El aumento de 16% que tuvo el tipo de cambio desde el cambio de régimen fue contenido en las tarifas de gas con más subsidios del Estado. Aunque en invierno el costo del gas suele aumentar por el mayor consumo residencial, la Secretaría de Energía decidió aplicar una baja en junio y julio para amortiguar el efecto de la devaluación sobre las facturas.
Como ocurre con todos los servicios energéticos, la cadena de provisión de gas está dolarizada, y el tipo de cambio de referencia se calcula con el promedio de la cotización del dólar vendedor del Banco Nación durante los primeros 15 días de cada mes.
Entre octubre de 2024 y mayo pasado, los usuarios residenciales de ingresos altos (N1) pagaron un precio promedio de US$3,13 por millón de BTU (unidad térmica británica usada en el sector). Ese valor ya estaba subsidiado, ya que representa un 30% menos que el costo promedio del gas nacional, estimado en US$4,49 por millón de BTU. Es decir, los usuarios N1 abonaron solo el 70% del costo real de producción.
Además, quienes pertenecen a los segmentos de ingresos bajos (N2) y medios (N3) reciben un descuento adicional sobre ese precio de referencia: los N2 pagan el 35% (US$1,10), y los N3, el 50% (US$1,57).
Sin embargo, a partir de junio, cuando empezó a sentirse el efecto de la devaluación, el precio de referencia del gas se redujo a US$3,07, y volvió a bajar en julio, a US$3,04. Así, el valor final que pagan los usuarios N2 este mes es de US$1,06, y los N3, US$1,52.
La diferencia entre lo que paga la demanda y el costo real lo cubre el Estado a través de subsidios. Cada vez que la Secretaría de Energía decide reducir el precio de referencia, aumenta el esfuerzo fiscal para sostener la producción.
Este comportamiento rompe con la lógica habitual del invierno, cuando el costo del gas tiende a subir para incentivar mayor oferta y asegurar el abastecimiento durante los picos de consumo.
¿Por qué el Gobierno eligió este camino? Hasta abril, cuando aún regía una política de devaluación controlada al 1% mensual, el tipo de cambio promedio para calcular las tarifas fue de $1066. Pero en mayo subió a $1101 (3,3%), en junio a $1144 (3,9%) y en julio a $1185 (3,6%).
Con solo tres días hábiles por delante para cerrar la primera quincena de julio, el tipo de cambio promedio que se usaría para calcular las tarifas de agosto podría ser de $1230, lo que implicaría un nuevo ajuste del 3,8%.
Para contener este nuevo impacto, el Gobierno podría volver a bajar el precio del gas que pagan los usuarios. Pero eso significaría, por tercer mes consecutivo, incrementar la masa de subsidios destinada a cubrir la brecha entre tarifa y costo.
Todo esto ocurre, además, en medio de una ola polar que presiona todavía más sobre las cuentas públicas: no solo se encareció el gas, sino también la generación eléctrica, ya que se debió reemplazar parte del abastecimiento de las centrales térmicas con combustibles líquidos, como gasoil y fueloil.
Aun con estas tensiones, en los primeros cinco meses del año los subsidios al sector energético se redujeron un 65,4% en términos reales respecto del mismo período de 2024. Esta caída responde, en parte, a la baja base de comparación —ya que el Gobierno recién ajustó las tarifas en abril del año pasado— y también a la sustitución de importaciones mediante mayor producción local.
Gracias a estos factores, sumados a la apreciación cambiaria, las transferencias del Tesoro al sector energético se redujeron en US$1716 millones entre enero y mayo de este año frente al mismo lapso de 2024. En total, el gasto en subsidios energéticos fue de US$994 millones, frente a los US$2710 millones del año anterior.
En dos semanas podría ingresar un nuevo frente polar al país, según los pronósticos meteorológicos. El sector gasífero ya está en alerta: no quiere volver a enfrentar una crisis de abastecimiento como la que ocurrió durante la última ola polar.
¿Qué pasó entonces? Dos factores clave se combinaron. Primero, un pico en el consumo residencial que llevó la demanda de 85 millones al récord de más de 100 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) en pocas horas. Al mismo tiempo, bajó la producción local debido a las condiciones climáticas extremas, que afectaron el funcionamiento de los yacimientos en Vaca Muerta. Las áreas La Calera, operada por Pluspetrol, y Aguada Pichana, de TotalEnergies, dejaron de aportar unos 30 millones de m³/d en solo cuatro días.
Hubo también demoras en la toma de decisiones. El comité de crisis se convocó tarde, y eso complicó el diagnóstico nacional. En la industria no recuerdan un invierno en el que una ola polar haya afectado de manera simultánea a todo el país, como sucedió recientemente. Las bajas temperaturas marcaron récords no solo en Buenos Aires, donde fue el día más frío desde 1991, sino que también nevó en Tucumán y Salta registró -5°C.
Ese retraso en reconocer la gravedad del evento hizo que el corte de suministro a los usuarios no prioritarios (industrias, comercios, exportaciones) se ejecutara más tarde de lo deseado. Incluso aquellos con contratos firmes —que pagan más caro todo el año para asegurar el suministro— sufrieron interrupciones. Tal vez se buscó evitar ese escenario, pero finalmente se aplicó, como ocurrió con el corte de exportaciones a Chile.
En Mar del Plata, por primera vez en la historia, se cortó el suministro de gas a usuarios residenciales. Fueron 4100 hogares, es decir, el 1,5% de los 270.000 clientes que tiene la distribuidora Camuzzi. El restablecimiento del servicio se hizo casa por casa.
El mercado energético atraviesa una transformación profunda. El Gobierno definió que a partir de enero de 2028 se eliminarán los subsidios dentro de las facturas. En cambio, las bonificaciones llegarán a los usuarios que realmente lo necesiten, posiblemente a través de tarjetas prepagas u otros mecanismos directos, que todavía no empezaron a tratarse.
También se espera que cada distribuidora y los grandes usuarios se encarguen de gestionar su propio abastecimiento de gas, sin la intermediación estatal, como ocurre hoy bajo el Plan Gas. En otras palabras, el sector privado deberá garantizar por sí mismo el suministro, incluso en los días de mayor demanda.
Este nuevo esquema deja abiertas varias incógnitas. ¿Qué ocurrirá si los privados calculan mal y no contratan suficientes barcos de GNL en invierno? ¿Quién actuará como buffer [amortiguador] en caso de errores? ¿Podrá el sector manejar, sin intervención del Estado, tanto la oferta como la demanda? Es un cambio de paradigma para el mercado energético argentino que no tuvo su mejor debut este invierno.
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