La decisión del Gobierno de licitar la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) a través de un «agregador» privado concreta el apartamiento de un modelo en el cual el Estado nacional, mediante la empresa Enarsa, centralizaba la compra de energía para el sistema.
En términos de volumen, la Argentina todavía convive con un déficit estructural de transporte que la obliga a importar entre 25 y 30 buques de GNL cada invierno. A un valor proyectado de 13,5 USD/MMBTU, esta operación demanda una logística financiera superior a los US$1.100 millones.
Hasta la fecha, Enarsa funcionó como un amortiguador: compraba el gas al contado en el mercado internacional -los traders no aceptan facilidades de pago-, y luego lidiaba con el flujo de caja interno de la Argentina, marcado por subsidios demorados y distribuidoras con dificultades de pago.
El mayor aporte de gas de Vaca Muerta en los últimos años estuvo fuertemente limitado por la fata de infraestructura de transporte, no obstante el efecto de su creciente participación en el abastecimiento de los picos de invierno podría haberse visibilizado en compras aun menores de GNL.
Pero si la cantidad de cargamentos no descendió aún más en los últimos dos años a pesar de las obras realizadas, fue porque la continuidad de las importaciones de GNL están permitiendo sustituir combustibles líquidos más caros que se utilizan para la generación eléctrica.
Al delegar esta tarea, la gestión actual busca eficiencia operativa, pero traslada al sector privado la responsabilidad de garantizar el abastecimiento en el periodo de mayor estrés del año.
Al correr al Estado de esta intermediación para este invierno, surge la gran duda sobre el actor privado que tenga la espalda financiera para importar gas si las distribuidoras locales no pagan a término.
La Resolución 33/2026 establece que el adjudicatario será quien ofrezca el menor «fee» sobre el índice TTF, pero ese margen podría ser devorado rápidamente por el riesgo país o la falta de garantías líquidas, lo que para algunos analistas es la privatización de la incertidumbre de pago.
Con la terminal de Escobar operando al límite de su capacidad y sin el auxilio de la regasificación en Bahía Blanca, el margen de error es inexistente.
Un retraso en la llegada de un buque o una falla en la coordinación de la inyección en el Gasoducto Néstor Kirchner (que aún espera la plena operatividad de sus plantas compresoras para alcanzar los 22 millones de m3 diarios adicionales) podría derivar en un nuevo escenario de cortes.
Esta transición hacia un mercado de «agregadores» es un paso audaz y lógico hacia la normalización. Si el sector privado logra coordinar la llegada de los barcos sin el paraguas de Enarsa, la Argentina habrá dado un paso firme hacia la desregulación total.
Si, por el contrario, los privados exigen garantías que el Tesoro no puede dar, el invierno de 2026 podría recordar que en energía, la «mano invisible» a veces necesita un Estado detrás.
El precio del GNL y la tarifa que llegará a los usuarios
Bajo el esquema estatal, Enarsa solía promediar los costos de importación con el gas local más barato, diluyendo el impacto de los picos del mercado global. Ahora, si el «agregador» privado paga un sobreprecio por un cargamento de urgencia en el mercado spot (debido a una ola de frío imprevista), ese costo se trasladará de forma más directa y transparente a la tarifa final de las distribuidoras.
Hasta la fecha, Enarsa funcionó como un amortiguador: compraba el gas al contado en el mercado internacional, y luego lidiaba con el flujo de caja interno de la Argentina, marcado por subsidios demorados y distribuidoras con dificultades de pago.
En este punto, mientras se transita el proceso de licitación abierto por la Secretaría de Energía para adjudicar a un único operador privado toda la arquitectura de importación y comercialización del GNL, faltan definiciones clave por parte del Estado.
Quizás la más importante es si el costo de importación se va a trasladar pleno a los usuarios o va a tener el tamiz de un esquema de subsidios de manera de no encarecer el promedio del servicio.
El decreto determina que se fijará un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales
Ese valor no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría considere, más un valor que debe resultar necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto.
Históricamente, el Estado absorbía la diferencia entre el precio de compra del GNL (que puede rondar los 13 USD/MMBTU) y el precio que las distribuidoras pagaban por el gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), que suele ser mucho menor.
Al quedar la comercialización en manos privadas, la presión para que la tarifa refleje el «costo real» de importación será inmediata, eliminando el margen de maniobra fiscal para «pisar» los aumentos.
Otro punto que los analistas alertan es sobre el riesgo cambiario, ya que la licitación se pacta en dólares sobre el índice TTF.
Cualquier movimiento brusco en el tipo de cambio oficial durante los meses de invierno impactará automáticamente en el costo de generación eléctrica y en el gas por redes, ya que el privado no tiene la capacidad (ni la obligación) de financiar esa brecha cambiaria como lo hacía el Tesoro Nacional.
Como toda transición, esta nueva etapa no está exenta de riesgos. El éxito no se medirá en los dólares ahorrados en intermediación, sino en la capacidad del sistema para resistir una ola de frío polar sin que el sector industrial deba bajar la palanca.
El invierno de 2026 será la prueba de fuego: o nace un mercado energético maduro y autónomo, o la Argentina descubrirá que el Estado estaba allí por una necesidad de contención que el mercado aún no puede asumir.
