Se conocieron en las últimas horas los sobres económicos para la importación de Gas Natural Licuado (GNL) que abastecerá el consumo invernal. El dato es contundente: traer 20 buques implicará un desembolso total de 1.210 millones de dólares.
De ese monto, 990 millones corresponden al gas, valuado a precios internacionales (TTF) de 22 dólares por MMBTU, y otros 220,9 millones a comisiones de comercialización, un fee que eleva aún más el costo final.
La cifra adquiere otra dimensión cuando se la compara con alternativas locales. Si ese volumen se hubiera cubierto con producción del Plan Gas —que en la gestión anterior rondaba los 3,55 dólares por MMBTU—, el sobrecosto asciende a más de 1.000 millones de dólares.
En otras palabras: una sola operación equivale a lo que hubiera costado, casi en su totalidad, completar dos obras estratégicas para sustituir importaciones —el Gasoducto Perito Moreno (etapa 2) y la reversión del Gasoducto Norte—, cuya inversión total estimada era de 1.410 millones de dólares.
La ecuación es tan técnica como política: no haber terminado la infraestructura hoy se traduce en pagar mucho más por lo mismo.
Bolivia otra vez en escena
La escena se repite, como un eco de otros inviernos. Con la caída de temperaturas, Argentina volvió a importar gas desde Bolivia: 1,5 millones de metros cúbicos diarios para sostener la generación eléctrica en el norte del país.
El motivo es concreto: la reversión del Gasoducto Norte sigue inconclusa. Cuatro plantas compresoras —dos en Córdoba, una en Santiago del Estero y otra en Salta— permanecen a medio hacer, con avances desparejos y obras paralizadas desde fines de 2025 tras el abandono de la constructora Esuco por falta de pagos.
La paradoja no tarda en aparecer: mientras se importa gas, el país exporta 150 mil m³ diarios a Bolivia, que luego terminan en Brasil.
Electricidad cara con gas propio
El sistema eléctrico también dejó una postal elocuente. Durante una ola de calor reciente, Argentina debió importar energía desde Uruguay: 830 MW durante tres horas para evitar un colapso.
Lo llamativo no es solo la importación, sino su costo: entre 150 y 200 dólares por MWh, casi el doble del precio local. Y más aún: esa electricidad se genera en Uruguay con gas argentino proveniente de Vaca Muerta, exportado a unos 3,5 dólares por MMBTU.
La síntesis, repetida en voz baja en el sector, suena a ironía amarga: se vende gas barato para comprar energía cara.
Dioxitek, RIGI y el regreso del debate
En paralelo, el Gobierno recibió una propuesta de inversión por más de 230 millones de dólares para reactivar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa, paralizada desde 2014.
El proyecto, impulsado por la firma estadounidense Nano Energy, busca ingresar bajo el paraguas del RIGI (Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones) y contempla no solo abastecer a centrales nucleares locales, sino también exportar.
El esquema prevé que la empresa estatal conserve la propiedad de los activos, pero ceda su operación a una nueva sociedad. Un formato que reabre un viejo debate: ¿asociación estratégica o privatización indirecta?
Transener en la mira
Otro movimiento clave se da en el corazón del sistema eléctrico. Varias empresas —entre ellas Edison, Genneia, Central Puerto y Edenor— manifestaron interés en adquirir la participación de ENARSA en CITELEC, la holding que controla más del 50% de Transener, responsable del transporte del 85% de la electricidad del país.
La compañía, con más de 12.400 kilómetros de líneas de alta tensión, presenta números atractivos: utilidades anuales cercanas a los 200 millones de dólares y una valuación de mercado de unos 1.100 millones.
El precio base para la operación: 206 millones de dólares.
Un nuevo modelo para la infraestructura
En este contexto, el Gobierno avanza con un cambio de paradigma. La Resolución 83/2026 habilita un esquema donde el sector privado podrá diseñar, financiar, construir y operar obras eléctricas bajo el modelo de concesión.
El plazo puede extenderse hasta 30 años, con recuperación de la inversión vía tarifas. Al finalizar, la infraestructura vuelve al Estado.
El modelo busca resolver un problema estructural: la falta de expansión de la red. Pero también abre interrogantes sobre el rol del Estado y la lógica de rentabilidad en servicios esenciales.
Entre la urgencia y la estrategia
El mapa energético argentino se mueve entre urgencias —importar para no faltar— y definiciones de largo plazo. A eso se suman iniciativas como el RIMI para medianas inversiones, proyectos de ley para energías renovables y cambios en la gestión de grandes obras hidroeléctricas.
Sin embargo, la escena actual deja una imagen persistente: barcos cargados de gas llegando al puerto, mientras gasoductos inconclusos esperan.
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