctrica. Esta decisión no surge de manera aislada, sino que se apoya en la Resolución 86/2025 de la Secretaría de Transporte, que había aprobado los cálculos de costos e ingresos medios para noviembre y diciembre de 2025, incorporando por primera vez estas tecnologías en la estructura de costos.

El Anexo I aprobado ahora va más allá: establece incrementos concretos en la tarifa teórica de referencia según el tipo de energía utilizada:

  • +30% si el pasajero es transportado en una unidad a GNC.
  • +50% si el pasajero es transportado en una unidad eléctrica.

Este diferencial no es menor: implica reconocer que, aunque estas tecnologías pueden reducir emisiones y consumo de combustibles fósiles, hoy enfrentan mayores costos de inversión inicial y operación específica. El reconocimiento tarifario funciona así como una herramienta para “estimular la inversión en la sustentabilidad del sistema”, tal como se desprende de los considerandos de la resolución.

Desde el punto de vista institucional, la medida traduce en reglas operativas una orientación de política pública: utilizar el esquema de compensaciones no sólo para cubrir déficits operativos, sino también para direccionar decisiones tecnológicas del sector privado.

Cómo se redistribuyen las compensaciones: eficiencia y control

El nuevo procedimiento de distribución de compensaciones tarifarias redefine los criterios técnicos con los que se asignan fondos a las empresas prestatarias. En particular, para las líneas interurbanas provinciales de jurisdicción nacional, el Anexo II detalla que la distribución se basa en dos ejes: demanda y oferta.

Por un lado, se reconoce el atributo social, reintegrando la diferencia tarifaria correspondiente a viajes con descuento por tarifas sociales, calculada sobre la base del Sistema Único de Boleto Electrónico (SUBE).

Por otro, se introduce un criterio de compensación tarifaria basado en los kilómetros reales recorridos, ajustados por factores de estacionalidad que varían mes a mes (por ejemplo, 119% en enero, 124% en febrero, 90% en octubre). Esta variable se utiliza como “driver de distribución de la oferta” para incentivar la prestación efectiva de servicios.

El esquema incorpora además mecanismos de control para evitar prácticas improductivas: si se detectan incrementos de kilómetros que no se traducen en más pasajeros, esos recorridos pueden ser considerados “ineficientes” y quedar excluidos del cálculo de compensaciones. El indicador clave es el Índice de Pasajeros por Kilómetro (IPK), que compara demanda y oferta real.

De esta manera, la política de subsidios deja de ser un simple reembolso de costos para transformarse en una herramienta de regulación microeconómica del sistema, premiando la eficiencia operativa y penalizando desviaciones que no reflejen una mejora real del servicio.

Impacto económico e institucional: sectores alcanzados y posibles reacciones

La resolución impacta directamente sobre:

  • Empresas de transporte automotor urbano y suburbano de jurisdicción nacional, que deberán adaptar sus estrategias de inversión y operación al nuevo esquema.
  • Proveedores de tecnología y energía, especialmente aquellos vinculados a GNC y electromovilidad, que encuentran un marco más favorable para la expansión de su oferta.
  • Estados subnacionales (Provincia de Buenos Aires y Ciudad Autónoma de Buenos Aires), notificados formalmente, dado que el sistema abarca la Región Metropolitana definida por la Ley 25.031.
  • Usuarios, en tanto la estructura de costos y compensaciones condiciona indirectamente la evolución de tarifas comerciales y calidad del servicio.

Desde una perspectiva política e institucional, la medida refuerza el rol de la Secretaría de Transporte como autoridad técnica con capacidad de redefinir reglas clave del financiamiento sectorial, apoyándose en informes técnicos (como el IF-2025-132215169-APN-SSTAU#MEC) y en la Dirección de Fondos Fiduciarios.

En términos de reacciones posibles, el nuevo esquema podría ser recibido favorablemente por operadores que ya cuentan con flotas a GNC o eléctricas, al tiempo que plantea desafíos para aquellas empresas más dependientes del gasoil, que verán reducido su posicionamiento relativo dentro del sistema de compensaciones.

Un cambio estructural en la lógica de subsidios

Más allá de su tecnicismo, la Resolución 6/2026 marca un punto de inflexión: los subsidios al transporte dejan de estar atados exclusivamente a la necesidad fiscal de sostener tarifas accesibles y comienzan a operar como una herramienta de transformación productiva y ambiental.

Al incorporar diferenciales explícitos por tipo de tecnología, el Estado redefine el “contrato implícito” con los operadores: ya no se subsidia sólo la prestación, sino también la forma en que se presta. En ese sentido, la norma anticipa un escenario donde la sustentabilidad energética pasa a ser una variable central en la asignación de recursos públicos al transporte.

Compartí esta noticia !

Categorías

Solverwp- WordPress Theme and Plugin