GONZALO SCHWEIZER
El Gobierno gastará cerca de USD 1.200 millones en GNL este invierno, con precios que duplican los de 2025. La reversión del Gasoducto Norte —aún inconclusa— costaba USD 740 millones y podía evitar ese gasto en una sola temporada.
El esquema energético argentino vuelve a mostrar una de sus principales debilidades: la dependencia de importaciones costosas en momentos críticos. Este invierno, el país deberá destinar alrededor de USD 1.200 millones a la compra de gas natural licuado (GNL), en un contexto internacional adverso y con precios que duplican los del año pasado.
El dato no es solo fiscal. Expone un problema estructural: la falta de infraestructura energética que permita sustituir importaciones por producción local.
El dato clave: importar al doble de precio
Las ofertas presentadas en la licitación de GNL para 2026 marcan un salto significativo:
- precio actual: USD 24–27 por MMBTU
- precio 2025: ~USD 12 por MMBTU
A esto se suman costos adicionales:
- flete
- regasificación
- operación
Que elevan el costo final entre USD 3,5 y 5 adicionales por MMBTU.
El resultado es un precio final muy por encima del gas local difícil de absorber por la economía.
El factor externo: guerra y energía
El aumento responde en gran medida al contexto internacional.
La escalada en Medio Oriente —particularmente en zonas clave del mercado energético— elevó los precios globales del gas, afectando especialmente al GNL, que funciona como mercado de equilibrio internacional.
Esto implica que argentina compra en el peor momento del ciclo.
El problema interno: infraestructura incompleta
El punto crítico no es solo el precio internacional.
Es lo que no se hizo.
La reversión del Gasoducto Norte, clave para transportar gas desde Vaca Muerta hacia el norte del país, sigue incompleta.
- costo estimado de finalización: USD 740 millones
- ahorro anual potencial: USD 1.000–2.000 millones
En términos económicos una sola temporada de importaciones paga la obra
Costo de oportunidad: pagar más por no invertir
La comparación es directa:
- importar gas un invierno: USD 1.200 millones
- terminar el gasoducto: USD 740 millones
Esto refleja un problema clásico de política económica el costo de no invertir
Porque:
- se evita gasto de capital
- pero se multiplica el gasto corriente
Impacto productivo: precios fuera de escala
La diferencia entre el gas importado y el local es crítica:
- gas local: USD 2–4 por MMBTU
- gas importado: hasta USD 30 por MMBTU (con costos incluidos)
Esto genera una brecha imposible de trasladar a precios
Para sectores industriales, especialmente electrointensivos, implica:
- pérdida de competitividad
- reducción de márgenes
- riesgo de caída en la producción
Cambio de modelo: de estatal a privado
La licitación introduce otro cambio relevante la importación pasa a un operador privado
Empresas como Trafigura y Naturgy compiten por centralizar el suministro, en reemplazo del esquema previo donde participaban Enarsa y Cammesa.
Esto implica:
- mayor concentración operativa
- menor rol del Estado en la compra
Impacto fiscal: presión sobre el superávit
El aumento del costo energético tiene impacto directo en las cuentas públicas.
- mayor gasto en importaciones
- presión sobre el equilibrio fiscal
En un contexto donde el superávit es uno de los pilares del programa económico, este tipo de shocks introduce una tensión adicional.
Un problema recurrente: dependencia energética
El caso del gas refleja un patrón histórico:
- falta de infraestructura
- dependencia de importaciones
- exposición a precios internacionales
A pesar del potencial de Vaca Muerta, el sistema energético no logra cerrar el ciclo productivo.
Un invierno más caro por decisiones pendientes
El gasto de USD 1.200 millones en importaciones no es solo consecuencia de la guerra o del contexto internacional.
Es, en gran parte, resultado de decisiones internas.
Cuando una obra que cuesta menos que una temporada de importaciones no se completa, el problema deja de ser energético.
Se vuelve económico.
Y también estratégico.
