El invierno llegó con una factura que la industria argentina no esperaba pagar entera. Durante años, el Estado absorbió el costo del gas natural licuado (GNL) importado a través de Enarsa, la empresa pública que compraba los buques y vendía el combustible a precios subsidiados. Este año, el esquema cambió: el gobierno de Javier Milei decidió transferir esa responsabilidad al sector privado y habilitar en las tarifas el precio real del insumo. El resultado es una brecha que, para muchas empresas, resulta difícil de sostener.

El gas en boca de pozo para la producción nacional cuesta entre US$2,5 y US$2,7 el millón de BTU (medida inglesa que se usa en el sector). El GNL importado, en cambio, llegó a US$23 el millón de BTU en las últimas semanas, impulsado por el conflicto en Medio Oriente que interrumpió el flujo a través del estrecho de Ormuz. Antes de la guerra, el precio rondaba los US$10 u US$11. La diferencia es de casi 10 veces el valor del gas local.

La Secretaría de Energía avanzó en la privatización de la comercialización: Trafigura se quedó con el rol de agente comercializador del GNL para los meses de junio y julio. Eso significa que las industrias que necesiten gas importado deberán sentarse a negociar directamente con el trader y pagar el precio de mercado.

“El Estado debe fijar reglas claras y estables, pero el protagonismo debe ser de los privados; nuestro rol debe ser cada vez menor”, dijo la secretaria de Energía, María Tettamanti, en el summit Shale 24 + Santander.

El alza de costos energéticos llega en un momento complicado para el sector. El PBI industrial cayó 1,7% en el primer trimestre del año, según el último dato del Indec, y acumula una baja del 11,7% con respecto a 2023, con niveles de producción entre los más deprimidos de la última década, según cálculos de la consultora Qualy.

En ese contexto, el sector elaboró una propuesta para que el Estado los asistiera a cubrir el costo energético. La analizaron con Pablo Lavigne, secretario de Coordinación Productiva, y con funcionarios de la Secretaría de Energía, pero cuando llegó al ministro de Economía, Luis Caputo, fue rechazada.

La situación se agrava a medida que se extienden los días fríos y el precio del gas se vuelve más caro. Para muchas empresas, la ecuación entre pagar el precio real o parar la producción no es retórica.

Las respuestas son tan variadas como los sectores afectados. En el noroeste argentino (NOA), donde la red de transporte no alcanza para abastecer la demanda, se cerró un acuerdo con Refinor para que dejara de producir GLP y esa molécula se derivara al consumo industrial de las cadenas cítricas y azucareras.

En otras regiones, algunas empresas decidieron interrumpir operaciones y mandar a los empleados a sus casas. Los ladrilleros, en cambio, optaron por sobreproducir ladrillos como reserva de valor mientras el gas todavía llega. Las automotrices instalaron plantas de GLP mezclado con aire —gas sintético— para reemplazar el suministro de red sin modificar sus sistemas de combustión.

Detrás de la crisis de precios hay un problema estructural: el sistema de transporte de gas no tiene capacidad para llevar la producción de Vaca Muerta a todas las regiones del país. La ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes llamado Néstor Kirchner—, a cargo de TGS con una inversión de US$700 millones, aportará 14 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) adicionales, pero estará lista recién en abril de 2027 si todo marcha según lo previsto. Y aun así, no resuelve el problema de Córdoba y el NOA.

Para eso hace falta un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén, en Neuquén, y La Carlota, en Córdoba, con un costo estimado de entre US$2000 y US$2100 millones. La licencia de esa zona corresponde a TGN, pero la empresa no tiene financiamiento.

“Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista, podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo de entre 13 y 15 millones de m3 para lanzar el proyecto”, dijo Horacio Pizarro, CEO de TGN, en un evento organizado por Econojournal. La licitación no salió todavía y el Estado no tiene previsto financiar la obra: el esquema supone que algún privado aportará el capital inicial y lo recuperará vía tarifas.

El cuello de botella no es solo del gas. La red eléctrica también está saturada. Desde 2002 hasta la actualidad, el consumo de electricidad creció más del 117%, pero el sistema de transporte se expandió apenas un 54%. La obra AMBA I —la ampliación de la red de alta tensión que abastece al Gran Buenos Aires, con un costo de US$1050 millones y un plazo de ejecución de más de tres años— todavía no fue adjudicada. Como solución transitoria, el Gobierno avanzó con el programa de baterías de almacenamiento (AlmaGBA y AlmaSADI), pero el sector lo considera un atajo que no reemplaza la expansión de la red.

“Estamos en medio de una transición. No sé cómo termina; ojalá que termine bien, pero preocupa el timing, porque el tiempo pasa y la demanda continúa creciendo”, señalaron desde el sector industrial. La situación se agravaría si la actividad industrial repuntara: más producción implica más consumo de gas y electricidad sobre una infraestructura que ya opera al límite.

El panorama mejorará parcialmente el año próximo. Con la ampliación del gasoducto Perito Moreno en funcionamiento, la cantidad de buques de GNL necesarios podría bajar de los 23 actuales a entre 10 y 11. “En los próximos años, seguiremos importando algo de GNL, sobre todo en picos de invierno. A partir del año que viene necesitaremos menos, y la compra debería quedar en manos del sector privado, que debe asumir los costos reales y tomar decisiones eficientes”, dijo Tettamanti. Pero para el litoral, Córdoba y el NOA, la solución depende de una obra que no tiene licitación, no tiene financiamiento definido y, si empezara hoy, tardaría al menos año y medio en concluirse.