Con Vaca Muerta en niveles récord, cómo se explica que Argentina importe gas este invierno

Mientras la cuenca neuquina bate récords de producción y las empresas negocian nuevos contratos de exportación de GNL hacia Alemania, Brasil, Europa y Asia, en el mercado interno persisten las restricciones. No hay contradicción entre ambos fenómenos: es la lógica de un sistema pensado para funcionar con márgenes ajustados, no para sostener picos de tres meses al año.

La producción de gas ronda los 140 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en todo el país. En los meses de invierno, la demanda puede superar los 180 MMm3/d. Esa diferencia se cubre principalmente con GNL importado que ingresa por la terminal de Escobar, además de volúmenes menores desde Bolivia y, ocasionalmente, Chile.

Cuando la brecha entre oferta y demanda crece, las autoridades energéticas piden a las centrales eléctricas que dejen de quemar gas y pasen a gasoil, fuel oil o carbón mineral, combustibles más caros y contaminantes. Las distribuidoras, por su parte, pueden pedir a sus clientes que restrinjan el consumo: primero a los contratos interrumpibles —que pagan un 65% menos que los firmes pero no tienen garantía de suministro— y recién después a los firmes. La demanda prioritaria (hogares, escuelas, hospitales y clubes) está protegida por diseño.

La estacionalidad también se refleja en el precio. La demanda prioritaria pasa de unos 20 millones de m3 diarios en verano a casi 100 millones en los días más fríos, y el gas spot puede cotizar por debajo de 1 dólar por millón de BTU en verano y superar los 10 dólares en invierno. El gas de producción local que contratan las distribuidoras cuesta en promedio 3,80 dólares por millón de BTU.

La decisión que destapó buena parte del conflicto de este año fue la del Gobierno nacional de dejar de subsidiar el consumo de gas de la industria y los usuarios no residenciales, que ahora deben pagar precio de mercado y contratarlo mediante subastas públicas. El Estado limitó el subsidio a los hogares con ingresos menores a $4,5 millones. Para las fábricas, eso significó pagar el gas licuado importado hasta 8 veces más caro que el gas local, en el mismo año en que la guerra en Medio Oriente empujó el precio del GNL de 10 a 20 dólares por millón de BTU. Este año ingresarán al país unos 25 cargamentos de GNL por un costo cercano a los 1.000 millones de dólares.

La industria, que demanda unos 35 millones de m3 diarios, quedó dividida entre las empresas que salieron a contratar su propio abastecimiento y las que no asumieron ese riesgo.

Según el ex subsecretario de Hidrocarburos Juan José Carbajales, el faltante es exclusivamente invernal y responde a la falta de infraestructura de transporte para evacuar el gas desde Vaca Muerta: "La restricción de transporte obedece a la falta de obras de ampliación y potenciación de la red de ductos troncales existente". Carbajales precisó que el Gobierno demoró un año en aprobar la Iniciativa Privada de TGS para sumar 14 MMm3/d de capacidad al GPM, una obra que no llegó a tiempo para este invierno pero sí estará disponible para el próximo. Para la industria, la ecuación combina el aumento de precios con períodos de corte de hasta 60 días, lo que lleva a muchas fábricas a frenar la producción o a volcarse a combustibles alternativos.

De cara al invierno 2027, la ampliación del GPM aparece como la variable que puede aliviar la presión sobre el sistema de transporte y reducir la dependencia de las importaciones de GNL en los meses pico. Hasta que esa obra esté terminada, la brecha entre la producción récord de Vaca Muerta y la capacidad de sacarla del yacimiento va a seguir marcando el ritmo de cortes, subas de precio y filas en las estaciones de GNC.

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