Crisis energética: la industria argentina frente al precio real del gas importado y la infraestructura colapsada

El invierno llegó con un impacto inesperado para la industria argentina: el fin de los subsidios estatales al gas natural licuado (GNL) importado. Durante años, la empresa pública Enarsa absorbía el costo del GNL y lo vendía a precios subsidiados. Sin embargo, la administración de Javier Milei decidió transferir esta responsabilidad al sector privado, habilitando en las tarifas el precio real del insumo. Esta medida generó una brecha de costos que, para muchas empresas, se volvió insostenible en un momento de fuerte caída de la actividad económica.

La diferencia de precios es abismal: mientras el gas en boca de pozo de producción nacional oscila entre US$2,5 y US$2,7 el millón de BTU, el GNL importado trepó a US$23 el millón de BTU en las últimas semanas, impulsado por el conflicto en Medio Oriente que afectó el estrecho de Ormuz. Antes de la guerra, el valor rondaba los US$10 u US$11. Esto significa que el gas importado es casi 10 veces más caro que el local.

La Secretaría de Energía avanzó en la privatización de la comercialización del GNL, asignando a Trafigura el rol de agente comercializador para los meses de junio y julio. Esto implica que las industrias que requieran gas importado deberán negociar directamente con este trader y asumir los precios 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”, afirmó María Tettamanti, secretaria de Energía, en el summit Shale 24 + Santander.

Este incremento de costos energéticos se produce en un escenario económico complejo. El PBI industrial cayó un 1,7% en el primer trimestre del año y acumula una baja del 11,7% respecto a 2023, según datos del Indec y cálculos de la consultora Qualy, marcando uno de los niveles de producción más bajos de la última década. El sector industrial elaboró una propuesta para que el Estado asistiera en la cobertura del costo energético, la cual fue analizada con Pablo Lavigne, secretario de Coordinación Productiva, y funcionarios de la Secretaría de Energía, pero finalmente fue rechazada por el ministro de Economía, Luis Caputo.

Estrategias de supervivencia y la infraestructura deficiente

La crítica situación se agrava con la llegada de los días más fríos. Para muchas empresas, la decisión entre pagar el precio real del gas o detener la producción ya no es una cuestión teórica. Las respuestas del sector son variadas: en el noroeste argentino (NOA), donde la red de transporte es insuficiente, se logró un acuerdo con Refinor para desviar GLP al consumo industrial de las cadenas cítricas y azucareras. Otras empresas optaron por interrumpir operaciones y enviar a sus empleados a sus casas. Los ladrilleros, por su parte, sobreproducen ladrillos como reserva de valor, mientras las automotrices instalaron plantas de GLP mezclado con aire para reemplazar el suministro de red.

Detrás de la crisis de precios subyace un problema estructural: la limitada capacidad del sistema de transporte de gas para llevar la producción de Vaca Muerta a todas las regiones del país. La ampliación del gasoducto Perito Moreno —anteriormente conocido como 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 operativa recién en abril de 2027, y aún así, no resolverá la problemática de Córdoba y el NOA.

Para estas regiones, se requiere un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), con un costo estimado de entre US$2000 y US$2100 millones. La licencia de esa zona corresponde a TGN, pero la empresa carece de 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”, explicó Horacio Pizarro, CEO de TGN. La licitación aún no se concretó y el Estado no tiene previsto financiar la obra, esperando que un privado aporte el capital inicial y lo recupere vía tarifas.

Red eléctrica también al límite

El cuello de botella no se limita al gas. La red eléctrica también opera al límite. Desde 2002, el consumo de electricidad creció más del 117%, mientras que el sistema de transporte se expandió apenas un 54%. La obra AMBA I —una ampliación de la red de alta tensión para el Gran Buenos Aires, con un costo de US$1050 millones y un plazo de ejecución de más de tres años—, aún no fue adjudicada. Como solución transitoria, el Gobierno implementó programas de baterías de almacenamiento (AlmaGBA y AlmaSADI), aunque el sector lo considera un paliativo 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 podría agravarse si la actividad industrial repuntara, ya que una mayor producción implicaría un mayor consumo de gas y electricidad sobre una infraestructura ya saturada.

El panorama podría mejorar parcialmente el próximo año. Con la ampliación del gasoducto Perito Moreno en funcionamiento, la cantidad de buques de GNL necesarios podría reducirse 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”, sostuvo Tettamanti. Sin embargo, para el litoral, Córdoba y el NOA, la solución definitiva depende de una obra que aún no tiene licitación ni financiamiento definido, y que, de iniciarse, tardaría al menos un año y medio en completarse.