El reciente decreto 49/2026 prorrogó nuevamente la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural (excluye energía eléctrica), hasta el 31/12/2027, abarcando, así, todo el mandato presidencial. Como derivación, la norma establece un régimen transitorio para la importación de GNL con estos contornos:

• Se concentra la operatoria en un único “comercializador-operador”.
• Se fija un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales (2026 y 2027), “para evitar las consecuencias negativas que podrían derivar de tal situación monopólica”.
• Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la SEN considere (ej. HH, TTF o JKM), más un valor expresado en US$/MMBTU.
• Tal valor debe resultar necesario para cubrir todos los costos (de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto), del GNL regasificado hasta Cardales.
• La determinación de dicho valor resultará de la licitaciónque realizará la SEN para uso de la capacidad de regasificación de que dispone ENARSA.
• En caso de fracasar, Enarsa continuará haciéndose cargo directamente de la importación/regasificación/venta en el mercado interno.

En cuanto a la motivación, el DNU invoca que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL” y que tal intervención estatal ha adolecido de defectos: “Ha asumido actividades propias del sector privado, no ha dado los resultados esperados, ha sido incapaz de dar una solución eficiente, y ha implicado al Estado Nacional erogaciones de mucha envergadura, las cuales no se han materializado en mejoras para el sistema de transporte”.

Acontinuación, el decreto arguye sobre el corrimiento de Enarsa de la función importadora: primero, remite a la Ley de Bases y su principio ordenador de “reducción al mínimo la intervención del Estado”, justificativo para reemplazar la comercialización estatal por una de carácter privado, con los controles correspondientes por parte de la SEN y del Enargas.Luego, refiere que debe permitirse el acceso a la infraestructura de regasificación a los importadores privados; y fundamenta la necesidad de mantener un esquema monopólico (unificado y coordinado) en base a cuestiones técnicas de la terminal, del buque regasificador y del programa de importación. Este esquema centralizado permitirá evitar inconvenientes:

1. Conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (slots) para los buques metaneros.
2. Dificultades en la gestión coordinada del inventario en los tanques de la FSRU.
3. Complejidades en la coordinación de amarre/conexión/desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase (ship-to-ship).
4. Demora en respuesta ante emergencias –integridad de personas/activos/ambiente.

Finalmente, en cuanto a la “urgencia” en la contratación, el motivo es “la inminencia del invierno del año 2026 y la volatilidad de los mercados internacionales”.

Licitación

Por resolución 33/26, la Secretaría de Energía convocó a una Licitación Internacional con el objeto de seleccionar un único comercializador-agregador (C-A) de carácter privado, la cual deberá estar concluida en 40 días corridos (21 de marzo).

El C-A deberá celebrar con el titular y/o cesionario de la capacidad de la Terminal un contrato de servicios por 1 año, únicamente por la capacidad durante el período invernal 2026 (abril-septiembre). Fuera de éste, podrán acordar por la capacidad disponible para optimizar el uso en beneficio de todo el sistema. Para el período invernal 2027, el C-A tendrá el derecho de igualar la mejor oferta que se presente en dicha licitación.

En los lineamientos anexos se establece lo siguiente:

