Luego de que la Secretaría de Energía informara un nuevo ajuste en el régimen de precios del gas propano con que se abastecen diversas localidades del país, el Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para las empresas distribuidoras. Las mismas deberán reflejar las bonificaciones establecidas en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Se trata de un aumento en el precio del recurso que se utiliza en zonas donde no hay red de gas natural y el suministro en hogares y comercios es mediante redes de tuberías subterráneas.

Mediante la resolución 126/2026 publicada este martes en Boletín Oficial se estableció que el valor del gas propano que las empresas distribuidoras deberán incluir en los cuadros tarifarios pasará a representar el sesenta por ciento (60%) del Precio de Paridad de Exportación (PPE) calculado según la metodología vigente.

A partir de esta modificación del porcentaje -el cual era del 40% en junio del año pasado y anteriormente, del 25% (en marzo de 2024)-, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad aprobó nuevos cuadros tarifarios para las empresas distribuidoras del hidrocarburo que abastecen distintas regiones del país con gas propano indiluido por redes.

En el caso de Camuzzi Gas Pampeana S.A., bajo la resolución 60/2026 establece, por ejemplo, que las tarifas plenas sin subsidios fijan el cargo por m³ en $361,63 para las categorías R1 (usuarios residenciales de bajo consumo), R2 (consumo medio-alto) y SGP en la localidad de Ameghino, con un cargo fijo mensual de $13.034,97 para R1 y $20.866,34 para R2 y SGP (Pequeños comercios, oficinas o establecimientos de bajo consumo no residencial).

En lo que refiere a la región sur del país, también distribuida por la misma empresa la resolución 62/2026 indicó que el esquema tarifario se actualizó bajo los mismos criterios y plazos. Entre las localidades alcanzadas por Camuzzi Gas del Sur S.A., figuran Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires, con la participación de tres distribuidoras asociadas: Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA), Distrigas S.A. y Buenos Aires Gas S.A. (BAGSA).

La Resolución 61/2026 refiere a la distribuidora Gas Nea S.A., encargada de la provisión en las provincias de Corrientes, Misiones, Formosa y Chaco. Al respecto, la normativa establece que, por ejemplo, las tarifas plenas sin subsidios (decreto N° 943/2025) fijan cargos por m³ diferenciados por provincia: $452,63 en Corrientes; $458,47 en Misiones; $502,93 en Formosa y $463,51 en Chaco.

La Resolución 64/2026 estableció los nuevos cuadros tarifarios para Naturgy Ban S.A., que deberá aplicarlos en su área de concesión. Al igual que el resto de las empresas, deberá reflejar en la facturación las bonificaciones previstas por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

El organismo bajo la órbita de la Secretaría de Energía informó los valores para Litoral Gas S.A. bajo la resolución 63/2026, aplicables a usuarios residenciales abastecidos con gas propano/butano indiluido por redes en localidades de Santa Fe y Buenos Aires.

Tal es el caso de Rufino (Santa Fe), donde las tarifas plenas sin subsidios del Decreto N° 943/2025 fijan el cargo por m³ en $361,85 para las categorías R1, R2 y SGP, con cargos fijos mensuales de $11.085,09 para R1 y $24.759,09 para R2 y SGP. Los usuarios con tarifa diferencial al 70% abonarán $253,30 por m³, y quienes acceden al 50% pagarán $180,93.

Por último, la resolución 60/2026 informó las tarifas para Distribuidora de Gas Cuyana S.A, aplicables a usuarios abastecidos con gas propano/butano indiluido por redes en el departamento de Malargüe, provincia de Mendoza.

En este distrito, las tarifas plenas fijan el cargo por m³ en $399,97 para las categorías R1 y R2. Para los usuarios industriales P1 y P2, el valor varía según el volumen consumido: $437,56 hasta 1.000 m³, $433,65 entre 1.001 y 9.000 m³, y $429,78 por encima de ese umbral. La categoría P3 registra cargos de entre $433,42 y $442,15 según el tramo. Los cargos fijos mensuales son de $17.890,82 para R1, $33.404,60 para R2, y $23.479,83 para P1/P2 (usuarios comerciales o industriales de consumo pequeño a mediano, con distintos tramos de volumen) y P3 (mayor consumo, con tarifas escalonadas según volumen).

Estas resoluciones se dictan en el marco de la emergencia del sector energético nacional, declarada y prorrogada mediante distintos decretos, y buscan ajustar los precios del gas propano en red para reflejar de manera más realista los costos de abastecimiento y reducir el costo fiscal para el Estado Nacional.

