Cuál será el precio del gas en invierno al quedar atrapado entre contratos más caros y tarifas en duda

Las distribuidoras deben cerrar compras antes del 30 de abril, pero Economía todavía no define cuánto precio aceptará trasladar a las facturas en los meses de frío.

El calendario ya empezó a apretar y el precio del gas para el invierno argentino sigue sin una salida clara. Las distribuidoras tienen plazo hasta el 30 de abril para presentar ante el Enargas los contratos de abastecimiento con las productoras, pero esa negociación avanza en un terreno incómodo: el mercado pide valores más altos que los hoy reconocidos en tarifas y el Gobierno todavía no garantiza que vaya a dejar pasar esa diferencia a las boletas. La definición, por eso, ya no es sólo técnica ni comercial, sino también política y macroeconómica.

La tensión aparece en un número que ordena todo el problema. Mientras el precio hoy reconocido en tarifas ronda los US$ 3,80 por millón de BTU, en el mercado hay contratos cortos para cubrir el pico estacional que podrían ubicarse bastante más arriba. Un gerente comercial de una de las mayores productoras lo resumió de forma directa: “A nadie debería sorprenderle que para productos de tan corta duración el precio del gas supere los 10 dólares por millón de BTU”.

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Ese salto potencial choca con una preocupación que el Ministerio de Economía no quiere perder de vista. El texto fuente indica que, con una inflación de 3,4% en marzo, no existe certeza de que el Gobierno autorice el pass through completo de esos precios a las tarifas, porque un traslado pleno podría complicar el objetivo oficial de desacelerar los índices en los próximos meses. En ese cruce entre costo energético e impacto inflacionario se juega hoy la discusión más delicada.

Por eso las distribuidoras se muestran reacias a firmar contratos por encima de lo que luego pueda reconocer el sistema tarifario. El Gobierno analiza una salida intermedia: habilitar un precio por debajo del efectivamente pactado entre privados para cubrir la demanda invernal, en una franja que, según fuentes citadas en el artículo, podría moverse entre US$ 5 y US$ 6. La diferencia restante quedaría para una recuperación posterior mediante instrumentos regulatorios, una idea que busca repartir costos sin recargar de golpe las facturas.

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Ahí aparece otro foco de conflicto. Desde las distribuidoras sostienen que ese mecanismo de recuperación a través de las diferencias diarias acumuladas (DDA’s) casi no funcionó en los hechos durante las últimas dos décadas y que asumir ese costo financiero sin certezas sobre los plazos de cobro resulta demasiado riesgoso. Del lado de las productoras, en cambio, responden que la situación patrimonial de las distribuidoras hoy es más sólida después de la revisión quinquenal tarifaria, y que ese antecedente debería facilitar un acuerdo.

La discusión por el precio del gas no llega sola. El rediseño del esquema de transporte, impulsado por la Secretaría de Energía por primera vez en veinte años para adaptarlo al nuevo peso de Vaca Muerta, también alteró el tablero y dejó ganadores y perdedores. Naturgy y Metrogas tuvieron que contratar nueva capacidad en dólares sobre el Gasoducto Perito Moreno, operado por TGS, mientras cedieron capacidad previamente contratada en pesos a Ecogas, junto con negocios asociados a la comercialización contraestacional.

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Ese reordenamiento todavía no termina de asentarse entre los privados. Aunque el artículo aclara que, en un contexto de tipo de cambio quieto, contratar transporte en dólares no representa hoy un problema inmediato, la reasignación igualmente agregó tensión en un mercado que ya venía discutiendo precios y condiciones de abastecimiento para el invierno. La normalización que busca el Gobierno, en ese punto, todavía convive con resistencias y acomodamientos incompletos.

El frente del GNL tampoco aporta certezas. La Secretaría avanzó con una licitación para seleccionar un agregador comercial que importe y revenda cargamentos en el mercado local, y Naturgy presentó la mejor oferta con una prima de US$ 4,50 por millón de BTU, apenas por debajo de Trafigura, que ofertó US$ 4,57. Sin embargo, al momento de la publicación todavía no había una definición oficial sobre si el Gobierno va a convalidar ese esquema, que incluye una prima de riesgo por importación, comercialización y cobrabilidad.

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La alternativa sigue siendo mantener el modelo vigente desde 2008, con Enarsa a cargo de la importación. De hecho, la empresa estatal ya adjudicó los primeros dos cargamentos para la segunda quincena de mayo y, según fuentes del sector, obtuvo precios competitivos con primas en algunos casos por debajo de US$ 0,50 por millón de BTU. Uno de esos cargamentos, incluso, habría quedado en manos de la propia Naturgy.

Con ese cuadro, el mercado energético entró en la cuenta regresiva más sensible del semestre. Falta contractualizar alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a cerca del 10% del pico de demanda residencial, que en los días de más frío puede superar los 90 MMm3/día. Las próximas dos semanas, entonces, no definirán sólo un número de referencia para el invierno: van a ordenar cuánto costo absorben las empresas, cuánto acepta reconocer el Estado y qué margen queda para que la política antiinflacionaria no choque de frente con la necesidad de asegurar gas en el momento de mayor consumo del año.