La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.
La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.
Sin interés industrial
La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.
El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.
Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.
Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.
Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.
El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.
Tampoco respondieron las distribuidoras
La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.
En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.
El final de una campaña
Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.
Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.
El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria
Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.
En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.
Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.
La transición hacia un nuevo mercado
El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.
Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.
La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.
Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.
Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.
Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.
Los precios del gas local
En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.
La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.
La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.
A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.
Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.
, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini
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