El costo del gas en boca de pozo para la producción nacional se sitúa entre US$2,5 y US$2,7 por millón de BTU (unidad de medida utilizada en el sector). En contraste, el GNL importado alcanzó los US$23 por millón de BTU en las últimas semanas, impulsado por el conflicto en Medio Oriente que interrumpió el suministro a través del estrecho de Ormuz. Antes de la guerra, el precio oscilaba entre US$10 y US$11, lo que representa una diferencia de casi diez veces en comparación con el gas local.
En un movimiento hacia la privatización de la comercialización, la Secretaría de Energía ha designado a Trafigura como agente comercializador del GNL para los meses de junio y julio. Esto implica que las industrias que requieran gas importado deberán negociar directamente con el trader y asumir 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”, afirmó la secretaria de Energía, María Tettamanti, durante el summit Shale 24 + Santander.
El aumento en los costos energéticos llega en un momento crítico para el sector, ya que el PIB industrial experimentó una caída del 1,7% en el primer trimestre de este año, según el último informe del Indec, acumulando una baja del 11,7% en comparación con 2023, con niveles de producción muy deprimidos, según cálculos de la consultora Qualy.
Ante esta situación, el sector elaboró una propuesta solicitando asistencia estatal para cubrir los costos energéticos. Esta iniciativa fue discutida con Pablo Lavigne, secretario de Coordinación Productiva, y otros funcionarios de la Secretaría de Energía, pero fue rechazada por el ministro de Economía, Luis Caputo.
A medida que se extienden los días fríos y el costo del gas se incrementa, muchas empresas se enfrentan a una situación en la que elegir entre pagar el precio real o detener la producción no es una opción retórica.
Las respuestas de las empresas son diversas y dependen de sus respectivas industrias. En el noroeste argentino (NOA), donde la red de transporte no cubre toda la demanda, se firmó un acuerdo con Refinor para dejar de producir GLP y destinar esa molécula al consumo industrial de las cadenas cítricas y azucareras.
En otras zonas, algunas empresas decidieron suspender sus operaciones y enviar a sus empleados a casa. Sin embargo, los ladrilleros optaron por aumentar la producción de ladrillos como reserva de valor mientras aún tienen acceso al gas. Las automotrices, por su parte, han instalado plantas de GLP mezclado con aire —gas sintético— para reemplazar el suministro de red sin alterar sus sistemas de combustión.
Detrás de la crisis de precios se encuentra un problema estructural: el sistema de transporte de gas no puede llevar la producción de Vaca Muerta a todas las regiones del país. La ampliación del gasoducto Perito Moreno—antiguamente conocido como Néstor Kirchner—, en manos de TGS con una inversión de US$700 millones, permitirá agregar 14 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) adicionales, pero se espera que esté lista solo en abril de 2027, si todo marcha según lo planeado. Aún así, no solventará los problemas en Córdoba y el NOA.
Para ello, sería necesario un gasoducto de 750 kilómetros que conecte Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en Córdoba, con un costo estimado entre US$2000 y US$2100 millones. La concesión de esta zona corresponde a TGN, que actualmente no cuenta con financiamiento.
“Lo llevaríamos a cabo en 36 pulgadas; dependiendo de la demanda, podría ser de menor tamaño. La idea es reunir un volumen mínimo de entre 13 y 15 millones de m3 para iniciar el proyecto”, manifestó Horacio Pizarro, CEO de TGN, en un evento organizado por Econojournal. La licitación para esta obra aún no ha sido lanzada y el Estado no prevé financiarla; el esquema plantea que un inversor privado asumirá el capital inicial y lo recuperará a través de tarifas.
El cuello de botella no se limita al gas; la red eléctrica también enfrenta saturación. Desde 2002, el consumo de electricidad ha aumentado más del 117%, mientras que el sistema de transporte se expandió únicamente un 54%. La obra AMBA I —una ampliación de la red de alta tensión que abastece al Gran Buenos Aires, con un costo de US$1050 millones y un tiempo de ejecución de más de tres años— aún no ha sido adjudicada. Como solución temporal, el Gobierno ha avanzado con un programa de baterías de almacenamiento (AlmaGBA y AlmaSADI), aunque el sector considera que esto es un paliativo que no reemplaza la expansión necesaria de la red.
“Estamos en medio de una transición. No sé cómo terminará; ojalá que lo haga de manera positiva, pero preocupa el tiempo, ya que la demanda sigue creciendo”, explicaron desde el sector industrial. La situación podría empeorar si la actividad industrial se recupera: un aumento en la producción implicará un mayor consumo de gas y electricidad en un sistema que ya opera al límite.
La situación podría mejorar parcialmente el año próximo. Con la ampliación del gasoducto Perito Moreno en operación, la cantidad de buques de GNL necesarios podría reducirse de 23 a entre 10 y 11. “En los próximos años, continuaremos importando algo de GNL, especialmente durante los picos de invierno. A partir del próximo año, requeriremos menos, y la adquisición debería estar en manos del sector privado, que deberá asumir los costos reales y tomar decisiones eficientes”, concluyó Tettamanti. Sin embargo, para las regiones del litoral, Córdoba y el NOA, la solución depende de una obra que aún no cuenta con licitación, financiamiento definido y tardaría al menos un año y medio si comenzara hoy.