• Abastecimiento: en caso de que el C-A no hiciere un “uso pleno” de la capacidad y estuviere en “riesgo el abastecimiento” la demanda ininterrumpible de las Distribuidoras, la SEN podrá comprar “volúmenes adicionales” de GNL.
• Precio: el modelo del Contrato incluirá el precio total anual que el C-A deberá pagar en concepto de los servicios de la Terminal.
• Criterios de selección: serán agentes con acreditada experiencia en el mercado global de GNL y argentino de GN, y acreditada solvencia financiera/patrimonial.
• Criterio económico: menor monto (US$/MMBTU) adicional por sobre el valor del marcador Title Transfer Facility (TTF) europeo. El valor cotizado deberá cubrir todos los costos a transferir al mercado local, considerando su estimación de cargamentos, contratos internacionales, pago del Contrato de Servicios y margen razonable por su actividad como C-A.
• Marcador internacional: será el siguiente para cada demanda:
• Firme de Distribuidoras: en el contrato de abastecimiento al Enargas se tomará el promedio de las cotizaciones diarias del “Dutch TTF ICE Natural Gas Futures Contract” (Monthly) de los primeros 5 días de cada mes.
• Otros contratos firmes y ventas spot: ídem, con la declaración del Costo Variable de Producción (CVP) quincenal de Cammesa.
• Se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071, ajustado para la conversión de moneda.
• Obligaciones del C-A: informar a la SEN respecto de la efectiva utilización de la Terminal, incluyendo el volumen a importar para Distribuidoras, con una antelación mínima de 40 días a la recepción de los volúmenes.
• Precio Máximo: para los contratos firmes será el precio ofertado sumado al TTF.
• Tarifas:
  • El precio del gas efectivamente entregado a las Distribuidoras será trasladado a tarifa en concepto de pass-through de costo del gas, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en PIST de los cuadros tarifarios, o como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
  • Para contratos de generación eléctrica, Cammesa definirá el precio de referencia, en base al precio ofertado más el TTF, el que funcionará como tope en caso de existir ventas directas a Cammesa. En el caso de compras propias directas por Generadores MEM, estos podrán declararlo como combustible propio (cf. Res. SEN 400/2025).
• Subsidios: el costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (cf. Decreto 943/25).
• En caso de que, a criterio de la SEN, las ofertas recibidas no resultaren acordes con los objetivos de los Lineamientos, o no resultaren convenientes ni oportunas, la Licitación podrá declararse desierta y la importación seguir vía Enarsa.

Ventajas

El Gobierno apuesta a que este giro regulatorio y operativo le aporte al sistema gasífero los siguientes beneficios económicos:

1. Que un trader internacional consiga mejores descuentos al negociar toda la campaña invernal en forma directa con un solo proveedor (a diferencia de los sucesivos Tenders que suele hacer Enarsa bajo esquemas de competencia).
2. Que un C-A local logre bajar el grado de incobrabilidad que soporta Enarsa por la venta de GN (regasificado) en el mercado interno, por parte de Distribuidoras, Generadores térmicos y el sector industrial.

Análisis crítico

La salida de Enarsa (así como la de Cammesa en el mercado eléctrico) responde a criterios ideológicos arraigados en la Ley de Bases –cuyo principio ordenador procura la “reducción al mínimo la intervención del Estado” en la economía–, antes que a motivos de corte económico-operativos.

Cierto es, por un lado, que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL”, tanto para la Terminal de Bahía Blanca como la de Escobar, desde 2008 y 2011, respectivamente. Ello, puesto que ha sido el brazo ejecutor de una política pública organizada a partir del Programa Energía Total (cf. Res. MINPLAN 459/2007), en calidad de “Unidad de Gestión Técnico-Operativa” con funciones de diseño, construcción, operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de GNL.

No obstante, tal intervención estatal no ha adolecido de los defectos imputados, al tiempo que las enormes erogaciones del Tesoro se han materializado en mejoras nodales para el sistema de transporte. En primer lugar, ha sido esta Administración quien, durante su primer año de gestión, resolvió (i) omitir toda obra pública en la materia, procrastinar en decidir (ii) la anulación del Tramo II del GPNK y (iii) la continuidad de la reversión del Gasoducto Norte, así como (iv) demorar la adjudicación de la Iniciativa Privada de TGS para potenciar el GPM (Tramo I del GPNK). En segundo lugar, las obras de expansión del sistema de transporte han permitido un hecho irrefutable: mientras que en el año 2014 se importaban ~100 buques de GNL (y durante los 12 meses del año), en 2025 las compras de ENARSA se redujeron a 1/4 de esa cantidad (27 cargamentos y solo para el invierno).

