La compra de 9 barcos de GNL abrió tres escenarios para el invierno: qué dudas inquietan a la industria y si alcanzará para evitar cortes

Habrá gas importado disponible para enfrentar el invierno. Sin embargo, la operación abrió nuevos interrogantes: ¿alcanza para evitar restricciones al sector productivo? ¿quién pagará la regasificación?

La compra de los 9 barcos despejó el interrogante sobre si habría gas disponible para el invierno, pero abrió otro debate mucho más complejo: quién pagará el costo de garantizar ese abastecimiento.

La adjudicación de nueve cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda de junio despejó una incógnita central del mercado energético: habrá gas importado disponible para enfrentar el invierno. Sin embargo, lejos de cerrar el debate, la operación abrió nuevos interrogantes dentro de la industria y dejó sobre la mesa una pregunta clave: ¿alcanza para evitar restricciones al sector productivo? ¿quién pagará la regasificación?

La respuesta, según análisis de los especialistas Diego Rebissoni y Mauricio Golato, directivos de Latin Energy Group, está lejos de ser lineal. El verdadero desafío ya no pasa únicamente por cuántos barcos llegan al país, sino por cómo se distribuirá ese gas entre generación eléctrica, hogares, comercios e industrias.

La licitación impulsada por el Gobierno a través de Enarsa y canalizada mediante el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) terminó adjudicando los nueve barcos previstos inicialmente para junio. Para julio se espera una compra de 10 barcos más. El esquema de asignación quedó estructurado de manera aproximada con un barco para distribuidoras que abastecen demanda prioritaria; cuatro para generadores privados e industrias; y otros cuatro para comercializadores, mientras que Cammesa quedó sin posibilidad de participar directamente.

Aunque la operación fue interpretada inicialmente como una señal positiva, en el mercado reconocen que el resultado deja más preguntas que certezas. "Si trajeron todos los barcos que querían, ¿significa que no habrá cortes para las industrias?", es la pregunta que comenzó a circular entre grandes consumidores de energía. La respuesta que surge desde el sector es contundente: no necesariamente.

La razón es simple. Haber asegurado los cargamentos no implica automáticamente que el gas termine disponible para la actividad industrial. Todo dependerá de qué uso tenga finalmente dentro del sistema.

Escenario 1: más GNL para generación eléctrica y menos gas para industrias

El primer escenario considerado por los especialistas plantea que los cuatro barcos asignados al segmento "Generadores más Industria" y los cuatro destinados a comercializadores terminen siendo absorbidos por centrales térmicas para producir electricidad.

En ese caso, el factor decisivo sería determinar si las usinas reemplazan combustibles líquidos como gasoil o fuel oil por GNL.

Si esa sustitución ocurre, el sistema eléctrico demandaría una mayor cantidad de gas, combinando producción nacional y gas importado.

La consecuencia sería directa: menor disponibilidad para las industrias y riesgo concreto de restricciones incluso bajo temperaturas normales para junio.

Este punto cobra especial importancia porque el pico de consumo invernal suele producirse simultáneamente entre hogares y generación eléctrica.

Escenario 2: los generadores siguen usando combustibles líquidos

El segundo escenario plantea la situación opuesta: que las centrales eléctricas mantengan niveles similares de consumo de gasoil y fuel oil respecto al invierno pasado, aun cuando exista más GNL disponible.

En ese caso, parte del gas nacional quedaría liberado para el sector industrial.

El resultado podría derivar en restricciones mínimas o incluso inexistentes para las industrias.

Sin embargo, este escenario podría generar fuertes cuestionamientos entre quienes decidieron comprar GNL preventivamente.

La contradicción sería evidente: empresas que pagaron valores elevados para garantizar abastecimiento terminarían observando que, en la práctica, el sistema podría haber operado sin necesidad de asumir ese costo adicional.

Escenario 3: el GNL llega a industrias, pero a precios muy elevados

El tercer escenario proyecta una solución intermedia. En este caso, los barcos asociados a generadores terminarían siendo absorbidos por generación eléctrica, mientras que los cargamentos adquiridos por comercializadores serían ofrecidos posteriormente a industrias.

La consecuencia sería que los grandes usuarios tendrían dos alternativas: aceptar restricciones o utilizar combustibles alternativos; continuar produciendo, pero comprando GNL spot cercano a u$s22 por MMBTU.

Para junio esto podría significar una cobertura de aproximadamente 10 días críticos, aunque con costos muy superiores para el sector productivo.

Desde el análisis de Rebissoni y Golato consideran que el escenario más probable no será ninguno de los extremos, sino una combinación de factores. "Hoy parece difícil pensar que la demanda prioritaria -residencial, hospitales y servicios esenciales- pueda atravesar junio con solamente un barco asignado", sostienen.

La experiencia histórica muestra que, ante inviernos normales o fríos, el sistema termina requiriendo mayores volúmenes para abastecer hogares. Por eso, creen probable que parte de los barcos inicialmente destinados a comercializadores termine siendo redireccionada hacia ese segmento.

Bajo esa hipótesis, el esquema podría modificarse con uno o dos barcos adicionales destinados a hogares, uno absorbido por generación eléctrica y apenas uno o dos disponibles para industrias.

