El conflicto internacional encareció el GNL hasta 30% y obligó a reforzar el rol estatal en la importación. En Argentina, el impacto es acotado pero redefine costos, abastecimiento y el peso creciente del gas de Vaca Muerta.
El escenario energético global cambió de forma significativa a partir de la escalada del conflicto en Medio Oriente, con efectos directos sobre el mercado del gas natural licuado (GNL) y la planificación del abastecimiento en Argentina. Un informe del director de Economía y Energía, Nicolás Arceo, describe un cuadro de situación donde la volatilidad internacional obliga a recalibrar decisiones clave del sistema energético local.
En el nuevo contexto, el Gobierno nacional decidió suspender el proceso de privatización de la comercialización de GNL y mantener la operación bajo control de Enarsa. La decisión implica dejar sin efecto la adjudicación a Naturgy, que había ofrecido una prima de 4,5 US$/MMBTU para la gestión del negocio. Ese esquema incluía la absorción del costo de regasificación, riesgos de pago local y exposición a la volatilidad internacional, en un escenario de fuerte presión sobre el índice TTF.
La guerra reconfiguró los precios globales: el TTF alcanzó picos de 17,9 US$/MMBTU en abril y la prolongación del conflicto ya encarece cerca de un 30% las importaciones de GNL y gasoil previstas para el pico invernal de 2026. Sin embargo, el traslado a precios locales sería parcial, dado que el combustible importado representa una porción limitada del total de la oferta energética del país.
En términos de abastecimiento, el sistema argentino importa en promedio 3,6 MMm3/d de GNL, destinado mayoritariamente a generación eléctrica en usinas térmicas (2,4 MMm3/d) y a demanda prioritaria (1,2 MMm3/d).
A esto se suma la planificación del transporte de gas, donde la capacidad en firme asignada a distribuidoras —94,9 MMm3/d— supera la demanda efectiva, lo que abre interrogantes sobre la distribución del gas importado y la absorción de costos en el próximo invierno.
El informe también destaca un cambio estructural dentro de la oferta local: el crecimiento del shale gas asociado al petróleo. En 2025, este segmento aumentó 7 MMm3/d y elevó su participación al 31% del total de gas no convencional. La tendencia se profundiza en 2026, con más pozos conectados tanto en áreas de gas asociado como en proyectos de gas seco, lo que refuerza el rol de Vaca Muerta como amortiguador del impacto externo.
En ese sentido, el dinamismo de la cuenca neuquina aparece como un factor clave para contener la presión de los precios internacionales. Aun con un incremento estimado del costo de abastecimiento invernal hasta 5,3 U$S/MMBTU y una suba en el costo de generación eléctrica a 101 U$S/MWh, el sistema mantiene cierta estabilidad gracias a la creciente producción local.
El cuadro que describe Arceo sintetiza un nuevo equilibrio: mayor intervención estatal en el corto plazo, precios internacionales más volátiles y un peso creciente del gas no convencional argentino como herramienta de seguridad energética frente a la incertidumbre global.
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