El gas de invierno abre una pulseada regulatoria: distribuidoras frenan contratos caros mientras Economía define cuánto impacto admite en tarifas

Las distribuidoras de gas natural entraron en la fase más delicada del año: deben cerrar antes del 30 de abril los contratos de abastecimiento para cubrir el pico de demanda residencial del invierno, pero lo hacen sin la certeza de que el Gobierno autorizará trasladar a tarifas los precios que surjan de la negociación con las productoras. La indefinición coloca al mercado en un equilibrio inestable, donde cada decisión tiene impacto financiero, regulatorio y político.

Los contratos de muy corta duración —45, 60 o 90 días—, que se utilizan para cubrir los días de mayor consumo, ya se negocian por encima de los 10 dólares por millón de BTU, según admiten en privado las productoras. Ese valor contrasta con los 3,80 dólares reconocidos hoy en los cuadros tarifarios vigentes desde abril, publicados por el ENARGAS.

La brecha es tan grande que las distribuidoras se resisten a convalidar precios que podrían no ser reconocidos en las facturas, especialmente en un contexto donde el Ministerio de Economía busca consolidar la desaceleración inflacionaria.

La Secretaría de Energía, bajo la órbita de Economía, monitorea la negociación entre privados, pero aún no definió el precio estacional del gas para el invierno. La decisión se enmarca en la emergencia energética prorrogada por los DNU 55/2023, 1023/24, 370/25 y 49/26, que habilita revisiones extraordinarias y ajustes mensuales.

Sin embargo, el Gobierno enfrenta un dilema: autorizar un traslado pleno del costo del gas podría presionar la inflación, pero impedirlo obligaría a las distribuidoras a asumir un riesgo financiero que no están dispuestas a tomar.

A la tensión por el precio se suma el reordenamiento del sistema de transporte, que modificó por primera vez en dos décadas la asignación de capacidad entre cuencas. La Secretaría de Energía reconfiguró el esquema para reflejar la centralidad de Vaca Muerta, lo que obligó a Naturgy y Metrogas —las principales distribuidoras del AMBA— a contratar capacidad en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS, y a ceder capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas.

La transferencia incluyó negocios asociados a la comercialización de gas en períodos de baja demanda, lo que generó fricciones adicionales en un mercado que todavía asimila el cambio.

El abastecimiento de GNL es otro punto crítico. La Secretaría avanzó con la licitación para contratar un agregador comercial que importe y revenda cargamentos de GNL, y Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Pero aún no está claro si el Gobierno convalidará ese esquema o si mantendrá el modelo vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de las importaciones.

La estatal ya adjudicó dos cargamentos para la segunda quincena de mayo, con primas inferiores a 0,50 dólares, uno de ellos a la propia Naturgy. La coexistencia de ambos modelos —agregador privado y Enarsa— abre un interrogante sobre la señal de precios que finalmente se trasladará al mercado.

En este contexto, Economía evalúa alternativas intermedias. Una opción es autorizar un precio de gas para tarifas entre 5 y 6 dólares por millón de BTU —por encima del valor actual, pero por debajo de los contratos invernales— y diferir la diferencia mediante instrumentos regulatorios como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s).

Ese mecanismo permitiría que las distribuidoras recuperen más adelante la brecha entre el precio reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores. Sin embargo, las empresas advierten que el sistema no funcionó de manera consistente en los últimos 20 años y que asumir ese costo financiero sin garantías es riesgoso.

Las productoras, en cambio, sostienen que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida tras la revisión quinquenal tarifaria cerrada el año pasado, que ordenó ingresos y mejoró la ecuación económica del sector. Consideran que existe margen para acordar precios sin comprometer la estabilidad del sistema.

Quedan por contractualizar unos 10 millones de metros cúbicos diarios, cerca del 10% del pico de demanda residencial, que en los días más fríos puede superar los 90 MMm³/día. Pero el sistema completo —incluida generación eléctrica e industria— requiere más de 140 MMm³/día en invierno. La definición del precio estacional será determinante para evitar tensiones de abastecimiento, compras spot más caras o un mayor uso de combustibles líquidos.

El mercado necesita una señal en las próximas dos semanas. La decisión final dependerá del equilibrio que Economía logre entre precios, inflación y seguridad energética. En un invierno donde cada dólar del sistema gasífero tiene impacto fiscal, político y social, el margen de error es mínimo.

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