La encrucijada del gas: entre la competencia prometida y la rigidez que la niega

La secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, ratificó esta semana que el Plan Gas no se extenderá más allá de diciembre de 2028., y señaló que el mercado local de gas se desarrollará a partir de contratos privados, y para que eso funcione el Gobierno trabaja en modificaciones regulatorias que permitan a las distribuidoras trasladar a la demanda los costos de lo que contraten, y a los productores tener garantías de cumplimiento para planificar su producción. Hasta aquí, el relato oficial de menos Estado, más mercado, más competencia y, por lo tanto, mejores precios. Sin embargo, ese resultado está lejos de estar garantizado.

El primer problema es físico. La competencia requiere que el comprador pueda cambiar de proveedor, pero en el gas eso es imposible si no hay capacidad de transporte disponible. Aunque Vaca Muerta produce cada vez más, los gasoductos que conectan el yacimiento con los centros de consumo y con los mercados de exportación están saturados o en obra. Si una distribuidora solo puede comprar al productor que tiene capacidad de transportarlo, no hay competencia real sino dependencia, y la dependencia se traduce en poder de negociación para el vendedor. El "mercado de contratos privados" que promete el Gobierno puede terminar siendo un mercado de pocos vendedores con capacidad de transporte y muchos compradores cautivos.
El segundo problema es el ancla del precio. Con la liberación de exportaciones, los productores tienen un mercado el internacional como alternativa. Si pueden vender su gas a Brasil, a Chile o como GNL a precio internacional, no lo venderán en el mercado interno a un precio menor. El precio interno tenderá a alinearse con el “export parity”, es decir, con el precio internacional menos los costos de transporte y licuefacción. La Resolución 363/2025 ya estableció que las tarifas se ajusten mensualmente siguiendo esa lógica, de modo que el Gobierno no lo dice explícitamente, pero la política regulatoria ya está alineando el precio interno con el internacional. El precio del gas dejará de tener un ancla local (el Plan Gas, los subsidios, la regulación) y pasará a tener un ancla internacional que, en un contexto de demanda global creciente por GNL, difícilmente sea baja.

El tercer problema es político. La frase de Tettamanti de que las distribuidoras puedan trasladar a la demanda los costos de lo que contraten suena técnica, pero es decisiva ya que antes el Estado subsidiaba la diferencia entre el costo real del gas y la tarifa que pagaba el usuario, y ahora ese costo se traslada íntegramente a la factura. Si el contrato se firma a un precio alto porque el productor tiene poder de mercado o porque el export parity lo empuja, ese precio llega al usuario final sin amortiguador. El fin de los subsidios generalizados ya está en marcha y solo queda un subsidio focalizado para hogares de bajos ingresos, de modo que los hogares de ingresos medios y la industria son los que realmente van a sentir el impacto.

El dato que el Gobierno presenta como prueba de que la competencia funciona es la compra de Pampa Energía en octubre de 6 millones de m³/día de gas de Vaca Muerta a 2,25 USD/MMBtu a través de MEGSA, en contratos que se extienden hasta 2035. Pero hay que leer la letra chica. Ese precio es en el punto de ingreso al sistema de transporte, no incluye transporte, distribución ni márgenes; es un contrato de gran consumidor, no de una distribuidora residencial, y sobre todo, ese precio es posible porque hoy hay superávit de gas asociado, el gas que sale junto con el petróleo y que los productores necesitan colocar como sea. Si la producción de petróleo se frena o si la demanda de exportación crece, ese precio de 2,25 USD puede desaparecer.

En síntesis, el relato oficial promete competencia entre privados, pero la realidad estructural muestra pocos vendedores con capacidad de transporte, promete precios bajos por competencia, pero el precio interno se ancla al export parity y promete transparencia con el traslado de costos, pero lo que hay es una transferencia del riesgo y del costo al usuario. La pregunta que queda flotando es quién garantiza que el usuario final no termine pagando el precio de un mercado que no es competitivo sino oligopólico y con ancla externa.

EL BENEFICIO EXTRAORDINARIO DEL PETRÓLEO

Cuando Horacio Marín dijo que Vaca Muerta era rentable a USD 45 el barril, puso un piso. Ese umbral (el break-even que cubre costos y beneficio normal) se convirtió en la vara para medir todo lo que viene después. Y lo que viene después se llama beneficio extraordinario, el excedente que queda cuando el precio supera ese piso de competitividad. El ejercicio es simple, se toma el precio comercializado en el mercado interno en USD/bbl, se le resta el costo de USD 45 y se multiplica por el volumen producido. El resultado es el excedente bruto que genera el recurso por encima de su umbral de rentabilidad comercial.

