EL PRECIO DEL GAS NATURAL LICUADO AUMENTO UN 50%
EL COSTO DE LA GUERRA Y LAS OBRAS DE GAS PENDIENTES NO DEBEN RECAER EN EL USUARIO
Ante la imposibilidad de que la demanda de gas natural en invierno sea abastecida por la producción nacional, a causa de la paralización de las obras que hubieran permitido el autoabastecimiento, la Secretaria de Energía a través de la Resolución 33/2026 convocó a empresas privadas para importar GNL en el invierno 2026, eliminando el subsidio estatal directo.
De acuerdo a la resolución citada, el precio máximo no podrá superar el precio que indica el marcador internacional TTF (Intercontinental Exchange). Aunque no se fija un precio único final, el esquema busca precios competitivos tras años de importar a valores internacionales de 15-17 USD/MBTU.
Esta medida marca un giro drástico en la matriz energética argentina, pasando de un modelo de gestión centralizada (vía ENARSA) que subsidiaba el precio, a uno de mercado.
1. El Techo del Marcador TTF ( Precio internacional del GNL)
El Title Transfer Facility (TTF) es el precio de referencia en el mercado spot de gas de los Países Bajos, el más líquido de Europa.
- La Ventaja: Evita que los privados importen a precios arbitrarios o con sobrecostos injustificados.
- El Riesgo: El TTF es extremadamente volátil y sensible a tensiones geopolíticas (especialmente tras la reconfiguración del mercado europeo). Si hay un invierno crudo en el hemisferio norte o conflictos en Medio Oriente, el «techo» puede ser muy alto
2. Adiós al Subsidio Estatal Directo
Al eliminar el subsidio, el costo de la molécula se traslada íntegramente a la demanda (industrias y, eventualmente, hogares).
- Impacto Fiscal: Alivia las cuentas públicas al eliminar la necesidad de que el Estado desembolse miles de millones de dólares en divisas para cubrir la brecha entre el precio de compra y el de venta.
- Impacto en Precios: Para el usuario esto significa que el costo fijo de la energía será menos predecible. Si el TTF sube, el costo operativo sube, aumentando el precio interno y alimentando la inercia del IPC.
A CUANTO SE COTIZA HOY EL GNL EN MEDIO DE LA GUERRA DE EEUU-ISRAEL CON IRAN
El mercado energético está sufriendo el impacto directo de la escalada bélica entre EE. UU. e Irán, especialmente tras el ataque a la infraestructura en Arabia Saudita y la parálisis de envíos desde Qatar.
La cotización del GNL ha dado un salto violento, rompiendo la tendencia a la baja que se esperaba para este año.
1. Cotización del GNL (Referencia TTF y Spot)
Como mencionamos antes, la Resolución 33/2026 toma como techo el marcador TTF (Europa). Hoy ese marcador está «prendido fuego»:
- Precio TTF (Europa): Se ubica hoy en torno a los 17 – 18,50 USD/MBTU : El lunes 2 de marzo , el precio saltó un 50% en la apertura tras confirmarse ataques a buques y la suspensión de producción por parte de Qatar Energy.
- Precio Spot (Cargos de urgencia): En algunas operaciones puntuales de emergencia, se han reportado valores de hasta 22 USD/MBTU, un nivel que no se veía desde la crisis de 2022.
2. ¿Por qué se disparó tanto?
El mercado entró en pánico por tres factores clave:
- Bloqueo del Estrecho de Ormuz: Por allí pasa el 20% del GNL mundial. El cierre o la inseguridad en esta ruta obliga a los barcos a dar la vuelta por África, disparando los costos de flete y seguros.
- Suspensión en Qatar: Qatar es uno de los mayores proveedores globales. Los ataques con drones en la región obligaron a frenar operaciones por seguridad.
- Efecto Contagio del Petróleo: El barril de Brent ya cruzó la barrera de los 84 USD, lo que arrastra automáticamente a los contratos de gas vinculados al crudo.