El procedimiento seguido por el ENREGE y la Secretaría de Energía apunta a que los cuadros tarifarios se actualicen ante cualquier modificación del precio de referencia y se adapten automáticamente en las facturas de los usuarios.

El Gobierno nacional defendió este miércoles en el Senado el proyecto de nueva ley de biocombustibles que propone elevar los porcentajes obligatorios de mezcla en los combustibles y avanzar hacia un esquema con mayor competencia en el sector.

La posición oficial fue expuesta por el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, durante el plenario de las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda de la Cámara Alta, donde comenzó el debate de cinco iniciativas destinadas a actualizar el marco regulatorio vigente.

El funcionario manifestó el respaldo del Poder Ejecutivo al proyecto presentado por la senadora Patricia Bullrich y otros legisladores, al asegurar que refleja los lineamientos en los que el Gobierno viene trabajando junto con los distintos actores de la cadena productiva desde hace casi dos años.

«Desde el Poder Ejecutivo consideramos que es oportuno discutir una nueva ley de biocombustibles», afirmó González, quien destacó que la iniciativa apunta a encontrar un equilibrio entre productores, consumidores, el Estado y los sectores industriales involucrados.

Qué cambios propone la nueva ley de biocombustibles

Entre los principales puntos del proyecto figura un incremento de los porcentajes mínimos obligatorios de mezcla. En el caso del biodiésel, el corte pasaría al 10%, mientras que para el bioetanol se elevaría al 15%.

Según explicó González, el aumento previsto para el biodiésel es de 2,5 puntos porcentuales respecto del esquema actual, mientras que el del etanol implica una suba de tres puntos.

Sin embargo, el funcionario aclaró que cualquier modificación en los niveles de mezcla genera efectos económicos diferentes según el sector involucrado.

Respecto del biodiésel, sostuvo que la principal preocupación del Gobierno está relacionada con el impacto sobre los costos. Según indicó, el biocombustible continúa teniendo un precio significativamente superior al del combustible fósil.

«Antes de la suba internacional del petróleo por la guerra en Medio Oriente, el biodiésel costaba aproximadamente un 80% más que el combustible fósil. Hoy la brecha se redujo, pero sigue siendo importante», señaló.

Por ese motivo, rechazó las propuestas que plantean una duplicación del corte obligatorio. «No vemos lógica en duplicar el corte de biodiésel porque implicaría un aumento estructural y permanente en el costo del gasoil que se consume en todo el país», afirmó.

El funcionario advirtió que una medida de ese tipo impactaría directamente sobre el transporte de cargas, la actividad agropecuaria y los consumidores finales, al trasladarse a distintos eslabones de la economía.

El Gobierno impulsa una mayor participación del bioetanol

La posición oficial fue más favorable respecto del bioetanol. González sostuvo que actualmente este combustible renovable presenta costos similares a los de las naftas con las que se mezcla, por lo que un incremento en su participación tendría efectos limitados sobre los precios al consumidor.

En ese contexto, defendió la propuesta de elevar el corte obligatorio al 15%, manteniendo seis puntos para el etanol elaborado a partir de caña de azúcar y otros seis para el producido con maíz.

Los tres puntos porcentuales adicionales quedarían abiertos a la competencia entre los distintos productores.

De acuerdo con la estimación oficial, por razones de eficiencia y escala productiva, gran parte de ese volumen adicional sería abastecido por las plantas que utilizan maíz como materia prima.

«En términos prácticos, el etanol de maíz aumentaría cerca de un 50% su participación», explicó González durante su exposición.

No obstante, recordó que el incremento de los cortes también tiene implicancias fiscales, ya que los biocombustibles se encuentran exentos del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos.

«Cualquier aumento de corte tiene un impacto inmediato negativo sobre los ingresos del Estado Nacional», advirtió.

El proyecto busca eliminar los cupos y fomentar la competencia

Otro de los ejes centrales de la iniciativa es la eliminación progresiva del sistema de cupos que actualmente regula parte del mercado.

«Nosotros no creemos en los cupos, creemos en la competencia», afirmó el secretario de Energía y Minería.

Según detalló, el esquema propuesto contempla una apertura inmediata a la competencia en el mercado de bioetanol, mientras que en biodiésel se prevé una transición gradual durante cinco años, período en el que los cupos irían reduciéndose progresivamente.

Además, González aclaró que los porcentajes establecidos en la ley funcionarían como pisos mínimos obligatorios y no como límites máximos.

