Los recargos por demora casi igualan la deuda original de gas
El sector gasífero de Pakistán acumulaba una deuda circular de 5,454 billones de rupias y facturas pendientes a proveedores al 30 de junio de 2026, informó el ministro de Petróleo, Ali Pervaiz Malik, en respuestas escritas presentadas el lunes durante la sesión de preguntas de la Asamblea Nacional. Casi la mitad de la deuda circular correspondía únicamente a recargos por demora en los pagos.
Contenido
- Los recargos por demora casi igualan la deuda original de gas
- ¿De qué se compone la carga de 5,454 billones de rupias?
- Un año de aumento de las obligaciones del sector gasífero
- Cómo se financiaría el acuerdo propuesto
- Por qué la contabilidad necesita una definición común
- Las cifras de electricidad muestran por qué importan los aumentos anuales
- Los ahorros de GNL enfrentan un contexto de suministro difícil
- Las reservas nacionales limitan las posibilidades de sustitución
- La reforma del mercado cambiaría los precios y las responsabilidades
- Puntos clave
Malik situó la deuda circular en 3,631 billones de rupias y los pagos pendientes a proveedores nacionales de gas y gas natural licuado en otros 1,823 billones. Dentro de la deuda circular, el monto original adeudado era de 1,848 billones de rupias, mientras que los recargos por demora habían alcanzado los 1,783 billones.
Estos recargos representan cerca del 49% de la deuda circular. En términos simples, por cada 100 rupias de deuda original se habían acumulado unas 96 rupias adicionales en recargos por demora. Por tanto, saldar las facturas pendientes implica pagar casi tanto en penalizaciones acumuladas como en las obligaciones originales.
La información se conoce mientras el Gobierno prepara propuestas coincidentes para saldar obligaciones antiguas, cambiar el funcionamiento del mercado del gas y coordinar el suministro de gas con la planificación eléctrica. Un informe del 19 de agosto de 2026 describió una propuesta para saldar unos 1,49 billones de rupias, financiada mediante dividendos de empresas, un gravamen sobre los productos petrolíferos y ahorros o recuperaciones relacionados con el gas natural licuado (GNL).
Para los hogares y las empresas, las decisiones van más allá de la contabilidad del Gobierno. Se trata de determinar quién paga por el gas ya consumido, si algunos costos se trasladan a los usuarios de gasolina y diésel, y cómo garantizar que los proveedores reciban suficiente dinero para seguir operando e invirtiendo.
La deuda circular se acumula cuando las facturas impagas se propagan a lo largo de una cadena de suministro energético. Una empresa de servicios públicos que no logra cobrar suficiente dinero a sus clientes u otras instituciones puede retrasar los pagos a sus proveedores. Estos proveedores soportan entonces la presión financiera, mientras los recargos por demora pueden seguir aumentando la deuda.
¿De qué se compone la carga de 5,454 billones de rupias?
El desglose de Malik separa el saldo de deuda circular, de 3,631 billones de rupias, de los 1,823 billones pagaderos a proveedores. El componente principal de la deuda circular estaba compuesto por cuatro categorías:
- 1,448 billones de rupias en diferencias tarifarias.
- 131.000 millones de rupias por cobrar a empresas eléctricas.
- 210.000 millones de rupias en impuestos sobre las ventas y la renta por cobrar.
- 59.000 millones de rupias relacionados con litigios.
Estas cuatro cantidades suman 1,848 billones de rupias. Al añadir los 1,783 billones en recargos por demora, el saldo de la deuda circular asciende a 3,631 billones de rupias.
Las diferencias tarifarias son las brechas entre los ingresos que una empresa de servicios de gas tiene derecho a recuperar según el marco de fijación de precios y el monto recaudado mediante los precios aprobados para los consumidores. Con 1,448 billones de rupias, esta categoría representa alrededor del 78% del saldo principal, por lo que la fijación de precios y la recuperación de ingresos son aspectos centrales de cualquier acuerdo.
Se adeudaban 1,479 billones de rupias a los proveedores nacionales de gas y 344.000 millones a los proveedores de GNL. Por tanto, los proveedores nacionales representaban alrededor del 81% del saldo de 1,823 billones de rupias en pagos pendientes a proveedores. El monto correspondiente al GNL incluía ajustes en los precios del GNL regasificado y costos asociados con el desvío del suministro entre grupos de consumidores.
El GNL es gas natural enfriado hasta convertirlo en líquido para transportarlo en barcos. Una vez que llega a su destino, vuelve a convertirse en gas para su distribución por gasoductos. Cuando el combustible importado se suministra a una categoría de consumidores a un precio inferior a su costo recuperable, la brecha resultante debe financiarse en otra parte de la cadena.