El primer dato que aparece es la producción. En enero de 2023 se producían 220.561 bbl/d, en agosto de 2026 la serie muestra 528.540 bbl/d. La producción más que se duplicó en poco más de tres años y medio, y ese crecimiento es el motor que amplifica el efecto del precio ya que cada dólar de brecha se multiplica por un volumen cada vez mayor. El precio, en cambio, no tuvo una trayectoria lineal. Arrancó 2023 en torno a los USD 63-66, trepó a un pico de USD 75,14 en julio de 2024, cayó a un mínimo de USD 54,71 en diciembre de 2025 y luego se disparó a USD 96,96 en mayo de 2026, para moderarse a USD 79,06 en agosto de ese año (último dato disponible). Esa volatilidad es la que hace que el beneficio extraordinario mensual oscile entre los USD 4,04 millones de junio de 2023 y los USD 25,45 millones de mayo de 2026.

La escalada de precios de 2026 no fue un fenómeno de demanda ni de ciclos de inversión, fue geopolítica pura. El conflicto entre Estados Unidos e Irán, iniciado a fines de febrero de 2026, derivó en una interrupción severa del tránsito por el Estrecho de Ormuz, la arteria por la que antes de la guerra circulaba cerca de una quinta parte de la energía fósil del mundo. El impacto sobre los precios fue inmediato y el Brent cerró por encima de los USD 100 con picos que rozaron los USD 118.

Para Vaca Muerta, ese shock externo se tradujo en una ampliación brutal de la brecha sobre los USD 45. Entre marzo y mayo de 2026, el precio comercializado salta de USD 82,14 a USD 96,96, y el beneficio extraordinario mensual pasa de USD 17,45 millones a USD 25,45 millones. Es el tramo de mayor generación de excedente de toda la serie, y coincide exactamente con el pico de la crisis de Ormuz. Vaca Muerta no está en el epicentro del conflicto, pero cobró la prima de riesgo global como si lo estuviera.

La serie, desde enero de 2023 hasta agosto de 2026, arroja un ingreso acumulado de aproximadamente USD 12.900 millones, calculado como el valor de los USD 45 por barril sobre toda la producción del período. Sobre esa base, el beneficio extraordinario acumulado asciende a unos USD 6.100 millones, es decir, cerca del 50% del ingreso acumulado total. Una aclaración metodológica importante: este ejercicio no tomó en consideración el petróleo exportado ni su cotización internacional.

Aclaración: Se consideró que toda la producción se comercializó internamente, por lo que se trata de una estimación conservadora del beneficio extraordinario.

El número de USD 6.100 millones es, en ese sentido, un piso, no un techo. Dicho esto, el excedente de USD 6.100 millones no es "renta pura" que queda íntegramente en manos de las operadoras. En Vaca Muerta, el reparto institucional se lleva una porción significativa (regalías provinciales, ingresos brutos, tributos nacionales y derechos de exportación cuando corresponde).

ENREGE: INTERNAS POR LOS CARGOS, UNANIMIDAD EN LAS TARIFAS

Se habla mucho de las internas políticas del ENReGE, y son ciertas. Hay tensiones, hay roces, hay disputas que trascienden. Nadie lo niega. Pero conviene mirar el detalle que importa, sobre todo para las empresas del sector, y a la hora de los temas que realmente les interesan (léase aumentos de tarifas), todo el directorio firma en el mismo sentido. La unanimidad no es un dato menor, es la regla.

Por eso, la única disputa válida es por los cargos. Porque en la política y la regulación coinciden. Y coinciden siempre a favor de las empresas. Las internas, entonces, no se libran en el terreno de las decisiones regulatorias de fondo, sino en el de las sillas.

