El aumento del precio internacional del gas vuelve a tensionar el esquema de abastecimiento argentino en un momento de cambio. En paralelo al avance del Gobierno en un nuevo modelo que busca trasladar el costo del GNL al sistema, el escenario global reabre una pregunta clave: quién absorberá ese mayor costo en los picos de demanda.
El precio del gas natural volvió a escalar en los mercados internacionales en medio de la guerra en Medio Oriente. En Europa, el valor subió un 11% hasta los 61 euros por megavatio hora en el mercado de referencia de Países Bajos (unos 19 dólares por MMBTU) y duplicó su nivel desde el inicio del conflicto. Para un país como Argentina, que depende del Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los picos de demanda invernal, el movimiento reabre un interrogante central: quién absorberá ese mayor costo.
“Argentina, como importador de GNL, tiene un problema porque el precio está aumentando debido a que Qatar, el mayor exportador, no puede sacar su producción por el cierre del Estrecho de Ormuz. Esto genera mayor competencia por cargamentos spot y, por lo tanto, precios más altos”, explicó Jorge León, analista de Rystad Energy. “Desde el punto de vista de Argentina, seguro habrá mayores costos debido a esa mayor competencia en el mercado spot”, agregó.
En este contexto, el Gobierno avanzaba con un cambio estructural en el esquema de importación a través del DNU 49/2026, un régimen transitorio para los inviernos de 2026 y 2027 que por primera vez deja en manos de un privado la compra de los cargamentos de GNL necesarios para cubrir la demanda.
La medida implica un cambio de fondo: el retiro del Estado como amortiguador del precio internacional. Hasta ahora, el esquema funcionaba con un fuerte rol estatal. El abastecimiento se cubría primero con gas local, más barato; luego con producción adicional y, finalmente, con GNL, el recurso más caro. Ese costo se diluía dentro del sistema gracias a subsidios que permitían desacoplar parcialmente los precios internos de los internacionales.
Con el nuevo esquema, esa lógica se modifica. El precio del gas regasificado no podrá superar un marcador internacional, como Henry Hub o Brent, más un adicional en dólares por MMBTU para cubrir los costos logísticos. El valor final surgirá de un proceso competitivo organizado por la Secretaría de Energía, utilizando la capacidad de regasificación de ENARSA, que solo retomará el control si la licitación fracasa.
“Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, sintetizó la secretaria de Energía, María Tettamanti.
El cambio se da, sin embargo, en un momento especialmente sensible. La suba del precio internacional implica que, si el nuevo esquema avanza, el mayor costo tenderá a trasladarse directamente al sistema. Según estimaciones oficiales, el GNL representa apenas el 5% del costo de abastecimiento de los hogares, pero tiene un peso mucho mayor en la generación eléctrica y en la industria, que aparecen como los sectores más expuestos.
En este escenario, la principal incógnita es cómo se distribuirá ese costo. El nuevo esquema introduce una diferenciación más clara entre tipos de demanda: no será lo mismo consumir gas por gasoducto que GNL importado. Mientras los hogares tienen prioridad de abastecimiento y tarifas reguladas, la industria y la generación eléctrica podrían enfrentar precios más altos en los picos de demanda.
La duda de fondo es quién le pagará al privado el costo pleno de importar el GNL, incluyendo la regasificación y el uso de la infraestructura de ENARSA. Ese interrogante es clave porque el consumo se reparte entre distintos segmentos con niveles de regulación muy diferentes. Tettamanti indicó que la Secretaría de Energía está terminando de definir qué sectores pagarán el costo pleno y qué proporción del volumen importado se asignará a cada uno.
Como muestran experiencias internacionales, en escenarios de alta volatilidad macroeconómica el Estado suele cumplir un rol amortiguador que este nuevo esquema busca reducir.
Qué hará el Gobierno
La decisión oficial, de todos modos, aún no está cerrada. “Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación y si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”, adelantó Tettamanti. La definición, prevista para comienzos de abril, será clave para determinar cómo se termina de configurar el nuevo esquema.
TGS
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En paralelo, el sistema gasífero muestra señales de expansión. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno, impulsada por TGS, recibió solicitudes por más de 32 millones de metros cúbicos diarios en su proceso de open season, casi triplicando la capacidad incremental prevista de 14 MMm3/d. El resultado fue leído dentro de la compañía como una señal de fuerte interés del mercado por asegurar capacidad de transporte desde Vaca Muerta.
El CEO de TGS, Oscar Sardi, destacó que la etapa de ofertas vinculadas a prepagos “fue muy exitosa” y confirmó que la empresa ya avanzó en una preselección técnica de los proyectos en función de las mejores condiciones presentadas. Esa propuesta deberá ahora ser validada por el Enargas y la Secretaría de Energía.
La ampliación, que demandará una inversión de unos US$ 700 millones, permitirá sumar capacidad de transporte recién hacia el invierno de 2027. En ese sentido, el fuerte nivel de demanda registrado en el proceso no solo valida el interés del mercado, sino que también refleja la necesidad de seguir ampliando la infraestructura para acompañar el crecimiento de la producción.
