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.
El alto costo del GNL y las obras inconclusas de infraestructura explican un gasto millonario que podría haberse evitado.
La demora en esa infraestructura no solo incrementa la dependencia del GNL, sino que obliga a sostener importaciones incluso desde Bolivia, en un escenario donde la producción local crece pero todavía enfrenta limitaciones de transporte.
