Cuáles son los riesgos del nuevo escenario global para la transición del GNL importado a un operador privado

La crítica situación en Medio Oriente generó una nueva etapa de volatilidad extrema en los mercados globales de energía cuya profundidad y duración es incierta. Este nuevo escenario obliga al Gobierno y a las empresas a analizar al detalle el proceso de desregulación que se encuentra en plena etapa de licitación para adjudicar a un comercializador privado la gestión de importación del Gas Natural Licuado (GNL) para el próximo invierno.

Este proceso de desregulación nacerá bajo un nuevo escenario de factores externos que amenazan su viabilidad inmediata, ya que el conflicto armado en una de las regiones de mayor importancia para la producción y comercialización energética del planeta puso en riesgo la estabilidad de precios y logística que un operador privado requiere. En un proceso de transición estructural como el que se pretende, es necesario garantizar el suministro y las condiciones de toda la operatoria.

La situación militar provocó el cierre del estrecho de Ormuz, por donde circula aproximadamente el 20% del gas y petróleo mundial. Como consecuencia directa, la producción y despacho de GNL en Qatar, que es uno de los mayores exportadores del mundo, se encuentra virtualmente paralizada, lo que generó un shock de oferta y subas alarmantes en los precios internacionales. El indicador TTF (Europa) que tomará la Argentina venía escalando esta semana más de un 40%.

El traspaso a un agregador privado

El Gobierno nacional resolvió dar el giro en la política energética para este invierno al oficializar el traspaso de estas operaciones clave para el abastecimiento de la demanda a manos de una nueva figura privada. A través del Decreto 49/2026, se buscó que un único agregador-comercializador asuma la responsabilidad de abastecer el sistema, desplazando el rol histórico que cumplía la estatal ENARSA en la compra de los tenders, tal como se denomina al proceso de licitación pública o internacional para contratar la importación, suministro o regasificación de GNL.

Pero los tiempos son por demás ajustados, ya que la Resolución 33 de la Secretaría de Energía que convocó a la licitación pública internacional prevé, a partir del 9 de febrero de su publicación, un plazo de 40 días corridos para seleccionar un único comercializador-agregador de carácter privado, para llevar a cabo la importación de gas natural licuado (GNL) y la comercialización en el mercado interno del GNL regasificado. Esto es que el proceso deberá estar cerrado el 21 de marzo, por lo que se esperan algunas definiciones adicionales por parte del Ministerio de Economía.

Es que uno de los principales inconvenientes para el futuro operador reside en el aspecto financiero, específicamente en el desfasaje temporal de precios. El esquema previsto obliga al comercializador a cerrar los primeros contratos de compra en el mercado internacional (referenciados al índice TTF) durante el mes de marzo, para luego vender ese recurso a las distribuidoras locales dos o tres meses después, durante el pico de consumo invernal.

Este bache temporal expone al privado a un riesgo cambiario y de mercado demasiado elevado ante la volatilidad que registra la industria. Mientras el precio de adquisición se cristaliza en la etapa de contratación, el precio de venta final debe responder a una estructura de tarifas locales que no siempre ajusta con la misma dinámica, lo que podría generar un estrangulamiento de la caja del operador si no se establecen mecanismos de cobertura claros.

El mecanismo de selección, basado en la menor oferta de tarifa en USD/MMBTU, busca eficiencia, pero deja poco margen de error. El adjudicatario deberá cubrir la totalidad de los costos operativos y su margen de rentabilidad bajo un riesgo extremo, ya que si el precio internacional se dispara por el conflicto bélico antes de asegurar los cargamentos, el modelo de "margen razonable" podría volverse impracticable.

En este contexto, la Secretaría de Energía se reservó el derecho de adquirir volúmenes adicionales ante cualquier riesgo de suministro. Esta "cláusula de seguridad" es una admisión implícita de que la capacidad de respuesta del privado podría verse desbordada si el agregador no utiliza plenamente la capacidad de regasificación o si las ventanas de arribo se ven alteradas por la logística global.

Riesgos regulatorios y de caja

Para las distribuidoras, la determinación del precio bajo este nuevo esquema se basará en el promedio de los primeros cinco días de cada mes de abastecimiento. Esta modalidad busca dar previsibilidad al traslado a tarifa (pass-through), pero para el operador privado implica una ingeniería financiera constante para no quedar "mal calzado" entre un costo de importación alto y un precio de venta regulado por promedios mensuales.

En el resto del mercado, el panorama es similar. CAMMESA continuará fijando precios de referencia para los generadores, y aquellos que no opten por la gestión propia quedarán sujetos al despacho centralizado. El nuevo operador deberá convivir con un sistema híbrido donde conviven contratos directos y compras spot, en un mercado que aún no termina de definir su fisonomía definitiva.

La incertidumbre se traslada también a la infraestructura, ya que la normativa actual no define con claridad cómo se distribuirán los costos de regasificación cuando la Secretaría de Energía deba intervenir comprando gas por fuera del agregador. Este vacío regulatorio representa un "punto a definir" que podría derivar en disputas legales entre el Estado, las terminales (Escobar y Bahía Blanca) y el comercializador.

Este traspaso al sector privado de la gestión del GNL importado es parte de un proceso de desregulación que la Argentina inició formalmente con la Resolución 400 en octubre de 2025. Aquella norma marcó el punto de partida para que los actores del mercado comenzaran a recuperar autonomía frente a la centralización estatal que rigió durante las últimas dos décadas.

Posteriormente, la Resolución 501/2025 profundizó el camino al permitir que los productores retiren volúmenes del Plan Gas para ceder su posición contractual a generadores eléctricos. El objetivo fue incentivar la "gestión propia de combustible", permitiendo que el gas se despache en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) según su costo variable de producción declarado.

A finales del año pasado, la Resolución 606/2025 introdujo nuevas adecuaciones, eliminando compromisos de inyección adicionales para quienes abastecen a la demanda prioritaria. No obstante, la efectividad de estas medidas sigue bajo la lupa de los analistas, ya que la falta de definición sobre la capacidad de transporte disponible impide que estos volúmenes fluyan con la agilidad que el mercado requiere.

El éxito de la nueva figura del comercializador-agregador de GNL dependerá, en última instancia, de su capacidad para surfear la tormenta geopolítica actual. El gobierno puso el foco en la eficiencia privada, pero en un mercado global convulsionado, el debut del nuevo esquema invernal requerirá de reaseguros mínimos para garantizar el abastecimiento.