Precios en disputa: el gas de invierno se negocia por encima de las tarifas reconocidas
aLas distribuidoras deben cerrar acuerdos antes de fin de mes sin garantías de traslado a tarifas de gas.
Las distribuidoras de gas avanzan en la definición de su estrategia de abastecimiento para el invierno en un escenario atravesado por dos variables que todavía no terminan de alinearse: el precio al que pueden cerrar contratos con las productoras y el valor que finalmente será reconocido en tarifas.
Con plazo hasta el 30 de abril para presentar los acuerdos ante el Enargas, el proceso de negociación se acelera sin una señal clara del Gobierno sobre el nivel de traslado que habilitará.
Brecha de precios y negociación contractual
En la discusión aparece la brecha entre los valores vigentes y los que surgen del mercado para cubrir picos de consumo. Mientras el gas reconocido hoy en tarifas ronda los US$3,80 por millón de BTU, los contratos de corto plazo -clave para el invierno- muestran precios que pueden superar los US$10/MMBTU, especialmente en acuerdos de 45 a 90 días. Esa diferencia condiciona las decisiones de las distribuidoras, que evalúan hasta qué punto convalidar esos valores sin garantías de recuperación posterior.
El problema no es únicamente contractual, sino regulatorio. El Ministerio de Economía, con la Secretaría de Energía bajo su órbita, mantiene la definición en revisión con el objetivo de evitar un impacto directo en la inflación. En ese marco, un traslado pleno de los costos a las tarifas aparece como poco probable, lo que introduce una capa adicional de incertidumbre en la negociación entre privados.
Frente a ese escenario, toma forma una alternativa intermedia: reconocer un precio por debajo del que surja de los contratos. Las referencias que circulan en el sector ubican ese nivel en un rango de entre US$5 y US$6 por millón de BTU, con la posibilidad de compensar la diferencia a través de mecanismos regulatorios como las diferencias diarias acumuladas. Sin embargo, este esquema arrastra antecedentes débiles en términos de recuperación efectiva, lo que explica la cautela de las distribuidoras a la hora de asumir ese descalce financiero.
Costos estructurales y definición del abastecimiento
En paralelo, el rediseño del sistema de transporte sumó nuevas tensiones al mercado. La reasignación de capacidad -con foco en el peso creciente de Vaca Muerta- obligó a algunas distribuidoras a contratar transporte en dólares en nuevos gasoductos, al tiempo que cedieron contratos previos en pesos. Este reordenamiento, aún en proceso de asimilación, modifica los costos estructurales del sistema en un momento de alta sensibilidad tarifaria.
El esquema de abastecimiento se completa con la incertidumbre en torno al GNL. La posibilidad de delegar la importación en un agregador privado -con primas cercanas a US$ 4,50/MMBTU- convive con la opción de sostener el modelo vigente, con Enarsa a cargo de las compras. En este último caso, los primeros cargamentos adjudicados para mayo mostraron primas significativamente menores, en algunos casos por debajo de US$ 0,50/MMBTU, lo que vuelve a poner en discusión la eficiencia de cada alternativa.
A nivel de volúmenes, el sistema todavía tiene pendiente la contratación de unos 10 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a cerca del 10% del pico de demanda residencial, que en jornadas de frío puede superar los 90 MMm³/día. La definición de esos contratos terminará de delinear el costo marginal del abastecimiento invernal.