3. Impacto Crítico para Argentina
Este escenario es el «peor caso» para el nuevo esquema de la Resolución 33/2026:
- Adiós al gas barato: El plan del gobierno de importar a precios competitivos (esperaban valores de 9-11 USD/MBTU) se choca con una realidad de 18 USD/MBTU.
- Presión en el IPC: Como no hay subsidio directo, este precio internacional se trasladará a las boletas de gas y electricidad de las industrias y comercios y hogares.
- Dato de color: Si el conflicto se extiende un mes más, Goldman Sachs proyecta que el GNL podría llegar a los 25 USD/MBTU.
Esa proyección de Goldman Sachs sobre los 25 USD/MBTU se encuentra en una nota de análisis (research note) publicada el, 2 de marzo de 2026. El documento detalla varios escenarios críticos derivados del conflicto actual entre EE. UU., Israel e Irán.
1. El escenario de «Cierre de un mes»
Goldman Sachs modeló qué pasaría si el tránsito por el Estrecho de Ormuz se detuviera por completo durante 30 días. Según sus analistas de materias primas (commodities):
- Precio proyectado: El GNL spot en Asia y el marcador TTF en Europa saltarían un 130%.
- Valor exacto: Esto llevaría los precios a la zona de los 25 USD/MBTU
- Justificación: El banco explica que este es el «umbral de destrucción de demanda», es decir, el precio donde las industrias prefieren apagar sus plantas antes que pagar esa energía.
2. El escenario de «Dos meses o más»
El mismo documento advierte que si el bloqueo o la parálisis de la producción de Qatar Energy (que ya detuvo operaciones tras los ataques a sus instalaciones) se extiende más allá de los 60 días:El precio superaría los 35 USD/MBTU
¿Por qué es importante este documento para Argentina?
Bajo la Resolución 33/2026 que mencionamos , los privados argentinos ahora tienen que salir a competir por barcos en este mercado «roto».
Si el precio llega a los 25 USD que dice Goldman Sachs, el costo de importar un solo buque de GNL pasaría de unos 30-35 millones de dólares a casi 80 millones de dólares, un golpe letal para la liquidez de cualquier empresa importadora y, eventualmente, para los precios internos.
CUANTOS MILLONES DE M3 NECESITA ARGENTINA EN EL INVIERNO PARA CUBRIR LA DEMANDA PRIORITARIA Y A CUANTOS BARCOS DE GLN EQUIVALEN
Para cubrir el invierno de 2026, Argentina enfrenta un desafío logístico y económico importante. A pesar del avance de Vaca Muerta, el sistema sigue necesitando un refuerzo externo para los picos de frío extremo, cuando el consumo residencial (demanda prioritaria) se dispara.:
1. ¿Cuántos millones de m³ se necesitan?
La Demanda Prioritaria (hogares y comercios) en un día de frío intenso en Argentina puede alcanzar picos de entre 75 y 80 millones de m³ diarios.
Para cubrir esta demanda y el resto del sistema (industrias y centrales eléctricas), Argentina debe importar GNL para inyectar un refuerzo en la red:
- Inyección necesaria desde barcos: En los meses de mayo a septiembre, el sistema requiere inyectar entre 20 y 30 MMm3/d adicionales provenientes de barcos regasificadores para evitar cortes masivos.
- Volumen total invernal: Se estima que para el invierno 2026 se necesitarán importar aproximadamente 1.800 a 2.200 millones de m³ de gas natural gasificado.
2. ¿A cuántos barcos equivale?
La conversión depende del tamaño del buque (metanero), pero usemos el estándar que opera en las terminales argentinas (Escobar):
- Capacidad de un barco estándar: Un buque metanero promedio transporta unos 160.000 m3 de GNL líquido.
- Factor de expansión: El gas líquido se expande 600 veces al regasificarse. Por lo tanto, un solo barco aporta unos 90 a 95 millones de m3 de gas natural a la red.