Por su parte, vale advertir que el DNU en cuestión no logra acreditar la existencia ni de la “necesidad” ni de la “urgencia” de la medida, atento que:

• No existe una norma constitucional que delimite estrictamente las funciones del sector público y del sector privado en materia económica;
• Los resultados han sido intrínsecamente satisfactorios, pues las campañas de importación lograron abastecer al mercado interno en tiempo y forma.
• Tal solución ha sido eficiente en términos de abastecimiento oportuno de la demanda local, evitando así cualquier situación de inseguridad energética extendida durante los sucesivos inviernos desde 2008 al presente –mantenida por Administraciones de distinta orientación política.
• La“urgencia” basada en la inminencia del invierno es una clara “falacia de composición”: demorar una acción pública (lícita) para luego justificar facultades excepcionales en razón de una inevitable urgencia –esto es, lanzar el proceso a tan solo 2 meses del inicio del invierno, luego de 24 meses de gestión.
• Las erogaciones de envergadura por parte del Tesoro nacional responden a una política pública de desacoplar los precios internos a la demanda prioritaria de los valores de importación producto de la valorización en mercados globales (passthrough del import parity). Así, el origen de las transferencias se halla en una decisión del PEN/Enargas relativa al manejo de las tarifas y no en la actuación (in)eficiente de Enarsa en su gestión de importación de GNL.
• El GPNK ha sido una mejora crítica del sistema de transporte (+21 MMm³/d), instrumentada por Enarsa bajo un esquema de obra pública.

Finalmente, en cuanto a la fundamentación sobre la extensión de la “emergencia”, el PEN considera “necesario” establecer un “precio máximo” por dos inviernos para evitar fallas “monopólicas”. El argumento esconde, sin más, un avasallamiento de la facultad constitucional del Congreso, quien no ha delegado esa competencia en el PEN.

Desafíos

Más allá de estos cuestionamientos, es posible esbozar un conjunto de incertidumbres que la regulación deja traslucir:

1. Fracaso y déjà vu: todo este bouleversement del sistema de importación podría concluir en un fracaso de la licitación, por lo cual la continuidad de Enarsa no puede ser descartada.
2. Cohabitación: también podría suceder que el C-A no optimice el uso de la Terminal durante el invierno, escenario en el que la SEN deberá pedirle a Enarsa que traiga otros cargamentos, con la indeseable consecuencia de tener dos C-As en el mercado interno y a precios disímiles.
3. Contrato con YPF: el modelo contractual de Servicios a incluir en los pliegos, ¿establecerá lineamientos también para YPF, operador de la Terminal? ¿Afectará ello a la doctrina del alter ego que con tanto apego el Estado Nacional intenta rechazar en sede internacional? ¿Deberá YPF tratar el contrato en su Directorio?
4. Fee y margen: el precio que el C-A deba pagar por los Servicios (actual operatoria de Enarsa+YPF), sus otros costos y la propia renta razonable, ¿serán cargos a trasladar a los usuarios vía Enargas incluso con un spread que va de 3,8 US$/MMBTU (rég. SEF anual) a ~12 dólares la unidad?
5. Subsidios: si el costo del GNL no integrará la base de los Subsidios Energéticos Focalizados, ¿los beneficios no cubrirán el mayor costo de las tarifas del invierno?
6. Privilegio: ¿el derecho preferencial de igualar la mejor oferta para el 2do año es similar al beneficio de una típica Iniciativa Privada? ¿Se asemeja al que reclamaba Techint para una compulsa entre privados? ¿Es la reposición del régimen de “compre nacional” derogado? ¿Es un beneficio que la Ley de Bases le niega a las empresas públicas, pero aquí aplicado a una empresa privada (incluso internacional)?
7. Garantías: ¿requerirá esta operatoria de avales y garantías estatales (recordar los atrasos en la entrada de un buque en 2024 por falta de Carta de Crédito)? ¿En su defecto, confiarán los traders internacionales en un único importador privado para vender 25 cargamentos en pocos meses?
8. 2027 y más allá: si el DNU 49 afirma que las obras de ampliación del sistema de transporte “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, ¿por qué se prevé una relicitación para ese año? ¿Y si ya no fuera necesario, se daría de baja el contrato con el buque Expedient de Excelerate?

(*) Doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.