El sobre técnico ya fue abierto. Dos empresas presentaron antecedentes ante la Empresa Argentina de Soluciones Energéticas S.A. (ENARSA) en la licitación creada por la Resolución 33/2026 para transferir al sector privado la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno de 2026.
Es la primera vez desde 2008 que esa operatoria no quedará en manos del Estado. El Gobierno no reveló los nombres en el acto de apertura; Shale24 confirmó que los oferentes son Trafigura y Naturgy.
Lo que quedó en juego el lunes no fue solo una licitación. Fue la definición de qué modelo de negocio privado operará el activo más sensible del invierno energético argentino: la terminal de Escobar, la única instalación de regasificación operativa del país.
Naturgy: la distribuidora que quiere cerrar el circuito
Naturgy es la segunda mayor distribuidora de gas natural por redes del país, con más de 2,5 millones de usuarios en seis provincias. Su subsidiaria Naturgy BAN cubre 30 partidos del norte y oeste del Gran Buenos Aires con 1.677.000 usuarios y 27.689 kilómetros de red. Naturgy NOA opera en Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero. Ambas unidades están en proceso avanzado de prórroga de concesiones hasta 2047.
No es la primera vez que la española suministra GNL a la Argentina. En la licitación que ENARSA realizó en 2021 para cubrir el invierno de ese año, Naturgy obtuvo un cargamento entre los 24 adjudicados. Conoce la operatoria; lo que cambia ahora es el rol: ya no como proveedor puntual de un barco, sino como operador integral de todo el invierno.
La lógica es clara. Quien distribuye gas al usuario final tiene incentivos directos para controlar su costo de suministro en origen. Si Naturgy se convierte en comercializador-agregador, pasaría a gestionar la llegada de buques, la regasificación en Escobar y la inyección al sistema nacional, para luego vender ese gas a sus propias redes —y al mercado— a precio real. La integración vertical aguas abajo cierra un circuito que hoy está partido entre el Estado y el distribuidor.
No es captura de spread. Es control de la cadena de suministro.
Trafigura: el trader que conoce el barco antes que el caño
Trafigura también estuvo en aquella licitación de 2021. También obtuvo un cargamento. Pero su tesis para este proceso es distinta: no viene a cubrir un slot puntual. Viene a hacer de la importación de GNL un negocio propio y permanente.
Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura Argentina, lo resumió en una entrevista con Shale24: "Pedíamos la pelota durante años. Ahora nos la están dando". La frase describe la tesis de un trader que identifica una asimetría estacional, tiene acceso al producto en origen y posee la capacidad logística para moverlo.
El grupo holandés mueve alrededor de 6,7 millones de barriles por día de petróleo y derivados a nivel global. En Argentina construyó una plataforma de downstream a través de Puma Energy: la refinería Ricardo Elicabe en Bahía Blanca —que procesa 40.000 barriles diarios—, más de 400 estaciones de servicio, una terminal fluvial en Campana y otra en Caleta Paula (Santa Cruz). La cartera incluye clientes propios que van desde estaciones de GNC hasta generadores de dos millones de metros cúbicos por día. Tener demanda cautiva reduce el riesgo de colocación del gas regasificado.
No tiene red de distribución de gas por redes. No tiene usuarios residenciales. Su interés es capturar el diferencial entre el precio de compra de GNL en el mercado internacional y el precio de venta en el mercado local, dentro del tope fijado por el marcador europeo TTF más los costos logísticos.
Comprar bien, vender bien, administrar el riesgo de timing. Lo que Trafigura también tiene —y que no se replica fácilmente— es posición previa en los hubs de origen. Conseguir un slot de carga con menos de cuatro semanas de anticipación es posible, pero caro. Para quien ya tiene contratos activos en los principales puntos de suministro global, la prima de urgencia es menor.
El sistema que ambos deberán operar
La Resolución 33/2026 estableció la figura del comercializador-agregador como operador único de la terminal de Escobar. La infraestructura es una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés) de Excelerate Energy, operada bajo contrato con la Unión Transitoria de Empresas integrada por ENARSA e YPF. El gas regasificado ingresa al sistema a través de la Transportadora de Gas del Norte (TGN), con punto de entrega en Los Cardales, Buenos Aires.
El adjudicatario no solo opera la terminal: paga por usarla. El pliego establece una prima de u$s 98,5 millones a abonar a los titulares de la capacidad —ENARSA e YPF— por el acceso a la infraestructura durante el período invernal. Ese canon, que antes era invisible porque el Estado lo absorbía en su propio balance, queda expuesto como costo real en la oferta de cada privado. El umbral de entrada es alto: patrimonio neto superior a u$s 125 millones y experiencia en comercialización de gas o derivados por más de u$s 800 millones en los últimos cinco años.
El adjudicatario recibirá exclusividad sobre la capacidad de la FSRU entre el 1° de abril y el 30 de septiembre, con contrato anual y derecho de preferencia en la licitación invernal 2027. Ganará quien ofrezca el menor adicional sobre el TTF. El arranque tiene un mecanismo de transición: ENARSA comprará el primer cargamento para llenar la FSRU, actualmente vacía desde que se agotó el GNL de la temporada anterior, mientras el privado organiza su logística. A partir del segundo buque, la operación queda en manos privadas. Si las ofertas económicas no resultan convenientes, la Secretaría puede declarar la licitación desierta y ordenar a ENARSA que retome las compras directas.
El precio del riesgo
Lo que este proceso inaugura —y que nunca había sido visible en 18 años de importación estatal— es el costo de absorber la volatilidad del mercado. Hasta 2025, ENARSA compraba GNL a 15-17 dólares por millón de BTU y lo revendía en el mercado interno al equivalente del Plan Gas, con el Tesoro cubriendo la diferencia. Ese subsidio implícito desaparece. El privado asume la posición de mercado, el riesgo de precio y el riesgo logístico.
El contexto en el que deben cotizar no ayuda. Los ataques iraníes sobre las instalaciones de QatarEnergy en Ras Laffan, en dos oleadas el 2 y el 18 de marzo, retiraron cerca del 19% de la oferta global de GNL y dispararon el TTF más de un 40% por encima de los niveles previos al conflicto. Quien gane la licitación deberá gestionar ese entorno, no como comprador puntual de un cargamento, sino como el único importador del invierno argentino.
Y ese costo llega al usuario. Desde que el Gobierno excluyó el GNL importado de la base del Subsidio de Estabilización de Facturas, el precio de cada cargamento se traslada íntegramente al mercado, sin amortiguación.
El 21 de abril no define solo el precio del gas de este invierno. Define qué tipo de operador privado se instala en el hub de entrada al sistema nacional. Los criterios son puramente económicos —menor adicional sobre el TTF—, lo que en teoría favorece al operador con mejores condiciones de acceso al mercado spot internacional. Trafigura tiene esa ventaja estructural. Naturgy tiene la base de clientes que necesita el gas.
Son dos lógicas incompatibles sobre el mismo activo. Una de las dos va a tener que operar para la otra.