- Cantidad de barcos para 2026:
- El gobierno y los privados estiman la contratación de entre 15 y 25 barcos para toda la temporada invernal 2026.
- Si el invierno es suave, podrían bastar 10-12 barcos (apoyados por la mayor producción de Vaca Muerta).
- Si el invierno es crudo (como se proyecta por factores climáticos), la cifra subirá a 20-25 barcos.
El «Cuello de Botella» Económico
Con el precio de 18 USD/MBTU que mencionábamos por el conflicto en Medio Oriente, cada barco que llega a Escobar le costará al importador (ahora privado bajo la Res. 33/2026) casi 90 millones de dólares.
Para un privado, financiar 20 barcos implica movilizar 1.800 millones de dólares en una sola temporada. Esto explica por qué el gobierno busca «agregadores» o grandes traders: la espalda financiera necesaria es gigantesca y cualquier demora en el pago de las facturas internas podría quebrar la cadena de suministro.
La logística de esos 15 a 25 barcos es un rompecabezas físico y financiero, especialmente con el GNL a 18 USD/MBTU y la nueva normativa que obliga a los privados a «poner el pecho».
El Riesgo del Privado: Bajo el DNU 49/2026, el Estado ya no pone esos 2.225 millones de dólares. Las empresas (como petroleras o grandes comercializadoras) deben adelantar ese dinero.
Si el TTF sube a 25 USD como dice Goldman Sachs, esa factura sube a 3.100 millones de dólares.
El «Estrés Financiero» para el Privado
Hagamos la cuenta rápida con los datos que venimos manejando:
| Terminal | Barcos Est. | Costo Unitario (USD/MBTU) | Costo Total Est. |
|---|---|---|---|
| Escobar | 15 | ~85 M USD | 1.275 M USD |
| Bahía Blanca | 10 | ~95 M USD | 950 M USD |
| TOTAL | 25 | 2.225 M USD |
El Riesgo del Privado: Bajo el DNU 49/2026, el Estado ya no pone esos 2.225 millones de dólares. Las empresas (como petroleras o grandes comercializadoras) deben adelantar ese dinero. Si el TTF sube a 25 USD como dice Goldman Sachs, esa factura sube a 3.100 millones de dólares.
Si los privados tienen que convalidar estos precios internacionales en el mercado spot para cubrir los barcos de invierno, es inevitable que:
- Las Industrias primero: Verán los aumentos más bruscos para «cuidar» el precio residencial.
- Costo Eléctrico: Como gran parte de la electricidad se genera con ese gas importado, la factura de luz tendrá un recargo por combustible muy alto entre junio y agosto.
1. Escenario Diciembre 2025 (Previsto)
En diciembre, con el Henry Hub estable y sin el conflicto EE. UU.- Irán escalado, el Gobierno proyectaba:
- Precio promedio GNL: USD 10 a 11 por MBTU.
- Cantidad de barcos: Se estimaban unos 12 a 15 barcos (confiando en que el Gasoducto Néstor Kirchner y la Reversión del Norte estarían a plena capacidad).
- Gasto estimado total: Aproximadamente USD 1.200 a 1.400 millones.
2. Nueva Realidad (Marzo 2026 – Post Resolución 33)
Con el TTF actuando como techo y los ataques en el Estrecho de Ormuz:
- Precio actual GNL: USD 18 a 18,50 por MBTU.
- Cantidad de barcos: Ante las dudas sobre las plantas compresoras y la falta de gas boliviano, la necesidad subió a 20 – 25 barcos.
- Gasto estimado total: Aproximadamente USD 2.200 a 2.300 millones.
3. La Brecha: La «Factura del Conflicto»
| Concepto | Plan Diciembre 2025 | Realidad Marzo 2026 | Diferencia (Sobrecosto) |
|---|---|---|---|
| Precio MBTU | USD 10.50 | USD 18.25 | +74% |
| Costo por Barco | ~USD 50 M | ~USD 87 M | + USD 37 M por buque |
| Gasto Total Invierno | USD 1.300 M | USD 2.250 M | + USD 950 Millones |
La cifra clave: Argentina necesita USD 950 millones adicionales respecto a lo planeado hace apenas tres meses para pasar el invierno sin cortes.
