{"id":157711,"date":"2026-05-01T21:03:27","date_gmt":"2026-05-02T00:03:27","guid":{"rendered":"https:\/\/infoecos.com.ar\/?p=157711"},"modified":"2026-05-01T21:03:27","modified_gmt":"2026-05-02T00:03:27","slug":"analisis-cepa-en-energia-tambien-te-salva-el-estadono-el-mercado","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/infoecos.com.ar\/index.php\/analisis-cepa-en-energia-tambien-te-salva-el-estadono-el-mercado\/","title":{"rendered":"An\u00e1lisis CEPA: En energ\u00eda tambi\u00e9n te salva el Estado\u2026no el mercado"},"content":{"rendered":"\n

Nota del Centro de Econom\u00eda Pol\u00edtica Argentina <\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

El Gobierno decidi\u00f3 poner un freno a una de sus reformas m\u00e1s emblem\u00e1ticas en el sector energ\u00e9tico al dar marcha atr\u00e1s con la contrataci\u00f3n de un agregador comercial privado para la importaci\u00f3n de GNL. A pesar de que la apertura del mercado era una prioridad de gesti\u00f3n, la Secretar\u00eda de Energ\u00eda resolvi\u00f3 que ENARSA continuar\u00e1 al frente de la operaci\u00f3n este invierno. De esta manera, la empresa estatal se mantiene como el \u00abproveedor de \u00faltima instancia\u00bb para garantizar el suministro durante los picos de demanda.<\/p>\n\n\n\n

Aunque la narrativa oficial justifica este \u00abvolantazo\u00bb por la volatilidad que la guerra en Medio Oriente imprimi\u00f3 a los precios internacionales, los motivos de fondo son internos. Fue el Ministerio de Econom\u00eda el encargado de bloquear la iniciativa, priorizando la lucha contra la inflaci\u00f3n. El Palacio de Hacienda no est\u00e1 dispuesto a convalidar que el costo del GNL importado se traslade \u00edntegramente a las tarifas en este contexto econ\u00f3mico sensible.<\/p>\n\n\n\n

La decisi\u00f3n dej\u00f3 truncada una licitaci\u00f3n que ya se encontraba en su etapa final, reducida a un duelo de ofertas entre Naturgy y Trafigura. Naturgy se perfilaba como la ganadora tras presentar una prima de US$ 4,50 por mill\u00f3n de BTU, superando por poco los US$ 4,57 de su competidor. Sin embargo, la comunicaci\u00f3n oficial de esta semana cancel\u00f3 el proceso, dejando la estrategia de privatizaci\u00f3n como una promesa pendiente para el futuro, bajo el argumento de no sumar costos adicionales al sistema.<\/p>\n\n\n\n

Hacia adelante, el panorama operativo queda bajo el mando de ENARSA, que ya tiene prevista la compra de entre 10 y 12 barcos para cubrir los meses de junio y julio (con un total aproximado de 20 buques). No obstante, la par\u00e1lisis de la reforma genera un efecto colateral preocupante: las distribuidoras locales siguen operando a ciegas, sin saber a qu\u00e9 precio podr\u00e1n comprar el gas necesario para enfrentar el invierno. As\u00ed, mientras el Gobierno prioriza la estabilidad de precios, la resoluci\u00f3n del d\u00e9ficit de cobertura estacional sigue siendo una inc\u00f3gnita.<\/p>\n\n\n\n

PRESI\u00d3N SOBRE LAS TARIFAS DE GAS<\/h3>\n\n\n\n

Las distribuidoras y productoras negocian contratos para el pico de consumo invernal a precios que podr\u00edan superar los US$ 10 por mill\u00f3n de BTU. La tarifa actual apenas reconoce US$ 3,80. La brecha es enorme.
El Gobierno, obsesionado con desacelerar la inflaci\u00f3n (3,4% en marzo), no garantiza el traslado de ese costo a las boletas. En Econom\u00eda eval\u00faan autorizar un precio intermedio de US$ 5-6 y diferir el resto mediante un mecanismo contable llamado DDA’s.<\/p>\n\n\n\n

Las distribuidoras se niegan a firmar. Su argumento es simple: las Diferencias Diarias Acumuladas no funcionaron en los \u00faltimos 20 a\u00f1os. Asumir ese costo financiero sin garant\u00edas de recupero, dicen, es inviable.<\/p>\n\n\n\n