Pero sería un error leer estas disputas como un fenómeno estrictamente puertas adentro del ENReGE. Buena parte de las tensiones que atraviesan al organismo son un reflejo directo de las internas en el Gobierno nacional, que se dirimen mucho más arriba y que terminan aterrizando en la conducción del ente regulador.
El caso más elocuente es el del propio proceso de designación del presidente. La conducción del ENReGE quedó empantanada por una pelea entre el equipo económico de Luis Caputo y un comité evaluador. El candidato impulsado por la Secretaría de Energía, Federico Veller, arrastra una denuncia penal y ningún funcionario quiere firmar la terna que lo incluyera. Del otro lado, asomaba Mario Cairella como favorito de Milei, resistido por el equipo de Caputo. La pulseada no era regulatoria, sino de poder. A eso se suma el episodio de la presidencia fugaz de Néstor Lamboglia, quien asumió en mayo y renunció a menos de un mes, en medio de diferencias (según trascendió) con Marcelo Nachón, vocal del directorio y exinterventor del Enargas. Las versiones oficiales hablaron de "motivos personales", pero el episodio dejó a la vista que la interna del organismo es estructural.

Y detrás de todo esto está la interna madre del oficialismo con idas y vueltas que han involucrado desde el control de áreas sensibles del Estado hasta el rediseño del Poder Judicial, es el telón de fondo de buena parte de las peleas por cargos en los organismos reguladores. El ENReGE es una caja de resonancia.
Una interna que no altera ninguna decisión regulatoria relevante es, en los hechos, una disputa por sillones mientras el rumbo se mantiene intacto. Y ese rumbo, hasta ahora, tiene una dirección clara y sostenida. Las tarifas siguen actualizándose mes a mes, las resoluciones se firman sin fisuras y el directorio coincide en lo que importa.

La pregunta que queda flotando es sencilla: si el directorio coincide en todo lo que importa, ¿qué se está dirimiendo realmente en las internas del ENReGE? La respuesta parece circunscribirse a los cargos. Pero esos cargos no flotan en el vacío, sino que responden a las internas del Gobierno, a las peleas en el entorno presidencial, a la disputa por el control de las áreas que manejan la caja y la regulación.

LA IMPORTANCIA INDUSTRIAL DE YPF

Cuando se analiza el rol de YPF en la economía argentina, la atención suele concentrarse en las variables duras: ingresos fiscales, niveles de producción o el volumen de inversión. Sin embargo, hay una dimensión igualmente relevante para el desarrollo energético que rara vez ocupa titulares, y es la fase industrial de su cadena de valor, medida a través de la cantidad de proveedores que la compañía moviliza en todo el país. Según la información de YPF, en los últimos 12 meses la empresa contrató casi 5.600 empresas con presencia en todas las provincias excepto Formosa. Este dato permite dimensionar el efecto multiplicador que tiene sobre el tejido productivo local, ya que no se trata solo de perforación y extracción, sino de una red extensa de proveedores industriales, metalmecánicos, de servicios técnicos, logística y construcción, muchos de ellos pymes regionales.

Aparece una idea que vale la pena instalar con fuerza, YPF no es solo una empresa petrolera, es una "industria industrializante". Es decir, una compañía cuya propia actividad productiva genera, aguas abajo, condiciones para que otros industriales produzcan (demanda equipos, insumos, servicios de ingeniería y capacidades técnicas que, sin ese volumen de contratación, difícilmente encontrarían escala). La empresa funciona como un motor de industrialización indirecta, un ancla de demanda que tracciona a un entramado productivo disperso y lo convierte en cadena de valor.

La contratación de proveedores en todas las provincias (salvo Formosa) sugiere un derrame geográfico amplio, que excede las cuencas tradicionales como Neuquén, el Golfo San Jorge o Cuyo. Cuando un sector crece y se desarrolla, sus efectos positivos se expanden a otros sectores de la economía, y la fase industrial de la cadena energética funciona en ese sentido como un canal de transmisión hacia el empleo y la actividad regional. No obstante, conviene señalar una limitación: el dato de 5.600 proveedores mide cantidad, no calidad ni profundidad del vínculo industrial ni qué proporción corresponde a pymes locales frente a grandes proveedores nacionales o internacionales.

Más allá de esas precisiones, el tema es un buen punto de partida para instalar en la agenda un tema que suele quedar opacado por los titulares de producción e inversión. Vale la pena preguntarse cuánto de ese universo de proveedores aporta valor agregado local en fabricación de equipos, insumos químicos o servicios de ingeniería, y cuánto corresponde a servicios intensivos en mano de obra. En definitiva, YPF no solo extrae, sino que industrializa, y lo hace industrializando a otros.

