Según fuentes oficiales, prevaleció el criterio del Ministerio de Economía, encabezado por Luis Caputo, de no trasladar completamente el costo del GNL a las tarifas de gas y electricidad. Ese pass-through hubiera tenido impacto directo en los precios regulados desde mayo, con potencial efecto sobre la inflación en un momento en que el Gobierno busca consolidar la desaceleración del índice de precios.

En la práctica, la medida deja sin efecto la licitación impulsada por el Ejecutivo para delegar en un actor privado la compra de GNL en el mercado internacional y su posterior comercialización en el país. Así, Enarsa seguirá operando como importador y proveedor de última instancia, rol que viene desempeñando desde que Argentina comenzó a adquirir gas por barco en 2008.

De cara al invierno, la empresa estatal prevé lanzar un tender para adquirir entre 10 y 12 buques de GNL destinados a cubrir el pico de consumo residencial entre junio y julio.

Una licitación que no prosperó

El proceso licitatorio había sido presentado como uno de los movimientos más relevantes dentro de la estrategia oficial para reducir la intervención estatal en el mercado energético. La iniciativa buscaba transferir al sector privado la responsabilidad de importar gas para cubrir la demanda estacional.

En ese esquema, la compulsa había quedado centrada entre Naturgy y Trafigura. Tras una ronda de desempate, la empresa española había ofertado una prima de 4,50 dólares por millón de BTU, posicionándose como la mejor propuesta económica. Sin embargo, el contexto global terminó inclinando la balanza hacia la continuidad del esquema estatal.

Desde el área energética reconocieron que la volatilidad internacional “no es compatible con convalidar es que puedan encarecer el sistema”, especialmente en un contexto donde Argentina viene reduciendo su dependencia del GNL.

A pesar del freno, el Gobierno ratificó que la intención de avanzar hacia un esquema privatizado de importación se mantiene. La idea oficial es evolucionar hacia un modelo “competitivo y transparente”, con señales de precios que reflejen el costo real de la energía.

Mientras tanto, la dependencia del GNL persiste, aunque en niveles decrecientes. El crecimiento de la producción en Vaca Muerta y la puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno permitieron reducir las importaciones en los últimos años: 30 buques en 2023, 28 en 2024 y 27 en 2025.

No obstante, las limitaciones en la infraestructura de transporte siguen obligando a recurrir al mercado externo para garantizar el suministro durante los meses más fríos.

El costo de no tener la infraestructura lista

El esquema actual también expone el impacto económico de las obras pendientes. Para este invierno, el país deberá destinar alrededor de USD 1.200 millones a la importación de GNL, en un contexto donde el precio internacional prácticamente duplica al del año pasado: pasó de un promedio cercano a los 12 dólares por millón de BTU en 2025 a un rango estimado de entre 24 y 27 dólares en 2026, presionado por el conflicto en Medio Oriente.

A ese valor se le suman costos logísticos, flete, regasificación y operación, que agregan entre 3,5 y 5 dólares adicionales por MMBTU, llevando el precio final a niveles difíciles de absorber para la economía local. La brecha es significativa frente al gas producido en el país, que se ubica entre 2 y 4 dólares, lo que vuelve inviable trasladar completamente ese costo a la industria y a los usuarios.

En el sector energético señalan que una parte importante de ese gasto podría haberse evitado con la finalización de obras clave, en particular la reversión del Gasoducto Norte, aún inconclusa. La inversión necesaria ronda los USD 740 millones, mientras que el ahorro potencial anual se estima entre USD 1.000 y 2.000 millones, lo que implica que una sola temporada de importaciones podría haber financiado la obra.