Un año de aumento de las obligaciones del sector gasífero
Las cifras de la División de Petróleo sitúan la deuda circular en 3,288 billones de rupias al 30 de junio de 2025 y en 3,631 billones un año después. La división describió el aumento anual como de 344.000 millones de rupias, o aproximadamente el 10,4% del saldo anterior.
Las fechas clave muestran cómo se inscribe la divulgación de la deuda en la respuesta política más amplia:
- 30 de junio de 2025: la deuda circular del sector gasífero se situaba en 3,288 billones de rupias.
- 30 de junio de 2026: la deuda circular del sector gasífero alcanzó los 3,631 billones de rupias, con otros 1,823 billones en pagos pendientes a proveedores.
- 19 de agosto de 2026: se conocieron detalles de una propuesta presentada al Comité de Gabinete sobre Energía para saldar unos 1,49 billones de rupias en obligaciones del sector gasífero.
- 15 de octubre de 2026: la planificación del suministro para el invierno puso de relieve la persistente interrupción de los envíos de GNL por el estrecho de Ormuz.
Malik afirmó que el Plan de Gestión de la Deuda Circular se estaba ultimando mediante consultas antes de presentarlo al organismo competente para su aprobación. Si se aprueba, se compartirá con el Fondo Monetario Internacional en el marco de las políticas y reformas vigentes de Pakistán.
Cómo se financiaría el acuerdo propuesto
La propuesta de acuerdo de la División de Petróleo, presentada al Comité de Gabinete sobre Energía, presidido por el primer ministro Shehbaz Sharif, identificó cinco fuentes de financiación. En conjunto, los montos indicados suman 1,495 billones de rupias, una cifra que coincide en términos generales con el acuerdo propuesto de 1,49 billones.
- 540.000 millones de rupias en dividendos adicionales de Oil and Gas Development Company, Pakistan Petroleum y Government Holdings Pvt Ltd.
- 270.000 millones de rupias mediante un gravamen sobre los productos petrolíferos de 5 rupias por litro.
- 590.000 millones de rupias mediante la reducción de los cargamentos de GNL y su sustitución por gas natural nacional.
- 80.000 millones de rupias por la recuperación del precio del GNL.
- 15.000 millones de rupias por reclamaciones de contratos de pago obligatorio, se utilice o no el suministro.
Los 590.000 millones de rupias asignados a la reducción del GNL y a su sustitución por gas son el componente más importante y representan alrededor del 39% de la financiación propuesta. Los dividendos adicionales de las empresas representan cerca del 36%. Estas dos medidas aportarían en conjunto aproximadamente tres cuartas partes del total.
Oil and Gas Development Company y Pakistan Petroleum también figuran entre las empresas de exploración afectadas cuando las compañías de servicios de gas reciben combustible sin pagarlo puntualmente. La propuesta vincula el esfuerzo de liquidación con ingresos adicionales por dividendos de empresas pertenecientes a la misma cadena energética.
El gravamen sobre los productos petrolíferos trasladaría parte del costo a los usuarios de esos productos. Con el volumen anual de ventas indicado, de 18.000 millones de litros, un gravamen de 5 rupias por litro generaría 90.000 millones de rupias al año. Para alcanzar los 270.000 millones harían falta ingresos equivalentes a tres años con ese volumen de ventas y esa tasa.
La información divulgada no especificó el estado de aprobación del acuerdo, el calendario de recaudación ni su relación con la versión definitiva del Plan de Gestión de la Deuda Circular. Malik señaló que las consultas continuaban, mientras que el informe de agosto describió una propuesta ya presentada para su consideración.
Por qué la contabilidad necesita una definición común
La División de Petróleo ha recurrido al Banco Mundial para que ayude a definir la deuda circular mediante consultas con participantes del sector gasífero. El banco también ha desarrollado una herramienta de seguimiento, mientras que, según informes, el Gobierno llegó a un entendimiento con el FMI y el Banco Mundial sobre la carga financiera neta que soportan las empresas de gas Sui debido a decisiones políticas y regulatorias.
Una definición común es importante porque las cifras de deuda varían según las discusiones sobre políticas. En su respuesta parlamentaria, Malik indicó que las empresas eléctricas debían 131.000 millones de rupias, que había 210.000 millones en impuestos por cobrar y que los montos relacionados con litigios ascendían a 59.000 millones. El informe de agosto sobre el acuerdo utilizó las cifras de 123.000 millones, 211.000 millones y 58.000 millones, respectivamente.