En juego hay unos 10 millones de m\u00b3 diarios (10% del pico invernal). La diferencia no reconocida rondar\u00eda los US$ 62 millones en toda la temporada. El plazo para presentar los contratos ante el Enargas vence el 30 de abril. Sin definici\u00f3n oficial, nadie quiere dar el primer paso.<\/p>\n\n\n\n

PRIMER FRIO Y CORTE DEL GNC<\/h3>\n\n\n\n

El adelantamiento de las bajas temperaturas ha puesto en evidencia la vulnerabilidad del sistema gas\u00edfero argentino, forzando a las distribuidoras a interrumpir el suministro de GNC en estaciones de servicio de Buenos Aires, Tucum\u00e1n y Cuyo. La medida afecta exclusivamente a los usuarios con contratos interrumpibles, un esquema de despacho que permite al sistema realizar un \u00abshaving\u00bb de la demanda industrial y vehicular para salvaguardar el umbral de presi\u00f3n en los gasoductos troncales y priorizar el consumo residencial cuya demanda es inel\u00e1stica y prioritaria por marcos regulatorios de emergencia.
Desde una perspectiva t\u00e9cnica, la ca\u00edda de presi\u00f3n en los nodos de entrega oblig\u00f3 a operadoras como Naturgy y Metrogas a emitir despachos de restricci\u00f3n. El sistema opera hoy bajo una tensi\u00f3n log\u00edstica cr\u00edtica: con el Gasoducto N\u00e9stor Kirchner operando al l\u00edmite de su capacidad actual y las obras de reversi\u00f3n del Norte a\u00fan en proceso de completamiento, la flexibilidad del sistema para absorber picos de demanda t\u00e9rmica es m\u00ednima. La falta de pulm\u00f3n operativo transforma cualquier anomal\u00eda clim\u00e1tica en una crisis de abastecimiento.<\/p>\n\n\n\n

Estos cortes exponen la contradicci\u00f3n entre la ret\u00f3rica de la desregulaci\u00f3n y la realidad de una infraestructura que sigue dependiendo de la planificaci\u00f3n estatal centralizada. La par\u00e1lisis de las obras complementarias y la incertidumbre sobre el precio del gas de cobertura dejan al Gobierno en una posici\u00f3n reactiva, donde la gesti\u00f3n de la escasez vuelve a ser la norma frente a la falta de un horizonte de precios claro que incentive el almacenamiento y el transporte.<\/p>\n\n\n\n

CITELEC<\/h3>\n\n\n\n

El mapa del sector el\u00e9ctrico argentino acaba de redibujarse con la victoria del consorcio Edison Energ\u00eda-Genneia en la licitaci\u00f3n por la participaci\u00f3n estatal en Citelec. Con una oferta de US$ 356 millones, el grupo liderado por los hermanos Neuss, Jorge Brito (Banco Macro) y el fondo Inverlat desplaz\u00f3 de la contienda a jugadores de peso como Central Puerto (US$ 301 millones) y Edenor (US$ 230 millones). Para el Ministerio de Econom\u00eda, el resultado representa un \u00e9xito fiscal indiscutible dado que el monto final pr\u00e1cticamente duplica el precio base de US$ 206 millones, otorgando un alivio de caja inmediato mediante la desinversi\u00f3n de un activo estrat\u00e9gico de Enarsa.<\/p>\n\n\n\n

La adjudicaci\u00f3n consolida el surgimiento de un nuevo \u00abcampe\u00f3n nacional\u00bb en el sector energ\u00e9tico. En apenas dos a\u00f1os, este pool de inversores ha consolidado un portfolio transversal que integra distribuci\u00f3n (EDET, Ejesa), generaci\u00f3n renovable (Genneia) e hidr\u00e1ulica (Alicur\u00e1, Cerros Colorados), y ahora el control (junto a Pampa Energ\u00eda) de la columna vertebral del sistema. Esta expansi\u00f3n ocurre bajo una ret\u00f3rica oficial de privatizaciones aceleradas, donde el grupo ganador ha demostrado una capacidad de fuego financiero y una alineaci\u00f3n estrat\u00e9gica con el nuevo esquema de mercado que el Gobierno busca implantar.
Sin embargo, el desaf\u00edo t\u00e9cnico que asume el nuevo operador es cr\u00edtico. Transener gestiona el 85% de las l\u00edneas de extra alta tensi\u00f3n en un escenario de saturaci\u00f3n estructural: mientras la demanda el\u00e9ctrica escal\u00f3 un 117% en las \u00faltimas dos d\u00e9cadas, la red de transporte se expandi\u00f3 apenas un 54%. <\/p>\n\n\n\n