SERCA: MAS GENERACIÓN FIRME A CASI EL DOBLE POR POTENCIA

El Gobierno nacional, a través de CAMMESA, ya tiene lista la arquitectura de la licitación de potencia que busca incorporar entre 1.850 y 2.950 MW de nueva capacidad firme hasta 2032. El mecanismo, denominado Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional (SerCA), fue previsto en el Anexo I de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 400/2025 y promete sacudir la lógica de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El SerCA es un pago adicional en dólares que se otorgará a los generadores que incorporen nueva capacidad firme o modernicen unidades existentes. A diferencia de la remuneración por potencia tradicional denominada en pesos y sujeta a la erosión inflacionaria, el SerCA establece un valor de referencia de USD 9.000 por MW-mes, con multiplicadores según la tecnología. El objetivo es incentivar la inversión en capacidad firme que el sistema necesita para garantizar el abastecimiento.

La licitación propone cuatro segmentos con plazos y contratos diferenciados. Las baterías stand alone de cuatro horas (250–350 MW) tendrán un año para entrar en servicio y contratos a diez años. Los híbridos renovables con seis horas de almacenamiento (400–600 MW) dispondrán de dos años y contratos a diez años. Las térmicas de ciclo abierto y modernizaciones (600–1.000 MW) tendrán tres años y contratos a quince años. Los ciclos combinados nuevos (600–1.000 MW) contarán con cinco años y contratos a quince años.
El valor de referencia del SerCA es de USD 9.000/MW-mes, ajustado por un factor según cada tecnología: 60% para baterías (USD 5.400), 100% para híbridos (USD 9.000), 150% para turbinas de gas y motores (USD 13.500) y 200% para ciclos combinados (USD 18.000). Para dimensionar la magnitud del esquema, basta compararlo con la compensación por potencia actual. Según la Resolución 400/2025, el precio base para generación térmica en temporada alta es de 7.549.733 pesos/MW-mes, que al tipo de cambio de hoy (≈1.570 $/USD) equivale a ≈4.809 USD/MW-mes. Es decir, el valor de referencia del SerCA (USD 9.000) es casi el doble (87% mayor) que la compensación actual convertida a dólares. Para turbinas de gas y ciclos combinados, el multiplicador eleva el pago a casi el triple o más. El generador cobra el valor del SerCA según su tecnología, más lo que obtenga por venta de energía en el spot o en contratos bilaterales.

El esquema incorpora incentivos adicionales para las térmicas. Hay un premio por anticipación con factor de 1,2 a 1,3 para las que se habiliten uno o dos años antes del plazo. También un factor estacional que multiplica el pago por 1,25 en los meses críticos (diciembre–febrero y junio–agosto) y por 0,75 en el resto, para premiar la disponibilidad de combustible. A su vez, a las máquinas de alto despacho solo se les reconocería el 50% de las rentas marginales en el spot, con el fin de empujar la contratación bilateral.

El SerCA representa un cambio de paradigma en la remuneración de la capacidad firme en Argentina ya que pasa de un esquema en pesos a un pago en dólares con multiplicadores tecnológicos que, en el valor de referencia, casi duplica lo que hoy se paga por potencia. La licitación está en marcha.

COP31: LA GEOPOLÍTICA DETRÁS DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA

La COP31, que se desarrolla en Antalya, Turquía, vuelve a poner en evidencia que la agenda climática internacional está atravesada por una disputa que excede ampliamente la cuestión ambiental, sino la competencia por el poder económico, los recursos energéticos y el liderazgo tecnológico del siglo XXI.
La ausencia de Trump y de otros mandatarios de las principales economías occidentales expone las dificultades para sostener un consenso global sobre el cambio climático. En un escenario internacional dominado por conflictos militares, tensiones comerciales y disputas estratégicas, la cooperación climática pierde centralidad frente a los intereses nacionales y las prioridades de seguridad.

Pero detrás de las declaraciones ambientales existe una discusión mucho más profunda sobre quién define las reglas de la transición energética, quién financia sus costos y quién se queda con los beneficios económicos de la transformación.

La electrificación, las energías renovables, los minerales críticos, las tecnologías de almacenamiento y las nuevas cadenas de suministro constituyen hoy nuevos espacios de competencia entre EEUU, China y Europa. La transición no elimina la dependencia de los recursos estratégicos, sino que modifica su naturaleza y redistribuye las relaciones de poder. Al mismo tiempo, el petróleo y el gas continúan siendo factores determinantes de la seguridad energética mundial. La inestabilidad internacional, las restricciones comerciales y la necesidad de garantizar el abastecimiento muestran que la sustitución de los combustibles fósiles está lejos de ser un proceso lineal. La discusión sobre su abandono enfrenta los objetivos climáticos con las necesidades económicas y energéticas de cada país.

