El Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado.

Por primera vez en casi dos décadas —desde que en 2008 la Argentina empezó a importar GNL en invierno para cubrir el pico de consumo residencial— el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado. Únicamente financiará en seis cuotas el costo incremental del GNL consumido por las distribuidoras, que recién se trasladará a tarifas desde noviembre bajo el mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), tal como adelantó EconoJournal. A su vez, acordó con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.

Las tres subastas realizadas este miércoles bajo la órbita del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) —una empresa que funciona dentro de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires— para revender y colocar por anticipado entre privados los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que importó la estatal Enarsa para julio reforzaron la estrategia impulsada por la Secretaría de Energía que encabeza María Tettamanti

Al igual que hace dos semanas, en las subastas de ayer el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado y asuman el costo real del GNL, que como resultado de la guerra en Medio Oriente hoy es sustancialmente más elevado que el precio del gas producido localmente.

La iniciativa del área energética del gobierno de testear, bajo el paraguas del MEGSA, el interés de actores privados por asegurarse el GNL al costo real de importación —incluyendo además los costos de regasificación y logística de la terminal de Escobar— terminó mostrando mayor receptividad de la prevista y disipó el escepticismo mayoritario que existía dentro del mercado gasífero.

Resultados

Las subastas realizadas este miércoles replicaron, en buena medida, lo que ya había sucedido hace tres semanas con los cargamentos de junio: Enarsa logró revender la totalidad de los 10 cargamentos que había licitado para abastecer la demanda de julio y la primera semana de agosto.

Otra vez fue determinante el rol de Trafigura, uno de los principales traders de materias primas del planeta y operador de la marca de combustibles Puma, que volvió a quedarse con buena parte del volumen de GNL ofrecido y consolidó así un rol central dentro del abastecimiento gasífero del sistema durante el bimestre más crítico del año.

Para el Gobierno se trata de una señal relevante porque, en los hechos, el Estado no tendrá que subsidiar los más de US$1.000 millones que demandará la importación de GNL durante el invierno. Ese costo será absorbido directamente por actores privados del mercado.

El tender (pliego) presentado por MEGSA para la subasta de este miércoles incluyó una cláusula para que las empresas privadas que compren el GNL deban pagar por anticipado un 25% del valor total de la factura correspondiente a ese gas. El 75% restante se abonará una vez que el producto sea efectivamente regasificado. Teniendo en cuenta que los 10 cargamentos licitados tienen un costo cercano a los US$500 millones, el Estado se asegura así el ingreso inmediato de más de US$125 millones para afrontar la importación.

Mecanismo para abastecer a centrales térmicas

La estrategia de trasladar a privados el costo del GNL obligó al Gobierno a ir ajustando distintas derivadas operativas y regulatorias asociadas al funcionamiento del sistema energético. Una de ellas fue acordar con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.

En concreto, se estableció que Cammesa —la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico mayorista, que es controlada por el Estado— podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema, aun en casos donde esas usinas no logren cerrar un acuerdo comercial directo con la trader.

Para eso deberá existir una fundamentación técnica vinculada a la seguridad operativa del sistema eléctrico. También se contempló otro escenario: que Trafigura no pueda comercializar determinados volúmenes de gas por debilidades financieras del comprador o por cuestiones vinculadas al área de compliance.

En esos casos, la empresa resignará esos volúmenes y se los cederá a Enarsa, que será quien finalmente entregue el gas a Cammesa para abastecer a la central térmica en cuestión.

Una de las lógicas detrás de la decisión es evitar situaciones de especulación comercial o reventa de GNL a precios fuera de mercado en escenarios de estrés operativo del sistema energético durante el invierno.

Fuentes cercanas al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente.

Más allá de las idas y vueltas regulatorias y de la desprolijidad que implicó dejar sin efecto, a último momento, la adjudicación a Naturgy como agregador comercial —pese a que la empresa española había ganado la licitación por precio—, allegados al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia de gas— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados por la mayoría.

Corrigen la prima de Enarsa

Uno de los aspectos que llamó la atención entre las empresas que participaron de las subastas fue la reducción de la prima (premio) definida por Enarsa para calcular el costo de regasificación y logística del GNL importado en la terminal de Escobar.

En las primeras subastas realizadas en MEGSA para revender los cargamentos de junio, Enarsa había fijado una prima de US$ 5,16 por millón de BTU, un valor que dejaba en una posición incómoda al Gobierno porque resultaba más elevado que la oferta que había presentado Naturgy para actuar como agregador comercial durante todo el invierno. La empresa española había ofertado una prima de 4,51 dólares.

Sin embargo, en esta nueva ronda de subastas para julio, Enarsa definió una prima de US$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente desde el punto de vista económico para justificar por qué finalmente desistió de contratar un agregador comercial.

¿Cuál es el negocio de los privados en comprar GNL?

De las subastas realizadas este miércoles participaron cuatro grandes grupos de actores: distribuidoras, industrias, generadoras eléctricas y comercializadores.

Las distribuidoras compraron GNL para garantizar el abastecimiento del pico de consumo residencial; las industrias buscaron asegurarse gas alternativo para evitar cortes e interrupciones durante los días de frío; y las generadoras eléctricas avanzaron en la compra de GNL porque, en determinados contextos operativos, resulta más conveniente que generar con gasoil importado, cuyo costo hoy es todavía más alto.

Por último, aparecieron comercializadores como Trafigura, que buscan posicionarse como jugadores relevantes dentro del abastecimiento del sistema durante los meses críticos del invierno. La estrategia expansiva de Trafigura se explica por transformaciones de fondo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) impulsadas por el gobierno.

Desde la salida de la convertibilidad en 2001 y hasta fines del año pasado, el sistema eléctrico estuvo altamente intervenido por el Estado. En noviembre de 2025 el Ejecutivo lanzó una reforma eléctrica gradual que comienza a abrirse espacios para que actores privados desarrollen estrategias propias de compra de combustible y recontractualización entre privados.

La Resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó, por ejemplo, a los generadores a contratar su propio combustible y dejar de depender de Cammesa como proveedor de gas para sus centrales térmicas. Además, les permite declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del combustible dentro del CVP (Costo Variable de Producción) que informan cada 15 días para definir el orden de despacho de las usinas.

En términos simplificados, si el costo del GNL ronda actualmente los US$ 20 por millón de BTU, un generador puede declarar un costo de hasta US$ 25, obteniendo así una renta adicional que funciona como incentivo económico para que el mercado vuelva gradualmente a contractualizar combustible entre privados.

En esa clave, Trafigura fue mucho más agresiva que los generadores que participaron de las subastas —como Pampa Energía, Central Puerto e YPF Luz— y ofreció pagar un spread o premio cercano a US$ 1 por millón de BTU para asegurarse un volumen de 300 millones de metros cúbicos de gas, relegando a Central Puerto y Pampa Energía, que ofertaron una prima mucho menor, del orden de los 20 centavos de dólar por millón de BTU.

Ambas compañías terminaron prorrateándose el volumen remanente que dejó Trafigura luego de haber presentado exactamente la misma oferta económica. YPF Luz, en cambio, quedó fuera de la compulsa por haber ofertado una prima todavía más baja. «En el fondo, la comercialización de GNL para generación esconde cómo se reparte esa renta adicional del 25%, que en realidad cuando se descuentan costos financieros termina siendo menor, pero que aún así funciona como incentivo para que los privados asuman el riesgo de contratar su propio combustible», explicaron desde una generadora.

, Nicolas Gandini