M\u00c1S PRIVATIZACIONES PARA ENARSA<\/h3>\n\n\n\n

Tras la venta de Transener, el Ministerio de Econom\u00eda ha puesto en marcha el proceso para transferir al sector privado dos de los activos m\u00e1s estrat\u00e9gicos del parque generador nacional: las centrales t\u00e9rmicas General San Mart\u00edn (Timb\u00faes, Santa Fe) y Manuel Belgrano (Campana, Buenos Aires). La decisi\u00f3n busca desmantelar la estructura de gesti\u00f3n estatal sobre estas plantas, cuya administraci\u00f3n ha estado bajo la \u00f3rbita del Estado desde su construcci\u00f3n hace m\u00e1s de quince a\u00f1os. <\/p>\n\n\n\n

La privatizaci\u00f3n de estas centrales representa un cambio de paradigma en el control del suministro el\u00e9ctrico del AMBA y el Litoral. Para el equipo econ\u00f3mico, la permanencia del Estado en la operaci\u00f3n de estas m\u00e1quinas ya no tiene justificaci\u00f3n t\u00e9cnica ni financiera, y su venta se percibe como una herramienta clave para sanear los balances de Cammesa y reducir la exposici\u00f3n fiscal en el sector. La movida posiciona nuevamente a los grandes jugadores del mercado local (como Pampa Energ\u00eda y Central Puerto) en una carrera por consolidar el dominio sobre la generaci\u00f3n de base, en un escenario donde el Gobierno busca que el sector privado asuma plenamente los riesgos de inversi\u00f3n y mantenimiento.<\/p>\n\n\n\n

Las centrales San Mart\u00edn y Belgrano son pilares fundamentales para la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexi\u00f3n (SADI), aportando aproximadamente 1.600 MW mediante tecnolog\u00eda de ciclo combinado de alta eficiencia. Su ubicaci\u00f3n es estrat\u00e9gica, se encuentran en los centros de mayor consumo y cuentan con acceso directo a la infraestructura troncal de gasoductos. <\/p>\n\n\n\n

EMIRATOS \u00c1RABES ABANDONA LA OPEP<\/h3>\n\n\n\n

La salida de los Emiratos \u00c1rabes Unidos (EAU) de la OPEP marca un punto de inflexi\u00f3n geopol\u00edtico que trasciende la mera pol\u00edtica de cuotas de producci\u00f3n. Tras d\u00e9cadas de ser el aliado estrat\u00e9gico de Arabia Saudita, Abu Dabi ha decidido priorizar su propia agenda de expansi\u00f3n nacional, el plan de inversiones de la estatal Adnoc (socia de YPF en el proyecto de GNL a trav\u00e9s de XRG) para alcanzar una capacidad de 5 millones de barriles diarios hacia 2027. Esta ruptura es una declaraci\u00f3n de independencia frente a la hegemon\u00eda de Riad, que ha utilizado a la OPEP+ como una herramienta de pol\u00edtica exterior que ya no sirve a los intereses de los productores con menores costos de extracci\u00f3n y mayor ambici\u00f3n de crecimiento.
Al salir de la organizaci\u00f3n, los Emiratos se liberan de las restricciones de producci\u00f3n impuestas por las cuotas, permiti\u00e9ndoles inundar el mercado para capturar cuota de participaci\u00f3n y maximizar ingresos antes de que la demanda global alcance su pico. Esta \u00abjugada de realismo pol\u00edtico\u00bb debilita severamente la capacidad de la OPEP para influir en los precios internacionales y la deja en una posici\u00f3n de extrema fragilidad.<\/p>\n\n\n\n

Esta fractura interna en el Consejo de Cooperaci\u00f3n del Golfo (CCG) tiene implicancias directas sobre la volatilidad del crudo a corto y mediano plazo. La salida de un productor con capacidad excedente tan significativa como la de EAU sugiere que el mercado podr\u00eda entrar en una fase de competencia de precios m\u00e1s agresiva. Para los pa\u00edses importadores y para la lucha global contra la inflaci\u00f3n, la ruptura del cartel es una noticia bajista para el precio del barril, sin embargo, para la estabilidad geopol\u00edtica de Medio Oriente representa el fin del frente unido \u00e1rabe en materia energ\u00e9tica, inaugurando una era de \u00abcada naci\u00f3n por su cuenta\u00bb en la que Abu Dabi busca posicionarse como el hub energ\u00e9tico y financiero m\u00e1s pragm\u00e1tico de la regi\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n