La División de Petróleo también propuso que la Autoridad Reguladora de Petróleo y Gas revisara los déficits y excedentes tarifarios frente al requerimiento final de ingresos para 2026. Ese ejercicio actualizaría el monto que las empresas de servicios tenían derecho a recuperar y la brecha restante después de los ingresos reales.
Las cifras generales del sector energético también presentan una diferencia: Malik indicó que la deuda circular del sector gasífero era de 3,631 billones de rupias, mientras que un análisis de las cuentas energéticas de junio de 2026 utilizó aproximadamente 3,611 billones y un saldo combinado de gas y electricidad de 5,286 billones.
Si se combina la cifra de gas de Malik con el saldo de 1,675 billones de rupias del sector eléctrico, la deuda circular total asciende a 5,306 billones. El total de 5,454 billones de rupias señalado en la respuesta parlamentaria incluye la deuda circular del sector gasífero más los pagos pendientes a sus proveedores, por lo que ambos totales abarcan conceptos distintos.
Las cifras de electricidad muestran por qué importan los aumentos anuales
El sector eléctrico de Pakistán ofrece una comparación útil entre el monto pendiente en una fecha determinada y la presión financiera generada durante un año. La deuda circular del sector eléctrico se situaba en 1,675 billones de rupias en junio de 2026, 61.000 millones más que los 1,614 billones del año anterior.
Sin embargo, durante el ejercicio fiscal 2025-2026, los aumentos brutos llegaron a 609.000 millones de rupias. Las reducciones y los ajustes contables llevaron el flujo declarado a unos 364.000 millones, mientras que los pagos por unos 302.000 millones contra la deuda acumulada ayudaron a limitar el aumento del saldo al cierre del periodo.
Las cifras del sector eléctrico señalan unos 262.000 millones de rupias vinculados a ineficiencias operativas de las empresas distribuidoras de electricidad, 64.000 millones por una recuperación deficiente de pagos y 194.000 millones por el impago de K-Electric. Estas cifras muestran varias vías por las que se generan nuevas obligaciones en la cadena energética.
La deuda circular del sector eléctrico había bajado de 2,393 billones de rupias al cierre del ejercicio fiscal 2023-2024 a 1,614 billones al cierre de 2024-2025, una reducción de unos 780.000 millones. El Gobierno atribuyó esa mejora al mejor desempeño de las empresas distribuidoras, a la reducción negociada de los intereses por pagos atrasados y a una mejora económica más amplia.
En el caso de la reforma del sector gasífero, la lección práctica es seguir tanto el saldo existente como los nuevos aumentos. Un estado mensual que muestre el saldo inicial, las nuevas obligaciones, los ajustes, los pagos y el saldo final permitiría ver cuánto alivio provino de los acuerdos y cuánto de las mejoras operativas.
Los ahorros de GNL enfrentan un contexto de suministro difícil
La propuesta de acuerdo asigna 590.000 millones de rupias a la reducción de los cargamentos de GNL y a su sustitución por gas nacional. Las dificultades de suministro de Pakistán hacen que el momento y la ejecución de esa medida sean especialmente importantes.
El informe de agosto describió la suspensión de las entregas de GNL catarí en medio de la guerra entre Estados Unidos e Irán. Los cargamentos de reemplazo adquiridos en el mercado al contado llegaron a costar 19 dólares por millón de unidades térmicas británicas, una unidad para medir el contenido energético. El precio habitual de los cargamentos cataríes se situaba entre 12 y 13 dólares por la misma cantidad de energía.
A esos precios, una unidad de energía de reemplazo costaba entre un 46% y un 58% más. El combustible caro se suministró a centrales eléctricas y su costo se trasladó a los consumidores de electricidad, lo que vincula directamente las decisiones de compra de GNL con las facturas eléctricas.
En octubre, la alerta de Pakistán sobre el suministro de gas durante el invierno describió un requerimiento propuesto de 24 cargamentos para la red de Sui Northern entre noviembre de 2026 y febrero de 2027, incluidos dos envíos de contingencia. Las cifras de la División de Petróleo mostraban que solo 10 cargamentos programados llegarían entre marzo y septiembre en virtud del acuerdo de Pakistan State Oil con Catar, mientras que 40 no se entregaron por fuerza mayor.
La fuerza mayor es una cláusula contractual que se aplica cuando acontecimientos extraordinarios impiden cumplir las obligaciones de entrega. El plan de invierno daba prioridad a los hogares si la escasez se agravaba, lo que dejaba expuestos a los recortes a la industria, las centrales eléctricas, los productores de fertilizantes y las estaciones de gas natural comprimido.
