Distribuidoras definen qué precio de gas de invierno
Las distribuidoras de gas tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de compra del hidrocarburo firmado con petroleras para cubrir el pico de consumo residencial de invierno. Los privados no terminan de ponerse de acuerdo porque los precios son más altos que los incluidos en los cuadros tarifarios. Economía define el tema con un ojo en el impacto inflacionario.
“Hay distintos tipos de contratos de venta de gas a las distribuidoras. Están los contratos firmes anuales, los contratos con ventanas y también existen contratos de muy corta duración, de 45, 60 o 90 días. A nadie debería sorprenderle que para productos de tan corta duración el precio del gas supere los 10 dólares por millón de BTU”, explicó el gerente comercial de una de las mayores productoras de gas del país.
Su planteo está en el centro de un problema que el Gobierno aún no termina de encauzar: cuál será el precio del gas natural que incorporará a las tarifas para cubrir el pico de demanda residencial durante los meses de frío.
Un esquema tarifario que entra en tensión
Las distribuidoras de gas —como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y Ecogas, entre otras— tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de abastecimiento firmados con productores. Sobre esa base, el ente regulador definirá los cuadros tarifarios que regirán durante el período invernal, que se extiende entre mayo y septiembre.
La decisión, sin embargo, no es lineal ni sencilla. Frente a una inflación que en marzo se ubicó en 3,4%, no existe certeza de que el Gobierno autorice el traslado a tarifas (pass through) de los precios que surjan de la negociación entre productores y distribuidora, según admitieron allegados al área energética del gobierno.
En definitiva, la decisión final dependerá del Ministerio de Economía —con la Secretaría de Energía bajo su órbita— y está condicionada por el objetivo de que la inflación desacelere en los próximos meses, tal como viene señalando en sus últimas intervenciones públicas el ministro Luis Caputo.
Un traslado pleno de los precios del gas de invierno a tarifas podría atentar contra de ese objetivo.
Manta corta
Frente a ese escenario, las distribuidoras se muestran renuentes a convalidar contratos con precios superiores a los actualmente reconocidos en tarifas, que promedian los 3,80 dólares por millón de BTU.
No ayuda el hecho de que la redefinición del mix de transporte asignado a cada distribuidora haya introducido tensiones adicionales en el mercado. La reasignación de las capacidades de transporte -un proceso liderado por la Secretaría de Energía por primera vez en 20 años– con el objetivo de adaptar el sistema a la centralidad que hoy tiene Vaca Muerta frente a otras cuencas que en el pasado tenían mayor peso, como el Noroeste o la Cuenca Austral, arrojó ganadores y perdedores.
En concreto, Naturgy y Metrogas —las dos principales distribuidoras del área metropolitana de Buenos Aires— se vieron obligadas a contratar nueva capacidad de transporte en dólares en el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS.
Al mismo tiempo, debieron ceder capacidad previamente contratada en pesos —con contratos vigentes— a Ecogas, que controla Distribuidora de Gas Cuyana y Distribuidora de Gas del Centro, transfiriendo también negocios asociados a la comercialización de gas en períodos contraestacionales de baja demanda, como el verano.
Ese reordenamiento del sistema de tarifas de transporte —necesario para normalizar el funcionamiento del mercado entre privados, tal como se propone el Gobierno— todavía no terminó de ser completamente asimilado por los actores privados, más allá de que en este escenario de quietud del tipo de cambio, contratar transporte en dólares no representa hoy un problema inmediato.
Aún no está claro el esquema de abastecimiento de GNL para el invierno
La indefinición genera preocupación dentro del área energética del Gobierno. A primera hora de este viernes, todavía no estaba claro cuál será la decisión oficial respecto del esquema de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) para el invierno. La Secretaría avanzó esta semana con la licitación para contratar un agregador comercial que se encargue de importar y revender cargamentos de GNL en el mercado local.
En ese proceso, Naturgy presentó la oferta más competitiva, con una prima de 4,50 dólares por millón de BTU. Se impuso en la instancia de desempate a Trafigura, que ofertó 4,57 dólares. Sin embargo, todavía no existe una definición oficial sobre si el Gobierno convalidará ese esquema, que incluye una prima de riesgo asociada a la importación, comercialización y cobrabilidad del GNL en un mercado atravesado por alta incertidumbre.
La alternativa es mantener el esquema vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de la importación. En esa línea, la empresa estatal ya adjudicó la compra de los primeros dos cargamentos de GNL para la segunda quincena de mayo. Según fuentes del sector, los precios obtenidos resultaron competitivos, con primas en algunos casos por debajo de los 0,50 dólares por millón de BTU. Uno de los adjudicados habría sido la propia Naturgy.
Traslado a tarifas: las alternativas que maneja el Gobierno
En el centro de la discusión aparece la definición sobre cuál será el precio del gas en boca de pozo que se autorizará para las tarifas de invierno. No es probable, según un relevamiento realizado por este medio entre fuentes públicas y privadas, que el Enargas —hoy bajo la conducción de Marcelo Nachón hasta que se concrete la unificación de los entes reguladores— y la Secretaría de Energía habiliten el traslado pleno de los precios que surjan de los contratos de invierno entre distribuidoras y productores.
Una de las alternativas que se analizan en el Gobierno es autorizar un precio por debajo del que efectivamente acuerden los privados para cubrir el pico de demanda. Según indicaron fuentes cercanas al área energética del Gobierno a EconoJournal, se podría definir un precio intermedio entre el valor actual de US$ 3,80 por millón de BTU y los precios que se terminen convalidando en los contratos para cubrir los picos de consumo, que podrían superar los 10 dólares.
Resta contractualizar alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), que estimativamente representan un 10% del pico de demanda residencial en los días de frío puede superar los 90 MMm3/día.
“Se podría ser un precio entre 5 y 6 dólares y que el remanente se recupere a posteriori a través de algún instrumento regulatorio como las diferencias diarias acumuladas (DDA’s), que permiten que las distribuidoras recuperen las diferencias entre el valor reconocido en tarifas y el efectivamente pagado a los productores”, indicó una de las fuentes consultadas.
Sin embargo, desde las distribuidoras advierten que ese mecanismo no ha funcionado en los hechos en los últimos 20 años —salvo excepciones puntuales— y que resulta demasiado riesgoso asumir ese costo financiero sin garantías claras sobre los plazos de recuperación.
Desde el lado de las productoras, en cambio, señalan que la situación financiera de las distribuidoras es hoy más sólida que en períodos anteriores, tras la revisión quinquenal tarifaria (RQT) cerrada el año pasado, que ordenó su flujo de ingresos y les permitió recomponer su ecuación económica. En ese marco, consideran que no debería ser un obstáculo alcanzar un acuerdo.
En cualquier caso, el mercado deberá encontrar una definición en las próximas dos semanas, en la antesala del período de mayor consumo de gas del año.
Fuente: https://econojournal.com.ar/2026/04/precio-de-gas-invierno-tarifas/