La importación de gas natural licuado (GNL) es desde hace casi dos décadas un terreno observado con recelo —o directamente con sospecha— por los distintos gobiernos que administraron la Argentina. Durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner —que estaba al frente del Ejecutivo cuando el país comenzó a importar GNL en 2008— se modificó la metodología de contratación en 2012 para incorporar a YPF como actor central en la recepción de ofertas de GNL para mejorar la transparencia del proceso. Durante la gestión de Mauricio Macri se diseñó un esquema orientado a transferir gradualmente esa operatoria al sector privado, aunque nunca llegó a implementarse de manera efectiva. En tanto que el gobierno de Alberto Fernández —en línea con la parálisis que signó su mandato— estuvo atravesado por la falta de definiciones en torno al rol de Enarsa y mantuvo sin cambios sustanciales el esquema vigente.
La llegada de Javier Milei volvió a colocar el tema en agenda. Desde su asunción, el Ejecutivo planteó como objetivo desplazar a la empresa estatal de la importación de GNL y avanzar hacia un esquema en el que un actor privado asuma el riesgo de comprar el combustible en el mercado internacional y comercializarlo en el mercado local.
GNL, una licitación estratégica
En esa clave, la Secretaría de Energía diseñó un pliego para contratar a un agregador comercial que se encargue tanto de la importación de GNL como de su posterior reventa a los distintos actores del sistema: distribuidoras, generadoras —a través de Cammesa— y grandes usuarios industriales.
El proceso sigue abierto y debería definirse en las próximas horas —a más tardar mañana (martes 21 de abril)—, pero a pocos días de la decisión no existen señales contundentes que permitan anticipar cuál será el camino elegido por el Gobierno.
Lo que sí está claro es que el tema se definirá en la primera línea del Ministerio de Economía, encabezado por Luis Caputo, con participación de funcionarios de otras áreas del Gobierno.
Por qué la decisión se maneja con sigilo
El hermetismo no es casual. Si bien en términos conceptuales la idea de que el sector privado asuma la importación de GNL puede parecer un paso lógico —e incluso sencillo de verbalizar en términos discursivos—, su implementación práctica es considerablemente más compleja.
La licitación involucra múltiples derivadas: desde su impacto en las tarifas de invierno hasta la conveniencia económica para el Estado y el sistema, pasando por los riesgos regulatorios, contractuales y de ejecución que enfrentan los funcionarios que deben convalidar el proceso.
Desde su origen, la licitación representó una apuesta de riesgo. Implica intentar construir una alternativa al esquema vigente —basado en la intervención directa del Estado— en un mercado de alta volatilidad y con una economía local todavía frágil (elevado riesgo país, incertidumbre cambiaria, inflación persistente y riesgos de cobrabilidad).
A ese escenario se sumó un factor exógeno que terminó de complejizar el proceso: la escalada del conflicto en Medio Oriente, que incrementó la incertidumbre en el mercado energético global y disparó los precios del petróleo y sus derivados.
Una cuestión de números
En caso de que el Gobierno decida avanzar con la adjudicación a un agregador comercial, la licitación está virtualmente definida en favor de Naturgy, que ofertó una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. En el desempate superó a Trafigura, que había presentado una oferta de 4,57 dólares.
Esa prima incluye costos de regasificación, logísticos, componentes impositivos y, fundamentalmente, la valorización del riesgo que asume el agregador en un mercado volátil y con incertidumbre en la cobrabilidad. Por eso, no resulta comparable con las primas históricas de los tenders de Enarsa, donde los proveedores no asumían esos costos ni riesgos.
Un factor que complejizó la ecuación
En paralelo a la licitación del agregador, Enarsa licitó la semana pasada la compra dos cargamentos de GNL para mayo bajo el esquema anterior: las primas que obtuvo fueron muy competitivas: se ubicaron, en algunos casos, por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU.
Una lectura lineal podría sugerir que, si al costo total de regasificación, logístico e impositivo, que oscila entre 2,50 y 3 dólares por millón de BTU, se le suma las primas que obtuvo la semana pasada Enarsa de 0,50 dólares, el costo total del servicio debería ubicarse en torno a los 3,50 dólares, es decir, cerca de un dólar por debajo de la mejor oferta recibida para el agregador. «Cada cargamento trae 2,1 Tera BTU de GNL. Si se calcula el impacto por cada 1 US$/Mmbtu adicional arroja alrededor de US$ 2 millones adicionales de costo total», cuantificó a EconoJournal un trader de combustibles.