En este contexto, el financiamiento vuelve a ser uno de los principales puntos de conflicto entre economías desarrolladas y países emergentes. Estos últimos reclaman recursos y transferencia tecnológica para afrontar una transformación que, de otro modo, podría profundizar las asimetrías económicas existentes.
Para Argentina, esta disputa tiene una dimensión estratégica. Vaca Muerta, el gas natural, los proyectos de GNL, las energías renovables y los minerales críticos representan activos relevantes en un mundo que busca diversificar sus fuentes de abastecimiento y reorganizar sus cadenas energéticas. El desafío consiste en transformar esos recursos en inversiones, divisas y desarrollo productivo, sin quedar al margen de las nuevas reglas del comercio y las finanzas internacionales.

La COP31 deja así una pregunta que atraviesa toda la política energética global: ¿la transición será un proceso de cooperación internacional o una nueva competencia entre potencias por el control de los recursos, las tecnologías y los mercados?

NATURGY: DIVIDENDOS MILLONARIOS Y DEUDA CON ENARSA

La reciente decisión de Naturgy BAN de aprobar un adelanto de dividendos en efectivo por $35.900 millones (USD 23,2 millones) pone sobre la mesa una de las tensiones más profundas del sector energético argentino: la transformación de la ganancia empresaria en renta personal de los accionistas, incluso cuando la compañía mantiene obligaciones pendientes con el Estado.

Naturgy acumula aproximadamente $45.000 millones en facturas vencidas por el gas que le compró a Enarsa desde febrero de 2024. El monto que el directorio resolvió repartir equivale al 80% de esa deuda. Es decir, mientras la empresa no regulariza su situación con la compañía estatal, distribuye utilidades entre sus accionistas.

El mecanismo es claro. La empresa obtiene ganancias (en parte, gracias a un esquema tarifario que los usuarios pagan) y en lugar de destinarlas a inversión, capital de trabajo o cancelación de pasivos, las convierte en renta personal de los accionistas mediante dividendos. El grupo español Naturgy controla el 70% de la empresa, el Fondo de Garantía de Sustentabilidad de la ANSES tiene el 26,63% y el resto cotiza en bolsa.
En la misma línea, TGN había distribuido $76.000 millones de una reserva que podía destinarse a capital de trabajo o inversiones. Veintisiete días después presentó el gasoducto Manuel Belgrano, que requiere unos USD 1.500 millones y aún no tiene financiamiento asegurado.

¿Cuánto de la alta rentabilidad del sector energético vuelve a la red en forma de inversión y cuánto se transforma en renta personal de los accionistas? Para los usuarios, que pagan tarifas más altas, el interrogante sigue abierto.

AGENDA REGULATORIA Y NORMATIVA

1. Programación Estacional de Verano del MEM (Resolución 305/2026): Se aprobó el Programación Estacional de Verano del Mercado Eléctrico Mayorista para noviembre de 2026-abril de 2027, estableciendo los precios de referencia de potencia, energía y servicios adicionales, así como los valores correspondientes al transporte eléctrico. También incorpora los costos asociados a los contratos de almacenamiento de AlmaGBA para EDENOR y EDESUR. La medida define parámetros económicos para el funcionamiento del mercado eléctrico durante el período de mayor demanda estacional y refleja la incorporación progresiva de sistemas de almacenamiento como herramienta para administrar la disponibilidad y estabilidad del suministro.

2. Subsidios Energéticos Focalizados (Resolución 304/2026): Se establece los niveles de bonificación del SEF de noviembre de 2026. Para electricidad determina un bloque de consumo base de 200 kWh mensuales para la zona bioambiental denominada Resto, mientras que para gas natural y propano por redes establece una bonificación general del 50%, acompañada de una bonificación adicional extraordinaria del 24,25%. En electricidad también contempla una bonificación extraordinaria del 25% sobre los bloques de consumo subsidiados.

3. Bienes de alta eficiencia energética (Resolución 311/2026): Se aprueba el listado de bienes destinados a optimizar, recuperar o reducir el consumo energético en unidades de producción, en el marco del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI), creado por el Decreto 242/2026. La disposición establece criterios técnicos y documentación necesaria para acreditar que los equipamientos incorporados cumplen las condiciones previstas para acceder a los beneficios del régimen. Su relevancia está en la articulación entre política energética y política industrial, al promover inversiones empresariales destinadas a mejorar la eficiencia de los procesos productivos y reducir los costos energéticos.

CEPA