Dilema energético: el precio del gas de invierno entre el costo real y el freno oficial.
El sector energético argentino ha entrado en una cuenta regresiva crítica. Con el 30 de abril como fecha límite para que las distribuidoras cierren sus contratos de abastecimiento invernal, la incertidumbre sobre el precio que llegará a las boletas de los usuarios es total. La pulseada no es solo comercial, sino una decisión política de alto impacto que enfrenta la necesidad de cubrir el pico de demanda con el objetivo oficial de no disparar la inflación.
Actualmente, el precio reconocido en las tarifas ronda los US$ 3,80 por millón de BTU, pero la realidad del mercado invernal es otra. Para cubrir el faltante estacional, las productoras manejan valores que podrían superar los US$ 10, una brecha que el Ministerio de Economía mira con recelo para evitar que el pass through a las facturas complique la desaceleración del IPC.
La estrategia del Gobierno para amortiguar el impacto
Ante la imposibilidad de trasladar un aumento del 150% de forma directa, el Ejecutivo analiza una salida intermedia. La propuesta consiste en habilitar un precio de referencia de entre US$ 5 y US$ 6, dejando la diferencia restante para ser recuperada por las empresas en el futuro mediante instrumentos regulatorios.
Sin embargo, esta solución genera desconfianza en las distribuidoras. Las empresas sostienen que los mecanismos de recuperación histórica (como las Diferencias Diarias Acumuladas) rara vez han funcionado con fluidez, y temen asumir un costo financiero que ponga en riesgo su solvencia, a pesar de que el Gobierno argumenta que su situación patrimonial mejoró tras la reciente revisión tarifaria.
Vaca Muerta y el nuevo mapa del transporte
El escenario invernal de 2026 también está condicionado por el rediseño del sistema de transporte, el primero en dos décadas, para adaptarse a la producción de Vaca Muerta. Este reordenamiento ha generado ganadores y perdederos en el sector privado:
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Naturgy y Metrogas: Debieron contratar nueva capacidad en dólares sobre el Gasoducto Perito Moreno (TGS).
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Ecogas: Recibió capacidad previamente contratada en pesos, beneficiándose de la comercialización contraestacional.
Aunque el tipo de cambio estable actual mitiga el impacto de los contratos en moneda extranjera, la reasignación de capacidad ha sumado una capa extra de complejidad a las negociaciones de abastecimiento.
Importación de GNL: ¿Privados o Enarsa?
En el frente externo, el Gobierno debate si delegar la importación de Gas Natural Licuado (GNL) en un «agregador comercial» privado o mantener el modelo estatal. Mientras Naturgy presentó la mejor oferta para liderar este esquema con una prima de US$ 4,50, la empresa estatal Enarsa ya demostró eficacia al adjudicar cargamentos para mayo con primas significativamente menores, por debajo de los US$ 0,50.
Con un faltante de 10 millones de metros cúbicos diarios por contractualizar (el 10% del pico residencial), las próximas dos semanas serán determinantes. Lo que se resuelva definirá cuánto pagarán los hogares, cuánto absorberán las empresas y qué tan sustentable será el superávit energético en el momento de mayor frío del año.