«Estos cortes pueden ser incrementados en cualquier jurisdicción si así lo quisieran», explicó.

Buscan garantizar previsibilidad por 15 años

El funcionario también destacó que el proyecto pretende brindar previsibilidad de largo plazo para fomentar inversiones en toda la cadena de valor.

Para ello, la iniciativa fija los porcentajes mínimos de mezcla por un período de 15 años, un plazo que el Gobierno considera fundamental para dar certidumbre a productores, refinadoras y fabricantes de vehículos.

Según explicó González, sectores como la industria automotriz requieren reglas estables para adaptar motores y tecnologías a mezclas específicas de combustibles.

Finalmente, el representante del Ejecutivo aseguró que la propuesta reúne un elevado nivel de consenso entre los principales actores del sector energético.

Entre ellos mencionó a productores de bioetanol, empresas vinculadas al biodiésel, compañías petroleras y fabricantes automotrices.

«Se me hace difícil imaginar un proyecto de mayor consenso que éste, entendiendo que el consenso absoluto no va a existir», concluyó.

El crecimiento de los depósitos en dólares por parte del sector privado ya elevó la cifra en los bancos a cerca de USD 40.000 millones, un récord de los últimos 25 años. Sin embargo, el crédito en moneda extranjera no aumenta en la misma magnitud: cerca del 50% de esos fondos sigue sin prestarse y se mantienen ociosos en las entidades.

Esta situación explica por qué los bancos pagan tasas ridículamente bajas para aquellos que colocan plazos fijos en dólares. La tasa oscila entre 1% y 2% anual para depósitos en moneda extranjera. Pero algunos elevaron a más de 3% anual el rendimiento si la colocación se hace a plazos superiores a los seis meses.

El pico de depósitos está relacionado con la compra de dólares del público. Por ejemplo, en abril la demanda neta de divisas fue de 2.300 millones de dólares. Parte de ese monto queda dentro del sistema financiero. En lo que va del año los depósitos en moneda dura crecieron 5 por ciento.

Esta situación aumenta mes a mes la capacidad prestable que los bancos tienen en dólares. Sin embargo, el financiamiento al sector privado en moneda extranjera asciende a 23.000 millones de dólares. Esto significa que todavía tienen alrededor de USD 17.000 millones sin uso alguno.

La mayor parte de los préstamos en dólares tiene como destino la prefinanciación de exportaciones, que son financiaciones de corto plazo y bajas tasas. Por eso, las entidades no pueden salir a pagar más para captar depósitos.

Detrás de esta problemática está la medida prudencial que viene desde el 2002 de impedir que los bancos le presten en dólares a quienes no generan divisas. Por ejemplo, las entidades tienen prohibido prestarle al público. Esto modifico algo que era moneda de corriente de la década de 1990, cuando los bancos prestaban en dólares para otorgar crédito hipotecario.

Sin embargo, el descalce de monedas fue uno de los motivos que más complicaciones generó en los últimos tiempos de la Convertibilidad. La decisión a partir de allí fue limitarle a los bancos los préstamos en dólares solo a las empresas que generan divisas (exportadoras) y a su cadena de valor.

“Si los bancos enfrentan fuertes limitaciones para prestar los depósitos en dólares que reciben de sus clientes, queda severamente limitada la canalización de esos ahorros hacia el financiamiento de capital de trabajo de las empresas o de inversiones de empresas y familias”, explicó Domingo Cavallo en su último blog.

El ex ministro de Economía insiste en que esos dólares deberían volcarse sin restricciones para que más empresas e individuos puedan financiarse a menores tasas en moneda extranjera y darle así mayor dinamismo a la actividad.

“Es conveniente permitir que crecientemente los depósitos en dólares en el sistema bancario se utilicen para expandir el crédito en dólares a todo tipo de prestatarios solventes, como lo hacen los bancos de Perú y Uruguay”, explicó Cavallo.

Sin embargo, admite que aún no están dadas las condiciones para llevar este esquema adelante, ya que requeriría que la economía vaya a un esquema bimonetario, con libre circulación del peso y el dólar. Al mismo tiempo esto requiere que se eliminen los controles de capitales, algo que el equipo económico no está dispuesto a hacer por el momento.

El Central flexibilizó en parte algunas restricciones financieras y le permitió a los bancos que puedan prestar en dólares con fondos propios. Por eso, una entidad colocó bonos en dólares y con ese dinero empezó a ofrecer crédito hipotecario en moneda extranjera. Sin embargo, casi no hubo interesados en endeudarse en esas condiciones.