GNL de invierno: cómo se resolverá el abastecimiento en medio de una crisis global y un nuevo modelo de comercialización

El invierno 2026 introduce un escenario de extrema complejidad para la matriz energética local, donde la necesidad de asegurar el abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) de importación coincide con un adverso contexto internacional que incrementó los precios más de un 90% respecto al año pasado. Frente a esta escalada global de costos, el país afronta de manera adicional una transformación estructural debido a la decisión del Gobierno nacional, de determinar que el costo de importación lo afronten aquellos sectores que hagan uso del recurso.

Bajo este nuevo enfoque, la Secretaría de Energía implementó un sistema de licitaciones previas donde los distintos actores del mercado deben convalidar el costo real de un combustible sensiblemente más caro. Es decir, si no hay demanda que lo justifique no procederá a la compra de los cargamentos para despachar al sistema a través de la terminal regasificadora de Escobar, o lo hará hasta cubrir esos compromisos.

Para esto, la prioridad de despacho se estructuró en tres niveles definidos por la naturaleza del consumo: en primer lugar se ubica la demanda prioritaria -abastecida a través de las distribuidoras para hogares y comercios-, seguida por el bloque de las industrias y las centrales generadoras de electricidad, dejando en el último eslabón de la cadena a las empresas comercializadoras.

Esta segmentación busca transferir de manera directa el impacto de la volatilidad internacional a los bloques de consumo intensivo. Al obligar a las industrias y usinas a garantizar su propio abastecimiento mediante contratos específicos, el Palacio de Hacienda apunta a desmantelar el histórico esquema de asistencia estatal, forzando a los privados a incorporar el valor del GNL importado en sus matrices de costos operativos para asegurar la continuidad de su producción durante los meses más fríos.

Nuevo esquema de importación

Hasta hoy el Estado nacional asumía de manera centralizada la totalidad de las importaciones a través de la empresa estatal Enarsa, diluyendo el costo real del fluido dentro de las partidas de subsidios generales. Bajo este mecanismo generalizado, durante la temporada invernal de 2024 se adquirieron unos 30 cargamentos de GNL a valores estables que promediaron la franja de los 9 a 11 dólares por millón de BTU.

En 2025 se redujo mínimamente la cantidad de barcos contratados a 27 pero con un costo de mercado de entre USD 11 y USD 13 por millón de BTU. Si bien ya se encontraba en plena operación el Gasoducto Perito Moreno aportando 21 millones de metros cúbicos diarios adicionales, la reducción de cargamentos no fue muy significativa, debido a que se incrementó el uso del GNL en la generación eléctrica para reemplazar las importaciones más costosas de gasoil y fuel oil.

La realidad de 2026 forzó una convalidación de precios significativamente más altos en las compulsas internacionales. En las subastas escalonadas llevadas a cabo por el Mercado Electrónico de Gas (Megsa), los distintos segmentos locales debieron registrar valores de 21,49 dólares por millón de BTU para la demanda prioritaria -hogares y comercios que actualmente abonan apenas 3,79 dólares en sus facturas-, lo que representa un incremento superior al 90% en comparación con los contratos del año previo.

Con el propósito de evitar un impacto inflacionario inmediato sobre el tejido social en los meses de frío extremo y atendiendo el compromiso financiero que representa para las distribuidoras, Enarsa resolvió absorber de manera transitoria este costo adicional, estructurando un mecanismo de financiamiento temporal que los consumidores de la Argentina deberán restituir mediante las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) durante el período estacional de verano, es decir en seis cuotas recién entre noviembre y abril de 2027.

En este contexto de reconfiguración regulatoria, el Mercado Electrónico de Gas (Megsa) organizó cuatro subastas escalonadas para que Enarsa ofreciera un volumen proyectado de 504 millones de metros cúbicos de GNL, equivalente a unos 9 barcos destinados a cubrir el abastecimiento del próximo mes de junio.

La primera compulsa, reservada de forma exclusiva a las distribuidoras para asegurar el consumo de la demanda prioritaria, concluyó con la adquisición de 49,5 millones de metros cúbicos por parte de seis empresas licenciatarias, las cuales convalidaron el mencionado precio fijo de 21,49 dólares por millón de BTU teniendo en cuenta la necesidad de cubrir el pico de demanda previsto, pero a la vez ya sabiendo de la posibilidad de afrontar ese costo en los meses de verano.

Respuesta de industrias y comercializadoras

La estrategia oficial buscaba que la totalidad del remanente fuera absorbida por el sector privado bajo un esquema de compulsa de spreads sobre el valor de compra de la firma estatal con sus proveedores externos. Los resultados de las tres de las cuatro rondas realizadas expusieron las dificultades del entramado fabril para asimilar los nuevos costos, abriendo un fuerte interrogante sobre el nivel de actividad industrial durante los períodos de frío extremo.

Mientras que 6 distribuidoras adquirieron poco menos del 10% del total ofertado, las centrales térmicas adquirieron 173 millones y las empresas comercializadoras acapararon el saldo restante de 239 millones, el segmento de las industrias directas apenas ofertó por 42,5 millones de metros cúbicos. Esta cifra representa un 8,43% del bloque de gas subastado, una cifra sumamente baja que refleja el rechazo del sector fabril a convalidar los nuevos precios internacionales.

Se debe detallar que el Gobierno nacional buscaba dejar la importación de este invierno completamente en manos privadas, pero las ofertas presentadas por las compañías participantes, que fueron los gigantes globales Naturgy y Trafigura, incluyeron honorarios más elevados que los esperados por el actual contexto internacional que duplicaban los costos de gestión de la empresa estatal. Ante la falta de propuestas más competitivas, el Estado debió retomar el control del suministro y diferir la privatización de la gestión del GNL para 2027.

Pero el presente año próximo debería ser el último con cierta complejidad en esta operatoria, ya que para el invierno de 2027 debería estar operando la ampliación de Gasoducto Perito Moreno, una obra que lleva adelante TGS con una inversión de u$s700 millones. La obra añadirá 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales de capacidad de transporte desde Vaca Muerta, elevando el potencial del ducto troncal de los 21 actuales a los 35 millones de metros cúbicos diarios, es decir un salto del 60% que hará que la importación de GNL quede reducida a momentos muy puntuales del invierno o destinado a otros segmentos del mercado.

Hasta entonces, la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado de Petróleo (Cegla) presentó ante la Unión Industrial Argentina (UIA) al GLP como un recurso estratégico y disponible para sustituir de manera parcial o total el consumo en contextos de emergencia.

La Argentina cuenta con el doble del volumen de GLP de lo que consume internamente, con una producción proyectada que trepará de los 3 millones de toneladas actuales a cerca de 9 millones en los próximos años y podría ser una alternativa mucho más económica que el GNL.