En la práctica, esto podría traducirse en restricciones parciales de entre cuatro y cinco días para grandes usuarios interrumpibles durante junio, evitando un escenario extremo pero sin eliminar completamente el riesgo.

La otra gran duda: los costos que dispararon malestar en la industria

A la incertidumbre operativa se sumó otro foco de tensión: el costo de regasificación definido por Enarsa. Es que la polémica alrededor de la importación de GNL no se limita únicamente a la disponibilidad de gas para atravesar el invierno. También abrió una discusión sobre los costos reales del esquema elegido por el Gobierno.

En las últimas semanas, la Secretaría de Energía había descartado una propuesta de la española Naturgy para encargarse de la importación y comercialización del combustible bajo el argumento de que el costo de la operatoria (u$s4,51 por millón de BTU) era demasiado elevado. La decisión se apoyó en una referencia técnica previa de Enarsa, que calculaba en torno a u$s3,50 por millón de BTU los costos de regasificación, logística y entrega del gas importado.

Sin embargo, durante la subasta realizada en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la propia Enarsa terminó fijando ese componente en u$s5,16 por millón de BTU, un valor 47% superior al utilizado originalmente como parámetro y que además se suma al precio internacional del GNL, ya presionado al alza por el conflicto en Medio Oriente. La situación dejó expuesta una contradicción: el Gobierno rechazó un esquema privado por considerarlo caro y semanas después terminó convalidando un costo incluso mayor bajo administración estatal.

La controversia generó ruido interno dentro del área energética y apuntó particularmente hacia la gestión de Enarsa, que conduce Tristán Socas. En sectores vinculados a Energía admiten que la estimación inicial utilizada para rechazar la propuesta privada terminó subestimando el costo real del proceso. El problema no sería únicamente el valor final, sino también la forma en que fue comunicado: distintos actores del mercado sostienen que el nuevo cargo fue informado a pocas horas de las subastas, reduciendo la capacidad de industrias y comercializadores para evaluar adecuadamente su participación.

Las cifras involucradas no son menores. Estimaciones privadas calculan que las importaciones de GNL durante este invierno podrían superar los u$s1.000 millones, considerando que el país requeriría entre 23 y 25 barcos para atravesar el período de máxima demanda, con costos superiores a los u$s40 millones por cargamento. Además, el Estado podría terminar absorbiendo entre u$s150 millones y u$s200 millones para abastecer a hogares, hospitales y escuelas a precios más bajos, fondos que luego serían recuperados gradualmente mediante las facturas de gas.

El episodio también reactivó cuestionamientos empresariales, tal como indicó Post Energético. La Cámara de la Industria Aceitera y el Centro Exportador de Cereales (CIARA-CEC) elevaron una presentación ante la Secretaría de Energía reclamando explicaciones técnicas por el salto en el costo de regasificación comunicado por Enarsa. “El costo de u$s5,16 por MMBTU supera en un 47% el spread mínimo de u$s3,50/MMBTU que el propio pliego de la subasta establecía como costo de referencia”, advirtió la entidad.

Según denunció la entidad, el cargo adicional fue comunicado pocas horas antes de la subasta, dificultando la planificación de compras y alterando las condiciones de previsibilidad para los participantes.

Para el sector industrial, el riesgo es que parte de ese mayor costo termine trasladándose directamente a los usuarios productivos, elevando costos en plena temporada de alta demanda energética. Según pudo saber Energy Report, hay dudas y ruido por quien paga el costo del GNL. "Ahora todo indica que lo paga la industria pero está discutido eso", dijo una fuente del sector que pidió no identificación. Empresas como Tenaris, Aluar y Arcor están preocupadas. Es que el valor informado supera incluso las ofertas privadas descartadas por el Gobierno por considerarlas elevadas.

Fuentes oficiales aclararon a este medio qué fue lo que sucedió. "Enarsa pasó un precio hace 20 días por el cual se tomó la decisión de no avanzar con la privatización, y después pasó un precio mucho más elevado por el sobrecosto de regasificación, justo antes de la licitación en MEGSA, ya sin margen de maniobra", datallaron a Energy Report.

La jugada de Trafigura que sorprendió al mercado

Otro dato inesperado fue el movimiento de Trafigura, revelado por Econojournal, que terminó adquiriendo el equivalente a cinco cargamentos remanentes y pasó a ocupar un rol similar al de un agregador comercial. La compañía tendrá ahora margen para comercializar ese gas entre generadores e industrias durante junio.

La apuesta es relevante porque introduce una dinámica prácticamente inédita para el mercado local: un actor privado administrando volúmenes significativos de GNL en un sistema históricamente centralizado por el Estado. Si junio resulta más cálido de lo previsto, Trafigura podría enfrentar el desafío de encontrar compradores para esos volúmenes o incluso redireccionarlos a otros mercados regionales.

Por el contrario, si el frío se intensifica, el GNL podría transformarse rápidamente en el combustible decisivo para sostener el abastecimiento energético y evitar cortes más severos.

En definitiva, la compra de los nueve barcos despejó el interrogante sobre si habría gas disponible para el invierno, pero abrió otro debate mucho más complejo: quién pagará el costo de garantizar ese abastecimiento y qué sector absorberá finalmente el riesgo de las restricciones.