{"id":146101,"date":"2026-04-30T11:11:46","date_gmt":"2026-04-30T14:11:46","guid":{"rendered":"https:\/\/gapp-oil.com.ar\/?p=146101"},"modified":"2026-05-04T11:13:03","modified_gmt":"2026-05-04T14:13:03","slug":"primer-intento-del-gobierno-para-que-las-industrias-cubran-el-costo-del-gnl-importado-en-invierno","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/gapp-oil.com.ar\/en\/2026\/04\/30\/primer-intento-del-gobierno-para-que-las-industrias-cubran-el-costo-del-gnl-importado-en-invierno\/","title":{"rendered":"Primer intento del Gobierno para que las industrias cubran el costo del GNL importado en invierno"},"content":{"rendered":"

La Secretar\u00eda de Energ\u00eda instruy\u00f3 este mi\u00e9rcoles a Enarsa a\u00a0ofrecer en el Mercado Electr\u00f3nico del Gas (MEGSA) los vol\u00famenes de\u00a0gas natural licuado<\/a>\u00a0(GNL) que la empresa estatal importar\u00e1 durante el invierno<\/strong>\u00a0para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gas\u00edfero durante los meses de fr\u00edo.<\/p>\n

La iniciativa -que tom\u00f3 por sorpresa a los actores privados- se implement\u00f3 ayer por la tarde a trav\u00e9s de\u00a0tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del\u00a0costo del gas importado<\/a>\u00a0a los distintos segmentos de la demanda<\/strong>. El Ministerio de Econom\u00eda apunta a que a partir de este a\u00f1o sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al m\u00e1ximo posible el monto de los subsidios energ\u00e9ticos que paga el Estado.<\/p>\n

Sin inter\u00e9s industrial<\/h2>\n

La m\u00e1s relevante de las subastas busc\u00f3 encontrar -a trav\u00e9s del Mercado El\u00e9ctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires-\u00a0grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por mill\u00f3n de BTU<\/strong>\u00a0para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.<\/p>\n

El objetivo era\u00a0que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial\u00a0<\/strong>-la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el\u00a0suministro a otros segmentos<\/a>, como el industrial o la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica. Sin embargo, la subasta qued\u00f3 desierta.<\/p>\n

Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios<\/strong>\u00a0-que se comunic\u00f3 minutos antes de que se realice la licitaci\u00f3n de MEGSA-, que\u00a0quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales<\/strong>, actualmente en torno a los 3,80 d\u00f3lares por mill\u00f3n de BTU.<\/p>\n

M\u00e1s all\u00e1 de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas inform\u00e1ticos necesarios o canalicen la operaci\u00f3n a trav\u00e9s de comercializadores-, en el sector coinciden en que\u00a0la falta de inter\u00e9s respondi\u00f3 fundamentalmente a una cuesti\u00f3n econ\u00f3mica<\/strong>.<\/p>\n

Las grandes industrias, muchas de\u00a0las cuales est\u00e1n afectadas por la ca\u00edda de la actividad, no est\u00e1n dispuestas a pagar el costo real del GNL importado<\/strong>, que se increment\u00f3 de forma significativa en las \u00faltimas semanas por el impacto de la guerra en\u00a0Medio Oriente<\/a>\u00a0sobre los precios internacionales de la energ\u00eda.<\/p>\n

El interrogante hacia adelante es si el gobierno definir\u00e1, tal como sucedi\u00f3 en a\u00f1os anteriores, un\u00a0precio del Gas de \u00daltima Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL<\/strong>. Eso implicar\u00eda, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gesti\u00f3n actual intenta limar todo lo posible. La pregunta est\u00e1 abierta y se definir\u00e1 reci\u00e9n a lo largo de mayo.<\/p>\n

Tampoco respondieron las distribuidoras<\/h2>\n

La segunda subasta, orientada a las\u00a0distribuidoras de gas<\/a>, tampoco logr\u00f3 traccionar demanda.<\/strong>\u00a0De los 11 millones de metros c\u00fabicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros c\u00fabicos, es decir, un volumen marginal.<\/p>\n

El motivo es similar al observado en el segmento industrial:\u00a0ninguna distribuidora est\u00e1 dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por mill\u00f3n de BTU\u00a0<\/strong>si no existe certeza de que el Gobierno habilitar\u00e1 el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garant\u00eda, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario a\u00fan sujeto a definiciones regulatorias.<\/p>\n

El \u00fanico segmento que respondi\u00f3 a la convocatoria fue el de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica.\u00a0Cammesa, la compa\u00f1\u00eda encargada del despacho del sistema el\u00e9ctrico, asegur\u00f3 el suministro de 5,5 millones de metros c\u00fabicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo<\/strong>\u00a0al mismo precio de US$19,76 por mill\u00f3n de BTU.<\/p>\n

En este caso, la operaci\u00f3n tiene l\u00f3gica econ\u00f3mica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales t\u00e9rmicas, un combustible que hoy resulta m\u00e1s caro debido al aumento del precio internacional del petr\u00f3leo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.<\/p>\n

El final de una campa\u00f1a<\/h2>\n

Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda \u2014una estrategia que probablemente se repetir\u00e1 a lo largo del invierno\u2014 coincide con el cierre de la campa\u00f1a anual de contrataci\u00f3n de gas natural entre productores e industrias.<\/p>\n

Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del a\u00f1o siguiente.\u00a0Seg\u00fan indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual est\u00e1 marcado por un elevado nivel de incertidumbre<\/strong>. Las empresas a\u00fan no tienen claridad sobre cu\u00e1les ser\u00e1n las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deber\u00e1n afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado ser\u00e1 determinante.<\/p>\n

El foco de preocupaci\u00f3n se centra en la definici\u00f3n de precios y vol\u00famenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones cr\u00edticas para la demanda no prioritaria<\/p>\n

Este proceso de negociaci\u00f3n sucede a la\u00a0reciente definici\u00f3n de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial<\/strong>, donde la\u00a0Secretar\u00eda de Energ\u00eda<\/a>\u00a0estableci\u00f3 los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo,\u00a0para los grandes usuarios, la din\u00e1mica de mercado privado presenta desaf\u00edos adicionales<\/strong>\u00a0vinculados a la disponibilidad efectiva de la mol\u00e9cula y la infraestructura existente.<\/p>\n

En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales<\/strong>\u00a0adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayor\u00eda de\u00a0estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del a\u00f1o siguiente<\/strong>, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el d\u00eda de la fecha bajo una fuerte presi\u00f3n sobre los costos operativos.<\/p>\n

Un usuario industrial explic\u00f3 que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado,\u00a0las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo<\/strong>. Para el sector fabril, la redefinici\u00f3n oficial del\u00a0mix de cuencas<\/strong>\u00a0es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicaci\u00f3n en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.<\/p>\n

La transici\u00f3n hacia un nuevo mercado<\/h2>\n

El gas natural mantiene una din\u00e1mica segmentada en la que dos tercios del volumen total est\u00e1 contractualizado con el Estado a trav\u00e9s del\u00a0Plan Gas<\/a><\/strong>. Bajo este esquema,\u00a0CAMMESA<\/strong>\u00a0y\u00a0ENARSA<\/strong>\u00a0compraron gas para Generaci\u00f3n y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.<\/p>\n

Sin embargo, una porci\u00f3n de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a T\u00e9rmino privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir \u00abgas propio\u00bb bajo los t\u00e9rminos de la\u00a0Resoluci\u00f3n SE 400\/2025<\/a><\/strong>. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el\u00a0Mercado Spot<\/strong>\u00a0de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.<\/p>\n

La reconfiguraci\u00f3n del sistema de transporte, impulsada mediante la\u00a0Resoluci\u00f3n SE 66\/2026<\/a><\/strong>, transparent\u00f3 la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producci\u00f3n, pero tambi\u00e9n gener\u00f3 ganadores y perdedores. En simult\u00e1neo, la autoridad energ\u00e9tica busca clarificar los costos de importaci\u00f3n de\u00a0GNL<\/strong>, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.<\/p>\n

Para un gran usuario, esta pol\u00edtica implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el a\u00f1o.\u00a0En el pico de invierno, podr\u00edan registrarse interrupciones de suministro de gas local\u00a0<\/strong>que obligar\u00edan a las f\u00e1bricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro<\/strong>), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.<\/p>\n

Una fuente de las distribuidoras confi\u00f3 que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen\u00a0cl\u00e1usulas de cese de servicio<\/a>. En estos documentos se advierte expresamente sobre una\u00a0\u00abventana\u00bb de hasta 85 d\u00edas<\/strong>\u00a0-entre mayo y septiembre- donde podr\u00eda interrumpirse el suministro o se dar\u00eda la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.<\/p>\n

Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesi\u00f3n de capacidad deber\u00eda ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupaci\u00f3n por el rol de las distribuidoras como\u00a0\u00abadministradoras de la escasez\u00bb<\/strong>, ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gesti\u00f3n de los cortes.<\/p>\n

Los precios del gas local<\/h2>\n

En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campa\u00f1a de negociaci\u00f3n: mientras que\u00a0en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por mill\u00f3n de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3.\u00a0<\/strong>En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situ\u00e1ndose cerca de los\u00a0US$ 5 por mill\u00f3n de BTU<\/strong>\u00a0en la actualidad, precis\u00f3 un directivo de una comercializadora.<\/p>\n

La inviabilidad del\u00a0gas boliviano<\/a>\u00a0por costos y declino de producci\u00f3n dej\u00f3 a las industrias de provincias del NOA ante la opci\u00f3n 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 eliminaci\u00f3n de la\u00a0socializaci\u00f3n del costo<\/strong>, asign\u00e1ndolo ahora a la generaci\u00f3n y los grandes usuarios en lugar del\u00a038% de la poblaci\u00f3n<\/strong>\u00a0que carece de acceso a la red.<\/p>\n

La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvi\u00f3 secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector se\u00f1al\u00f3 que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 d\u00edas 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 dr\u00e1sticamente la competitividad.<\/p>\n

A este panorama se suma el impacto del\u00a0fondo fiduciario<\/strong>, que podr\u00eda aumentar hasta un\u00a07,5%<\/strong>\u00a0sobre el precio de boca de pozo del GNL, refiri\u00f3 otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producci\u00f3n en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopol\u00edticas que encarecen el combustible importado.<\/p>\n

Persiste, adem\u00e1s, una falta de claridad sobre c\u00f3mo se operar\u00e1 el acceso al\u00a0GNL importado<\/strong>. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del\u00a0\u00abagregador\u00bb<\/strong>\u00a0y sobre la mec\u00e1nica para que las f\u00e1bricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podr\u00edan ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 d\u00edas del a\u00f1o puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 d\u00edas de consumo de GNL a valores de mercado internacional.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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