La adjudicación está prevista para el 21 de abril
Durante casi dos décadas, Enarsa fue el único comprador de GNL para la Argentina.
Compraba caro en el mercado internacional, vendía barato en el mercado interno, y el Tesoro cubría la diferencia. Ese modelo terminó. La Secretaría de Energía licitó la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar para el invierno 2026, y entre las empresas que estudian el pliego está Trafigura. No como dato menor en una lista de interesados, sino con una tesis propia.
Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura Argentina, lo resumió en una frase al hablar en nombre del sector privado en su conjunto: "Pedíamos la pelota durante años. Ahora nos la están dando", dijo en una entrevista con Shale24.
Un negocio de arbitraje estacional
La lógica de Trafigura no es nueva. Es la misma que aplica en docenas de mercados alrededor del mundo: identificar una asimetría estacional, tener acceso al producto en origen y la capacidad logística para moverlo, y cobrar el spread. Argentina ofrece exactamente ese perfil.
El invierno austral —abril a septiembre— coincide con la temporada de menor demanda en Europa, donde la firma tiene contratos de largo plazo de GNL con productores estadounidenses y clientes activos desde que el gas ruso dejó de ser una opción confiable. Un cargamento que no encuentra destino competitivo en Rotterdam puede tener otro valor en Escobar. "Tenemos contratos a largo plazo en Estados Unidos, clientes y operaciones de trading en Europa y en Asia", explicó Zmijak en la entrevista. “Sumar Argentina a esa conexión de trading internacional, con el trading local, a través de Escobar, es un poco lo que hacemos para vivir en otras partes del mundo.”
En ese marco, la administración del riesgo estacional es precisamente lo que el Estado resigna con esta licitación. Enarsa absorbía durante años el costo de cancelar cargamentos en inviernos templados o de comprar en spot tardío cuando el frío llegaba antes de lo esperado. Para un trader global con posición en múltiples mercados, ese riesgo es administrable. Es, de hecho, su negocio central.
Qué tiene Trafigura que otros no
No cualquier empresa puede presentarse. El pliego exige un 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. Trafigura mueve alrededor de 6,7 millones de barriles por día de petróleo y derivados a nivel global. Los requisitos, en ese contexto, no son el obstáculo.
Para Zmijak, el diferencial de Trafigura frente a otros potenciales oferentes —YPF, TotalEnergies o Naturgy, que también analizan el pliego— es la combinación de escala internacional y presencia local consolidada. En 2024 la compañía comercializó 2 millones de metros cúbicos por día de gas natural de base e importó alrededor de 5 millones de metros cúbicos diarios desde Bolivia durante el invierno. "Lo hicimos gracias a nuestra presencia internacional, nuestra administración de riesgos y nuestra capacidad de financiamiento", señaló el ejecutivo.
Sin embargo, el diferencial no es solo de escala. A la posición en el mercado de gas se suma la infraestructura downstream: la refinería de Bahía Blanca —que procesa 40.000 barriles por día bajo la marca Puma— y una red de más de 400 estaciones de servicio le dan a Trafigura una cartera de clientes propios a quienes colocar gas. En el negocio de la comercialización, tener demanda cautiva reduce el riesgo de colocación. "Nuestra cartera en gas natural va desde clientes de 2.000 metros cúbicos por día, que puede ser una GNC chica, hasta generadores de 2 millones de metros cúbicos por día", detalló el ejecutivo en la entrevista.
Los riesgos que el pliego no resuelve
El proceso no está exento de tensiones. El cronograma es ajustado: las ofertas se presentan el 6 de abril, la adjudicación está prevista para el 21 del mismo mes, y los primeros cargamentos deben arribar en mayo. Conseguir un slot de carga con menos de cuatro semanas de anticipación no es imposible en el mercado de GNL, pero es caro y depende de la posición previa del oferente en los hubs de origen.
Hay además un riesgo regulatorio que el pliego deja abierto. El Gobierno aún no definió cómo se trasladará el precio del GNL importado a los cuadros tarifarios de las distribuidoras. Sin un mecanismo claro de pass-through, el adjudicatario queda expuesto a un descalce entre lo que paga en dólares internacionales y lo que cobra en el mercado local. En paralelo, el conflicto en Medio Oriente sumó volatilidad al TTF —la referencia europea del GNL— que llegó a u$s 17 por millón de BTU antes de retroceder hacia la zona de u$s 14-15, valores al cierre de esta nota.
Zmijak no esquivó esa complejidad. "Lo que nos desafía es entender los riesgos y saber evaluarlos", dijo en la entrevista con Shale24. Y agregó, en otro tramo de la conversación: "En el fondo, agregar valor al sistema y a los clientes."
El primer refusal y la apuesta a 2027
Más allá del invierno, el pliego incluye un incentivo de largo plazo: quien se adjudique la licitación obtiene un derecho de preferencia para igualar la mejor oferta en el proceso de 2027. En un mercado que el Gobierno apunta a desregular de forma progresiva, ese first refusal no es un detalle menor. Es la posibilidad de consolidar una posición en la única terminal de regasificación operativa del país antes de que el mercado se abra a nuevos actores o nuevas instalaciones.
Esto se inscribe en una trayectoria más amplia. Trafigura viene construyendo su presencia en Argentina desde la compra de la refinería en 2018 y fue escalando desde la refinación hacia el upstream, el midstream y la comercialización de gas. Escobar sería el siguiente eslabón: la pieza que conecta su plataforma global de GNL con el mercado local, en un país cuya producción de Vaca Muerta cambia estructuralmente el perfil energético pero todavía necesita GNL importado para cubrir los picos invernales.
La pelota, por primera vez, está en juego.