¿Quién paga esos casi 1.000 millones de dólares extra?
Aquí es donde la Resolución 33/2026 cambia las reglas del juego que mencionábamos al principio:
- El Estado se ahorra el desembolso directo: Al pasarle la pelota a los privados, el Tesoro Nacional «limpia» su balance de este gasto.
- El «Pass-Through» al IPC: Ese sobrecosto de casi mil millones de dólares no desaparece; se traslada a las facturas de gas y electricidad .
- Impacto en precios: Si el costo de la energía sube un 75% más de lo previsto en dólares, la presión sobre el precio de los alimentos (refrigeración, logística, procesamiento) será inmediata
El gran riesgo político: Si los privados (PAE, Pampa, etc.) se niegan a convalidar este sobrecosto de USD 1.000 millones por miedo a no poder cobrarlo en las facturas internas, el Gobierno enfrentará un dilema: o vuelve a poner los subsidios (rompiendo el déficit cero) o acepta el desabastecimiento.
1. El impacto en el GAS (La molécula)
El gas importado (GNL) representa aproximadamente el 25-30% del total de gas que circula por los caños en invierno. El resto es gas local de Vaca Muerta (más barato).
- Escenario previo: Se esperaba un costo promedio de la mezcla (local + importado) de unos USD 5,50/MBTU.
- Escenario actual: Con el GNL a USD 18, el costo promedio de la mezcla salta a casi USD 8,50/MBTU.
- Aumento en factura: Esto implica que el componente «Gas» en la boleta debería subir un 55% solo por el efecto guerra, adicional a los aumentos por quita de subsidios que ya estaban programados.
- Para un comercio: Si pagaba $100.000 de gas, solo por este efecto pasaría a pagar $155.000.
2. El impacto en la LUZ (Generación Térmica)
Aquí el golpe es más fuerte. En Argentina, cerca del 60% de la electricidad se genera en centrales térmicas que queman gas.
- El costo del MWh: El costo de generar un Megavatio-hora (MWh) se proyectaba en USD 70. Con el gas a USD 18, ese costo salta a USD 115 – 120.
- Traslado a tarifa: Si el Gobierno mantiene la política de «Costo Reflejado» (sin subsidios para comercios y hogares N1), la factura de luz debería subir entre un 40% y 50% extra para cubrir el mayor costo del combustible de las centrales.
3. El «Combo Invierno» para un comercio típico
Sumando ambos efectos, un pequeño comercio (como el almacén con heladeras que analizamos antes) verá este panorama en sus costos fijos entre junio y agosto de 2026:
| Servicio | Factura Prevista (Dic ’25) | Factura con «Precio Guerra» | Incremento Real |
|---|---|---|---|
| Electricidad | $250.000 | $365.000 | + 46% |
| Gas | $80.000 | $124.000 | + 55% |
| TOTAL ENERGÍA | $330.000 | $489.000 | + $159.000 |
El Efecto en la Inflación (IPC)
Este sobrecosto de USD 1.000 millones actuará como un «impuesto a la energía».
- Presión Indirecta: Las panaderías, industrias lácteas y frigoríficos trasladarán ese incremento del 50% en energía al precio del producto final.
- Inercia: Según consultoras privadas, este desvío en los precios energéticos podría sumarle entre 1,5 y 2 puntos porcentuales extras a la inflación mensual de junio y julio.
¿Qué hará el Gobierno?
Ante este número, el Ministerio de Economía tiene dos opciones amargas:
- Sinceramiento Total: Deja que las facturas suban un 50% de golpe.
- Subsidio de Emergencia: El Estado absorbe los USD 950 millones de diferencia para que la gente no lo sienta. Riesgo: Incumplimiento de la meta fiscal y presión sobre el dólar.