Sin embargo, esa interpretación es considerada reduccionista dentro del sector. Porque la prima obtenida para uno o dos cargamentos puntuales en mayo no necesariamente es extrapolable al resto del invierno. De hecho, los cargamentos correspondientes a los meses más críticos —junio, julio y agosto— podrían registrar precios más altos.
El desafío para el Gobierno es que debe tomar una decisión ahora, sin contar con información completa sobre la evolución futura de esos precios. A ese cuadro se le suma que en los últimos días de la semana pasada, tras señales de distensión en el conflicto en Medio Oriente, los precios del GNL registraron una caída cercana al 30 por ciento. Este lunes, el TTF —la referencia del GNL en Europa— volvió a cotizar a US$ 12 por millón de BTU, casi al mismo valor que antes del conflicto bélico.
«Estamos trazando los números finos para entender cuál es la decisión que más le conviene al país en este momento», se limitó a responder una fuente oficial ante la consulta de este medio.
La consistencia macroeconómica
Otro factor que incide en la decisión que evalúa el Gobierno es cómo integrar la operatoria de un agregador comercial con la gestión de las tarifas de gas y electricidad durante el invierno. El punto es sensible porque radica en la necesidad de evitar que el costo de los servicios públicos recaliente la inflación, en un contexto en el que el índice de precios al consumidor (IPC) mostró en marzo una suba de 3,4% y puso en tensión la estrategia antiinflacionaria oficial.
La contratación de un agregador comercial implicaría, en los hechos, trasladar el costo real del GNL a las tarifas de gas y también de electricidad, dado que el combustible se utiliza para generación en los momentos de mayor consumo residencial. Si el Gobierno no está dispuesto a convalidar ese pass through, una alternativa pragmática sería mantener la importación de GNL bajo la órbita de Enarsa al menos por un año más.
Ese enfoque se apoya en otro dato estructural: a partir de 2025, con la ampliación del sistema de transporte que está ejecutando TGS —a través de obras de repotenciación del gasoducto Perito Moreno—, la necesidad de importar GNL para el invierno se reducirá de manera significativa, posiblemente a menos de la mitad del volumen requerido este año.
Eso facilitaría, en una segunda etapa, la implementación de un esquema privado en un contexto menos exigente en términos de abastecimiento. Desde esa óptica, algunas fuentes del área energética consideran que lo menos riesgoso sería mantener la operatoria en cabeza de Enarsa durante esta transición.
El costo de sostener el esquema actual
Sin embargo, quienes promueven avanzar con la adjudicación a un privado advierten que sostener el esquema actual también tiene costos.
En particular, señalan que la cobrabilidad del GNL importado por Enarsa tiende a deteriorarse. En los últimos 15 años, la empresa estatal operó de facto como un canal de subsidio indirecto al consumo de gas, tanto para distribuidoras como para industrias y otros actores del mercado.
En ese contexto, las distribuidoras suelen compensar deudas con la estatal, en parte debido a los desfasajes generados por el régimen de subsidios a Zonas Frías, un régimen que fue ampliado en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández, cuyo financiamiento presenta déficits estructurales.
El resultado de sostener la opacidad del rol de Enarsa como proveedor de última instancia de gas sería seguir reproduciendo un circuito financiero frágil, donde el Estado termina absorbiendo costos fiscales y financieros crecientes.
Desde esa perspectiva, algunos funcionarios sostienen que avanzar con un agregador privado permitiría mejorar la disciplina de pagos y reducir el impacto fiscal del esquema.
Una decisión abierta
En consecuencia, la definición no es lineal. La licitación del agregador comercial de GNL condensa variables técnicas, económicas, regulatorias y macroeconómicas y afecta intereses creados de actores locales e internacionales que se resisten a un cambio del statu quo. A pocas horas del cierre de la licitación, el partido sigue abierto. Y la cantidad de variables en juego pone a prueba, como pocas veces, el alcance real del avance reformista del Gobierno sobre el sector energético.
, Nicolas Gandini
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