El Gobierno habilitó al sector privado a importar y comercializar GNL: cómo funcionará el nuevo esquema

“La medida responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL”, explicó la Secretaría de Energía.

Esto se enmarca en la estrategia oficial de avanzar en la privatización de activos y funciones de ENARSA y de reducir la participación del Estado como empresario e intermediario en el mercado energético.

El objetivo es que el sector público se concentre en su rol regulador: “Establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento”, consideró la cartera energética.

En esa línea, Enarsa dejará de importar y comercializar GNL, una tarea que pasará a manos de operadores privados.

Hasta el momento, el Estado adquiría GNL a precios internacionales —en torno a los 15 a 17 dólares por MMBTU (millón de unidades térmicas británicas)— y lo vendía en el mercado interno a valores similares a los del Plan Gas, cercanos a los 2,7 dólares por MMBTU. La brecha entre ambos precios se cubría con subsidios.

“El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado”, afirma el comunicado oficial.

Con la implementación de esta decisión, el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar se adjudicará mediante licitación.

El operador que resulte ganador será responsable de importar el GNL, realizar su regasificación e inyectarlo al sistema para abastecer tanto a las distribuidoras como a las usinas eléctricas.

La Secretaría de Energía establecerá las condiciones del proceso y los lineamientos operativos a fin de brindar previsibilidad al esquema. En caso de que el mecanismo no arroje resultados, ENARSA podrá actuar de manera transitoria para evitar riesgos de faltantes.

Para prevenir distorsiones en un escenario en el que la terminal en funcionamiento es única y cumple un rol clave en el suministro, el esquema contempla la fijación de un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno.

Ese valor se definirá en función de una referencia internacional, a la que se sumará un cargo destinado a cubrir los costos logísticos y operativos, como flete, regasificación, almacenamiento, comercialización y transporte por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales.

Dicho cargo adicional será determinado a través de un proceso competitivo entre empresas, “de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible”.

“El objetivo es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema”, concluyó el Ejecutivo.

La iniciativa se da a la espera del mega proyecto Argentina LNG, el cual se encuentra en una fase de estructuración y definición comercial. YPF avanza en negociaciones con socios estratégicos internacionales, potenciales compradores de largo plazo y proveedores de tecnología, al tiempo que trabaja en el diseño contractual y financiero necesario para asegurar decisiones finales de inversión (FID).

Vale recordar que durante el invierno de 2025 el Gobierno había autorizado a Cammesa a pagar más caro el gas para evitar cortes. Esta medida respondió a la insuficiente oferta bajo el Plan Gas, cuyos precios regulados se volvieron poco atractivos para los productores, afectando la disponibilidad de gas para centrales térmicas.

En ese marco, en junio pasado, se debió cortar el suministro a usuarios industriales, estaciones de servicio de GNC y algunas usinas generadoras de energía, con servicio “interrumpible”, para no poner en riesgo el abastecimiento de los hogares en medio de una ola de frío.