AGENDA REGULATORIA Y NORMATIVA<\/h3>\n\n\n\n

1. Zona Fr\u00eda (Decreto 266\/2026): Se transfiere al Ministerio de Econom\u00eda la potestad de ajustar (subir o bajar hasta 50%) el recargo al gas natural que financia los subsidios a las tarifas residenciales con el objetivo de agilizar la gesti\u00f3n del subsidio sin necesidad de un decreto presidencial cada vez.
Es un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). Ese recargo alimenta el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (el dinero que se usa para bajar el precio de las facturas de gas de los hogares).<\/p>\n\n\n\n

El gobierno podr\u00e1 tocar el precio del gas m\u00e1s r\u00e1pido en su factura (a trav\u00e9s de este recargo) pero la mayor flexibilidad implica control legislativo sobre una tasa que impacta en las facturas.<\/p>\n\n\n\n

2. Nuevo esquema de subsidios a las garrafas (Disposici\u00f3n 1\/2026 de la Subsecretar\u00eda de Eficiencia e Informaci\u00f3n Energ\u00e9tica): El Estado reemplaza el subsidio a garrafas por un sistema de reintegro bancarizado, m\u00e1s controlado y focalizado seg\u00fan los ingresos del hogar. El usuario paga primero y despu\u00e9s recibe el dinero en su billetera digital o cuenta bancaria.<\/p>\n\n\n\n

    \n
  • Beneficiarios: Usuarios de garrafas de 10 kg inscriptos en el ReSEF (nuevo registro de subsidios)<\/li>\n\n\n\n
  • Cantidad de garrafas: \u00a0en Invierno (1\/4 al 30\/9) 2 garrafas por mes y Resto del a\u00f1o, 1 garrafa por mes<\/li>\n\n\n\n
  • Monto el reintegro: $9.593 por garrafa (actualizable peri\u00f3dicamente seg\u00fan precio del butano)<\/li>\n\n\n\n
  • Forma de cobro: Reintegro en billetera digital interoperable o cuenta del Banco Naci\u00f3n<\/li>\n\n\n\n
  • Antes: Descuento directo al comprar, descuento directo al comprar y sin cruce de ingresos<\/li>\n\n\n\n
  • Ahora: Reintegro despu\u00e9s de pagar, billetera digital o Banco Naci\u00f3n y ANSES verifica ingresos de todo el hogar<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n

    3. Nuevas reglas del Mercado El\u00e9ctrico Mayorista (Resoluci\u00f3n 99\/2026): Ante la imposibilidad de predecir o controlar el precio y la disponibilidad de combustibles (por factores externos, no locales), la Secretar\u00eda de Energ\u00eda decide (1) Permitir a los generadores t\u00e9rmicos recuperar costos de combustibles superiores a los precios de referencia cuando ocurran \u00abcircunstancias extraordinarias\u00bb (guerras, crisis log\u00edsticas, tensiones geopol\u00edticas, etc.) y (2) Eliminar la penalizaci\u00f3n \u00abDeliver or Pay\u00bb (DOP) que obligaba a los generadores a pagar una multa si declaraban disponer de cierto combustible (ejemplo gas) pero luego no pod\u00edan usarlo por problemas de abastecimiento.<\/p>\n\n\n\n

    Implicancias: (a) Para generadores menor riesgo financiero porque pueden recuperar costos reales en crisis y ya no pagan multas por falta de combustible, (b) \u00b4para el sistema el\u00e9ctrico una mayor seguridad de suministro (evita que generadores paren por costos), (c) para usuarios un riesgo de que los costos extraordinarios se trasladen a las tarifas el\u00e9ctricas, y (d) para la eficiencia del mercado, se debilita el incentivo a declarar combustibles de forma realista (ya que no hay multa por fallar).<\/p>\n\n\n\n

    La norma prioriza \u00abque no falte luz\u00bb por sobre \u00abque la luz sea m\u00e1s barata\u00bb en un contexto de crisis de combustibles. Protege a los generadores de shocks externos, pero reduce la eficiencia del mercado y puede aumentar los costos el\u00e9ctricos.<\/p>\n\n\n\n

    Colof\u00f3n: Entre privatizaciones aceleradas y par\u00e1lisis de obras clave, el sistema energ\u00e9tico enfrenta el invierno al l\u00edmite de su capacidad, operando bajo una gesti\u00f3n de la escasez que prioriza el control de precios sobre la eficiencia del mercado.<\/em><\/p>\n\n\n\n

    \"\"<\/figure>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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