Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.
Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.
La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.
El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.
En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.
Capacidad de transporte
Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.
El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).
Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.
En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay en Bolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.
Precio del GNL
El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.
En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.
El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.
En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.
La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.
El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.
La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.
En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.
Apertura del mercado energético
Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.
En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.
Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.
La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.
Fuente: EconoJournal
