Vitol, Trafigura y BP, los oferentes
ENARSA adjudicará en las próximas horas nueve cargamentos de gas natural licuado para junio destinados a la terminal Escobar, en un proceso que recibió ofertas únicamente de Vitol, Trafigura y BP.
Según pudo saber Shale24, es la convocatoria con menor concurrencia para una licitación invernal en al menos un año y se cierra en paralelo con un proceso de venta de capacidad de regasificación que la estatal logró colocar íntegramente en demanda privada.
La demanda privada se acomodó al esquema
Las distribuidoras de gas, los generadores eléctricos, los grandes usuarios industriales y los comercializadores absorbieron los 17 millones de metros cúbicos por día de capacidad operativa que ofrece el FSRU Expedient de Excelerate Energy.
Entre los generadores ofertaron Pampa Energía por sus centrales Genelba y Ensenada Barragán, YPF Luz por sus instalaciones de Ezeiza y Tucumán, Central Puerto y Genneia. En el segmento industrial figuraron la refinería de YPF, Aluar, Ternium y otros usuarios de procesos intensivos en gas.
Es la primera vez que el bloque privado cubre la totalidad de la capacidad disponible en la regasificación invernal. En el esquema vigente desde 2008, CAMMESA opera como compradora de última instancia cuando la demanda privada no alcanza a evacuar el gas regasificado. En esta ronda no fue necesario que el operador del despacho mayorista interviniera para garantizar la colocación.
La adjudicación de la capacidad de regasificación recogería una prima cercana a u$s 5 por millón de BTU sobre el indicador internacional, según el rango que manejan operadores del sector. ENARSA había dejado desierta una ronda previa a un nivel inferior, que la Secretaría de Energía no consideró justificable.
La caída de oferentes
El 15 de abril, ENARSA había recibido seis ofertas por el primer cargamento spot del año, que terminó adjudicado a Naturgy Aprovisionamientos con una prima inferior a u$s 0,50 por millón de BTU sobre el TTF.
Naturgy no se presentó esta vez. Tampoco lo hicieron TotalEnergies, Gunvor, Glencore ni PetroChina, todos oferentes habituales en licitaciones anteriores.
En la primera licitación de 2025, siete firmas habían pujado por los seis cargamentos invernales: TotalEnergies, BP, PetroChina, Glencore, Petrobras, Trafigura y Vitol. La compulsa del 25 de marzo de ese año se cerró con BP como adjudicatario único a una prima de cuatro centavos sobre el TTF, según los datos publicados por ENARSA al cierre del proceso. El recorrido desde aquel piso hasta la compulsa actual mide la velocidad con la que se tensó el mercado spot del Atlántico Sur.
La explicación a este fenómeno se entiende fácil. La estructura del mercado mantiene primas comprimidas para destinos fuera de Europa mientras Qatar no recupere plena capacidad por la afectación parcial del complejo de Ras Laffan, una condición que la consultora Rystad Energy proyectó en un horizonte de tres a cinco años.
Esa dinámica favorece a los buques disponibles que busquen colocación rápida, pero el plazo ajustado de junio reduce el margen de competencia entre traders y endurece la pulseada local por cada cargamento.
El precio que viene
Operadores consultados estiman que las primas de la adjudicación se ubicarán entre u$s1,50 y u$s2 por millón de BTU sobre el TTF, es decir, de tres a cuatro veces el nivel que convalidó ENARSA en abril por el cargo de Naturgy.
Cada cargamento equivale a 2,1 TBtu, lo que implica que un dólar adicional por MMBTU se traduce en u$s 2,1 millones por buque. Para los nueve cargamentos de junio, el diferencial respecto del nivel de abril implicaría un sobrecosto agregado del orden de u$s19 a u$s 28 millones, antes de regasificación, logística y componentes impositivos.
El TTF cerró el 13 de mayo en torno a u$s 14,7 por millón de BTU, en línea con la curva que se mantiene desde fin de abril. La referencia europea convive con picos recientes superiores a u$s 22 registrados durante la fase más aguda del cierre intermitente del Estrecho de Ormuz. Antes de la escalada en Medio Oriente, a fines de febrero, el indicador cotizaba a u$s 11.
Lo que sigue para junio
ENARSA prevé importar este invierno entre 20 y 23 cargamentos contra los 27 que adjudicó en 2025 por un total cercano a u$s 698 millones, según los datos de la propia estatal al cierre del año pasado. La menor cantidad refleja la expansión del gasoducto Perito Moreno que ejecuta Transportadora de Gas del Sur (TGS), que suma capacidad estructural para evacuar gas de Vaca Muerta y reduce la dependencia invernal del GNL importado. Las estimaciones del sector ubican el costo total del invierno 2026 por encima de los u$s 1.300 millones, casi el doble que el año anterior.
Una vez adjudicados los nueve cargamentos de junio, ENARSA avanzará con nuevas licitaciones para cubrir julio y agosto, los meses de mayor exigencia para el sistema gasífero por las bajas temperaturas. La definición del costo final del invierno dependerá del comportamiento del TTF y de si el cierre intermitente del Estrecho de Ormuz se prolonga o se distiende. La decisión previa del gobierno de excluir al GNL importado del esquema general de subsidios traslada cada dólar adicional directamente a la tarifa final.