Estado real de situación para el invierno que se avecina:
1. El Gasoducto de Integración Federal (Tío Pujio – La Carlota)
Esta es la obra «nueva» más crítica: 122 km de cañerías que unen el Gasoducto Centro-Oeste con el Gasoducto Norte en Córdoba.
- Estado: 95% de avance físico.
- Situación: Los caños están enterrados y las pruebas de presión se completaron en febrero. Se espera que esté operativo para la última semana de marzo.
- Función: Es el «puente» que permite que el gas de Neuquén salte de un sistema al otro para empezar su viaje hacia el norte.
2. Plantas Compresoras (El «motor» del sistema)
Aquí está el verdadero cuello de botella. No alcanza con tener el caño; hay que dar vuelta el sentido de las turbinas para que el gas fluya hacia Salta y no hacia Córdoba.
- Plantas de Ferreyra y De la Carlota (Córdoba): 85% de avance. Están en fase de montaje mecánico de los equipos de compresión inversa.
- Plantas de Lumbrera y Lavalle (Santiago del Estero/Salta): 70% de avance. Presentan demoras por dificultades en la importación de componentes electrónicos críticos durante 2025.
- Riesgo: Si estas plantas no están al 100% en mayo, el gas llegará al norte pero con baja presión. Esto impediría abastecer a las grandes industrias mineras y centrales térmicas de Salta y Jujuy, aunque alcanzaría para los hogares.
3. Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) – Etapa 2
Es la obra que lleva el gas desde Salliqueló (Buenos Aires) hasta San Jerónimo (Santa Fe) para alimentar el polo industrial de Rosario y de ahí al norte.
- Estado: Paralizado/Licitación Privada. * Situación: Tras el freno a la obra pública, el Gobierno lanzó la licitación bajo el esquema de «Iniciativa Privada». Hay interés de un consorcio liderado por TGS y Pampa Energía.
- Impacto para 2026: Nulo. Esta obra no estará lista para este invierno. Esto significa que el transporte desde Vaca Muerta hacia el norte sigue usando la capacidad «vieja» de los caños, que ya está saturada.
El «Semáforo» del Transporte para Mayo 2026
| Obra | Estado | ¿Llega al Invierno? | Consecuencia si falla |
|---|---|---|---|
| Ducto Tío Pujio – La Carlota | Casi terminado | SÍ | El norte quedaría sin gas (Bolivia ya no envía). |
| Reversión Plantas Córdoba | En montaje final | SÍ (ajustado) | Menor capacidad de volumen diario. |
| Reversión Plantas Norte | Demorado | DUDOSO | Habrá gas en Salta, pero con baja presión (cortes a industria). |
| Plantas Compresoras GPNK | Finalizadas | SÍ | Permite inyectar más gas desde Neuquén a la red general. |
Informe de Situación Energética: Invierno 2026
1. El Nuevo Marco Normativo (Res. 33/2026)
El Estado Nacional ha formalizado su retiro de la importación de GNL. A través de la Resolución 33/2026, se delega en un «Agregador Privado» la compra del gas licuado.
- Consecuencia para el usuario: El Estado ya no amortigua el precio. El costo que pague el privado en el mercado internacional (hoy disparado por el conflicto EE. UU.-Irán) se trasladará directamente a la factura bajo el concepto de costo de «pasaje» (pass-through).
- Referencia de Precio: El techo es el marcador TTF (Europa), que hoy ronda los 18 USD/MBTU, casi el doble de lo previsto en diciembre pasado.
2. Estado de la Infraestructura Crítica
A pesar de la propaganda, el sistema de transporte llega al invierno con «lo justo»:
- Reversión del Gasoducto Norte: Las obras civiles están al 95%, pero las plantas compresoras clave (Lumbrera y Lavalle) sufren demoras. Esto significa que habrá gas de Vaca Muerta en el norte, pero con baja presión, obligando a restringir el uso industrial para salvar el uso residencial.
