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Emergencia gasífera: por qué se prorrogó y qué cambia con el Gasoducto Perito Moreno
La prórroga de la emergencia hasta 2027 y el cambio en el esquema de importación de GNL vuelven a poner en foco un problema estructural del sistema energético argentino: la falta de infraestructura de transporte. Qué reconoce el DNU 49/2026, por qué el país sigue importando gas y hasta dónde alcanza el anuncio de TGS.
El Gobierno nacional volvió a prorrogar la emergencia del sector gasífero hasta el 31 de diciembre de 2027 mediante el DNU 49/2026. La medida alcanza exclusivamente a los segmentos de transporte y distribución de gas natural, y deja explícitamente fuera al sector eléctrico. Con esta decisión, la emergencia se extiende por casi todo el mandato presidencial y vuelve a poner en el centro del debate un problema estructural del sistema energético argentino: la falta de infraestructura suficiente para trasladar el gas desde las zonas productoras hacia los principales centros de consumo.
La emergencia había sido declarada originalmente por el Decreto 55/2023 y luego prorrogada en 2024 y 2025. En esta oportunidad, el Poder Ejecutivo invoca el artículo 99 inciso 3 de la Constitución Nacional, que habilita el dictado de decretos de necesidad y urgencia ante circunstancias excepcionales que impiden el trámite legislativo ordinario. Sin embargo, a diferencia de otras prórrogas, el DNU 49/2026 explicita una única causa para sostener el régimen excepcional: la demora en las obras de infraestructura troncal de transporte de gas natural.
Infraestructura insuficiente y dependencia del GNL
Según el propio diagnóstico oficial, las medidas destinadas a ampliar la capacidad de transporte aún se encuentran en proceso de implementación y el sistema no dispone hoy de capacidad suficiente para abastecer de manera simultánea la demanda interna y las exportaciones. En ese marco, el decreto reconoce que las obras clave recién entrarían en operación en el invierno de 2027 y que, mientras persistan esas limitaciones, la importación de gas natural licuado (GNL) resulta “crítica para la seguridad energética” del país. El objetivo declarado de la prórroga es llegar a fines de 2027 con nueva capacidad de transporte incorporada y con la posibilidad de garantizar el abastecimiento ininterrumpido de las distribuidoras.
La prórroga, sin embargo, también habilita un debate sobre la urgencia que justifica la medida. Desde una mirada crítica, el carácter excepcional aparece en parte vinculado a definiciones que se adoptaron con plazos ajustados frente al calendario de obras que requiere el sistema. Durante el primer año de gestión, no se registraron avances en obra pública de transporte de gas y quedaron pendientes definiciones clave, como el Tramo II del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, la reversión del Gasoducto Norte y la adjudicación de la iniciativa privada para potenciar el Gasoducto Perito Moreno. En este último caso, el proceso administrativo se extendió durante varios meses: desde la declaración de interés público en noviembre de 2024 hasta la adjudicación formal en septiembre de 2025 y su aprobación definitiva en octubre del mismo año.
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Un problema estructural, no una novedad
El déficit de infraestructura es real, pero no nuevo. Las soluciones requieren obras de gran escala, plazos largos de ejecución y tiempo adicional para su finalización. Aun así, la evolución histórica muestra que hubo mejoras en el sistema: mientras en 2014 la Argentina importaba cerca de 100 cargamentos de GNL a lo largo de todo el año, en 2025 la campaña se redujo a 27 cargamentos concentrados exclusivamente en el invierno. El problema, entonces, no es la ausencia total de avances, sino la persistencia de un sistema que sigue operando al límite.
El nuevo régimen transitorio de GNL
En este contexto, el DNU 49/2026 establece además un régimen transitorio de GNL para los inviernos de 2026 y 2027. La norma fija un precio máximo para el gas natural resultante de la regasificación del GNL importado, que no podrá superar un marcador internacional (como Henry Hub o Brent) más un adicional en dólares por MMBTU destinado a cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte hasta el punto de entrega en Los Cardales. El valor final surgirá de un procedimiento competitivo organizado por la Secretaría de Energía, utilizando la capacidad de regasificación que dispone ENARSA. Si el proceso fracasara, la empresa estatal continuará a cargo de la importación, regasificación y venta del GNL en el mercado interno.
El corrimiento parcial de ENARSA del rol de importador y comercializador se inscribe en el marco ideológico de la Ley de Bases 27.742, que promueve la reducción de la intervención estatal y el impulso de la iniciativa privada. El decreto también pone en evidencia un problema normativo de fondo: la Ley 24.076, sancionada en los años noventa, autoriza importaciones de gas natural, pero no contempla explícitamente el GNL. Pensada para un sistema gasífero continental basado en ductos, la normativa quedó desfasada frente a la incorporación del GNL como herramienta estructural de abastecimiento, que terminó ingresando al sistema a través de regímenes excepcionales.
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La emergencia como mecanismo recurrente
La emergencia, así, deja de ser una excepción para convertirse en un mecanismo recurrente. Desde 2008, ante la falta de gas o de transporte suficiente, el sistema argentino recurrió a declaraciones de emergencia, DNUs y regímenes transitorios para cubrir vacíos normativos y operativos. La combinación de legislación desactualizada, infraestructura que avanza lentamente y decisiones que se toman a meses del invierno explica por qué el GNL sigue siendo una pieza central del esquema energético.
Por qué un operador único para el GNL
Dentro de este marco, el Gobierno justificó la elección de un operador único privado para la importación y comercialización de GNL en las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo de los buques metaneros, centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) y optimizar la inyección de gas al sistema nacional. El esquema se completa con controles de la Secretaría de Energía y del ENARGAS, y con un precio máximo como medida compensatoria frente al riesgo de concentración.
Una de las ventajas potenciales del nuevo esquema es la reducción del riesgo de incobrabilidad. En muchos mercados de gas liberalizados, el comercializador privado se ubica entre productores y clientes finales, asumiendo la facturación y las cobranzas. Esto le otorga incentivos directos para evaluar el riesgo crediticio, negociar condiciones de pago más estrictas y aplicar mecanismos financieros de mitigación. Bajo el modelo previo, ENARSA concentraba la importación y comercialización del GNL en esquemas estatales centralizados, mientras que ENARGAS supervisaba tarifas y condiciones sin intervenir en la gestión comercial. Ese esquema priorizó la protección de los usuarios y el abastecimiento, aunque trasladó al Estado el riesgo financiero asociado a subsidios y a la gestión de cobranzas.
Organismos internacionales como el Banco Mundial han señalado que los procesos de liberalización tienden a funcionar mejor en países con instituciones sólidas y marcos regulatorios estables, y que en contextos de alta volatilidad macroeconómica el Estado suele cumplir un rol amortiguador. En ese marco, el debate no se limita a quién comercializa, sino a la existencia de reglas de acceso claras, señales de precio y previsibilidad contractual. El esquema actual argentino combina incentivos de mercado con un rol estatal de resguardo.
El anuncio de TGS: qué resuelve y qué no
En paralelo a este rediseño regulatorio, el anuncio de Transportadora de Gas del Sur marca un avance concreto en materia de infraestructura. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno permitirá sumar 14 millones de metros cúbicos diarios de capacidad de transporte desde Vaca Muerta hacia el centro del país, con entrada en operación prevista para el invierno de 2027. La obra aliviará el cuello de botella más crítico del sistema, pero no lo elimina por completo. Hasta que nuevas expansiones troncales y refuerzos aguas abajo estén disponibles, la dependencia del GNL y la vigencia de mecanismos excepcionales seguirán siendo parte del funcionamiento normal del mercado de gas en la Argentina.