Reducir las importaciones puede ahorrar dinero cuando la producción nacional las sustituye a un costo menor. Un déficit de suministro conduce a otra situación: las autoridades deben elegir entre comprar combustible de reemplazo a precios elevados o reducir el gas disponible para los consumidores.
Las reservas nacionales limitan las posibilidades de sustitución
La respuesta de Malik sobre las reservas recuperables de Pakistán añade una limitación física a los planes financieros. Indicó que las reservas totales recuperables de petróleo ascendían a 1.378 millones de barriles, de los cuales ya se habían producido 1.102 millones, por lo que quedaban 276 millones de barriles.
Estas cifras significan que se había extraído aproximadamente el 80% del total de petróleo recuperable indicado y que quedaba cerca del 20%. Las reservas recuperables son las cantidades que se considera posible extraer, no la totalidad del petróleo que hay bajo tierra.
En cuanto al gas natural, Malik indicó un volumen total recuperable de 68.803.000 millones de pies cúbicos, una producción acumulada de 48.140.000 millones de pies cúbicos y reservas recuperables restantes de 20.664.000 millones de pies cúbicos. Según estas cifras, se había producido alrededor del 70% y quedaba cerca del 30%.
Por tanto, la sustitución por recursos nacionales depende de lo que puedan producir los yacimientos, de cuándo pueda llegar ese gas a los consumidores y de cuánto cueste. Las cifras de reservas describen el recurso restante; un programa de sustitución de importaciones también requiere capacidad de producción y conexiones adecuadas a los gasoductos.
La reforma del mercado cambiaría los precios y las responsabilidades
El ministro de Finanzas, el senador Muhammad Aurangzeb, presidió una revisión de una propuesta de hoja de ruta para la reestructuración del sector gasífero que se presentará al primer ministro. El marco prevé una liberalización gradual, más competencia, un mejor desempeño de las empresas de servicios y una solución a la deuda circular heredada.
La revisión se centró en los subsidios cruzados, las pérdidas de gas no contabilizado y los desajustes entre la oferta y la demanda. Hay subsidios cruzados cuando un grupo de clientes paga más para contribuir a mantener más bajo el precio para otro grupo. El gas no contabilizado es la diferencia entre el gas que entra en una red y el que se registra como vendido; puede incluir pérdidas y problemas de medición o facturación.
El marco propuesto toma como referencia las reformas del mercado del gas en Türkiye y el Reino Unido, a la vez que tiene en cuenta las instituciones y las necesidades de los consumidores de Pakistán. Entre sus objetivos declarados figuran atraer más inversión privada, facilitar más transacciones directas entre empresas, lograr precios más estables y reducir las pérdidas mediante incentivos vinculados al desempeño.
El Ministerio de Finanzas señaló que la transición debería proteger a los consumidores sujetos a regulación y mantener la seguridad del suministro. Resolver la deuda antigua y decidir cómo se financian los subsidios serían tareas centrales para cualquier empresa de gas reestructurada.
El Comité de Gabinete sobre Energía también aprobó modificaciones al Plan Nacional de Electricidad 2023-2027 y el diseño de alto nivel del Plan Nacional Integrado de Energía 2027-2060. Este último reúne la seguridad energética, la economía, el acceso equitativo y las preocupaciones ambientales en un marco común de planificación.
Para los consumidores, el vínculo entre estas iniciativas es concreto. Una decisión de importar menos GNL cambia la disponibilidad de gas; una decisión de desviar gas modifica los costos de generación eléctrica; y una decisión de recuperar obligaciones antiguas determina quién paga. Una planificación coordinada incorporaría esas decisiones en un mismo cálculo.
Puntos clave
- La deuda circular del sector gasífero y los pagos pendientes a proveedores sumaban 5,454 billones de rupias al 30 de junio de 2026.
- La deuda circular era de 3,631 billones de rupias, incluidos 1,783 billones en recargos por demora.
- Se adeudaban 1,479 billones de rupias a proveedores nacionales y 344.000 millones a proveedores de GNL.
- Un acuerdo propuesto de unos 1,49 billones de rupias se financiaría con dividendos, un gravamen sobre los productos petrolíferos, ahorros de GNL y recuperaciones.
- El gravamen propuesto de 5 rupias por litro recaudaría 90.000 millones de rupias al año con el volumen de ventas indicado.
- La reestructuración del mercado del gas abordaría la deuda antigua, los subsidios, las pérdidas de las redes y la competencia.
- Las reservas recuperables restantes se estimaron en 276 millones de barriles de petróleo y 20.664.000 millones de pies cúbicos de gas.