- Terminales de GNL: Escobar operará al 100%, pero es insuficiente para picos de frío. La reactivación de Bahía Blanca es hoy una incógnita técnica y financiera que depende de acuerdos entre privados.
3. Impacto Estimado en Facturas (Junio-Agosto 2026)
Debido a que el 86% del costo de la energía ya es cubierto por el usuario (según el plan de quita de subsidios), el sobrecosto de USD 950 millones por la guerra se sentirá así:
- Gas Natural: Se espera un incremento de emergencia de entre el 50% y 60% sobre los valores de marzo, debido al peso del GNL importado en la mezcla invernal.
- Electricidad: El costo de generación térmica (quemar gas a 18 USD) subirá un 40%. Las asociaciones deben alertar que incluso los usuarios con subsidios (N2 y N3) verán saltos bruscos si exceden los topes de consumo (que se han vuelto más estrictos: 150-300 kWh).
QUE OBRAS HUBIERAN POSIBILITADO EL AUTOABASTECIMIENTO
1. Gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) – Etapa 2
Es la obra más importante. La Etapa 1 (Tratayén-Salliqueló) ya está saturada.
- La Obra: Un segundo tramo de 467 km que una Salliqueló (Buenos Aires) con San Jerónimo (Santa Fe).
- Por qué es clave: Permitiría llevar 40 millones de m3/d adicionales desde Vaca Muerta directamente al cordón industrial de Rosario y al Litoral.
- Estado Actual: El Gobierno frenó la obra pública y la pasó a un esquema de licitación privada que recién está arrancando. Sin esta obra, el gas sobra en Neuquén pero no puede llegar físicamente al resto del país.
2. Plantas Compresoras de Refuerzo (Tratayén y Salliqueló)
Un gasoducto sin plantas compresoras es como un auto sin motor.
- La Obra: Instalación de turbocompresores gigantes que «empujan» el gas a mayor presión.
- La Deuda: Originalmente debían estar listas en 2024/2025. Al día de hoy, operan parcialmente. Si estas plantas estuvieran al 100%, la Etapa 1 del GPNK pasaría de transportar 11 millones a 22 millones de m3/d, reduciendo a la mitad la necesidad de barcos en Escobar.
3. La Reversión Total del Gasoducto Norte Como
Bolivia dejó de enviar gas (sus pozos se agotaron antes de lo previsto), el norte argentino quedó «colgado» del sistema.
- La Obra: No solo es dar vuelta las válvulas, sino construir loops (tramos paralelos) y nuevas compresoras en Córdoba y Santiago del Estero.
- El Faltante: La obra se licitó tarde y con financiamiento fragmentado. Si estuviera terminada, el gas de Vaca Muerta llegaría hasta la frontera con Bolivia, permitiéndonos incluso exportarle a Brasil usando los caños bolivianos, en lugar de estar mendigando swaps de emergencia.
Resumen: ¿Por qué seguimos dependiendo del GNL?
| Obra Pendiente | Impacto en el Autoabastecimiento |
|---|---|
| GPNK Etapa 2 | Sin ella, el gas de Vaca Muerta no tiene “pista” para viajar. |
| Compresoras | Sin ellas, los caños actuales operan a “media máquina”. |
| Reversión Norte | Sin ella, el norte depende de la buena voluntad de Brasil y Bolivia. |
Conclusión:
El invierno 2026 no será solo un problema de «frío», sino de liquidez. La desregulación total en un momento de precios internacionales récord significa que la tarifa dejará de ser un precio regulado para convertirse en un precio de mercado volátil.
Es fundamental exigir al Gobierno mecanismos de gradualidad o un «tope de guerra» para que el salto del TTF no sea trasladado al usuario ya que esto podría generar niveles de morosidad nunca vistos en los servicios públicos.
El argumento que sostenemos es que el usuario argentino no debe pagar el costo de la guerra en Medio Oriente si el país tiene la segunda reserva de gas no convencional del mundo.
El sobrecosto del GNL importado es, en gran medida, el resultado de no haber terminado estas obras de infraestructura básica a tiempo.