En este primer invierno en el que el gobierno dejó de garantizarle el GNL a precio subsidiado a las industrias, quedó expuesta una brecha entre las que pudieron absorber los nuevos precios –que oscilaron entre US$ 18 y US$ 26- y las que no. Mientras cientos de empresas, sobre todo del norte del país, optaron por parar la producción antes que pagar el sobrecosto, dos rubros —refinación y agroindustria— concentraron el 92% del volumen total adjudicado.
En los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), la refinación se llevó 61,3 millones de metros cúbicos (MMm3) y la agroindustria 44,6 MMm3. Juntas concentran el 91,7% de lo contratado (115,5 MMm3), muy por encima de manufactura (3,7 MMm3), alimenticia (2,9 MMm3), siderurgia (1,5 MMm3), petroquímica (800.000) y caleras (700.000), según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal.
“La concentración responde a la capacidad de pago y capacidad logística. Refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto, y a la vez tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial”, explicó a Econojournal la asesora integral energética Nadia Sager. Ese resto, que se repartió una porción marginal del total adjudicado, cubrió el faltante con combustibles alternativos o, en menor medida, bajando o suspendiendo producción.
Frente a la demanda real, el peso de estas compras es acotado. La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno, según detalló Sager. Por lo tanto, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En buques, unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.
El mapa regional: cortes y sectores blindados
Esa concentración sectorial presenta matices al analizar la exposición de los grandes usuarios industriales en el mapa regional. Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana.
Tucumán fue de las provincias que registró el mayor impacto. Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, explicó a Econojournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 que nuclea la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno: cinco citrícolas, tres ingenios, y el resto panaderías y metalmecánicas que trabajan con calderas.
El sector más comprometido, por el momento del proceso productivo en que se produjo el corte, fue el citrícola, que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo, en una provincia donde la agroindustria azucarera es, en palabras de Rocchia Ferro, «la columna vertebral de la matriz productiva».
Un poco más al norte, en Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a tres de los ingenios azucareros de la provincia. Ledesma, el más importante, no sintió el impacto, gracias a la participación minoritaria de la compañía en la UTE Aguaragüe, el yacimiento gasífero del norte salteño cuya producción se procesa en Refinor, que los abastece en gran parte del consumo productivo. Durante la zafra, reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia.
Los otros dos ingenios jujeños no tuvieron la misma suerte. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, se expuso a las restricciones en el momento de mayor necesidad de gas – en el resto del proceso productivo lo reemplaza con su propio bagazo-. Pagó el gas a 20 dólares, aunque el impacto duró apenas tres días. La Esperanza, que ya venía moliendo desde antes del pico invernal, no se vio afectada.
Fuera del sector azucarero, las mineras de litio en la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados de antemano, con lo cual no sufrieron cortes, pero sí un esquema de costos más alto, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.
El golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato en firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. “Estaban justo en un pico de demanda de parte de alimenticias de exportación, y esto les cortó el envión. Hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla”, explicó a Econojournal el presidente de la UI Jujuy, Federico Gatti.
En Salta, otra de las provincias más afectadas, las citrícolas —la más relevante, La Moraleja— fue, por el mismo motivo que en Tucumán, el sector más perjudicado. Las tres industrias del sector cerámico de la provincia pararon primero al 100% y después al 20%. En este rubro, en el que el gas pesa fuerte en la estructura de costos, pagarlo el doble o el quíntuple significó, en palabras del vicepresidente de la UI de Salta, Julio Fazio, que «la diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses».
En términos generales, las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a afectarlas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el poco gas que necesitan en su proceso productivo.
«Cuando trabajás con márgenes muy finos, porque los negocios hoy están muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas», se justifica Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, en diálogo con Econojournal.
Más al sur, en Catamarca, el impacto fue, sobre todo, indirecto. Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubica a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico (hornos de ladrillos). Las cementeras, que directamente calculan no operar los hornos entre junio y octubre, «ni se enteraron». Las cerámicas se manejan parecido: no tienen consumo firme, porque no pueden pagar las multas de comprometerse a un volumen garantizado. Las alimenticias, que sí tienen consumo firme y están cerca del gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento. El daño más profundo, según Pineda, no es el de este invierno puntual sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia, algo que, dice, condiciona el desarrollo de la provincia. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.
En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados no pudieron precisar un listado de sectores afectados, pero identificaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una en la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante el período de restricciones. Las otras dos impusieron restricciones y aplicaron multas por incumplimiento, pero no llegaron a un corte total. “El resultado fue un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, en el que las empresas que lograron sostener producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL”, aseguró a Econojournal una referente industrial que pidió no ser nombrada.
Cómo se llegó a este invierno
Tal como reconstruyó Econojournal, la causa del aumento a casi el doble de cortes a la industria respecto a 2025, hay que buscarla en un cambio contractual. En marzo, la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora, lo que reactivó cláusulas de «transporte firme con ventana» que durante años habían tenido una aplicación apenas testimonial. A eso se sumó que Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir los desbalanceos del sistema, un rol que empezaron a ocupar comercializadores privados —en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar— con un gas sensiblemente más caro.
Por el lado de la gestión estatal, hubo además un desfasaje de tiempos que agravó el cuadro. La iniciativa privada de TGS para ampliar en hasta 14 MMm3 diarios la capacidad del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) y un tramo del gasoducto Neuba tardó 16 meses entre la presentación del proyecto y la adjudicación de la licitación, un plazo que corrió la obra del invierno para el que estaba pensada al siguiente. «Te perdiste un invierno», resumió Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú.
Carbajales apunta, además, a una paradoja en la mecánica de las subastas de GNL industrial. Antes de este esquema, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica los cargamentos de GNL destinados al sistema. Esa licitación tenía reglas fijadas de antemano —precio tope y margen de intervención de la Secretaría de Energía— porque el ganador iba a operar como comprador único. El proceso terminó declarado desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Pero el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación sin ganarla terminó, según Carbajales, concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias. Esa asimetría, sostiene, también explica por qué el invierno le «cayó con todo» a buena parte del sector industrial.
Nadia Sager agrega la falta de información y procesos claros en el inicio del mecanismo de compra: «La implementación de la forma operativa y administrativa para adquirir GNL no estaba clara, fue una prueba y error. El primer mes, en mayo, quedó prácticamente desierto. En junio ya aparecieron generadores comprando y comercializadoras, y en julio tuvo mayor presencia la industria». «Tenés empresas que compraron GNL por un mandato empresario o político —si el Estado dice que va a comprar, yo también voy—. Otras compraron por miedo al corte, otras porque el costo de no producir era mucho más alto, y otras no, porque ya tenían contemplada la parada. Hay de todo, con seguridad», agregó.
El mea culpa de la industria
Industriales consultados por Econojournal reconocen que la falta de anticipación también jugó su parte. «No la vimos venir porque hace décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado. Este año, cambiaron las reglas a último momento —en abril— y eso nos obligó a salir a buscar soluciones sobre la marcha», admitió uno de ellos.
«¿Qué quieren?” No pagar el GNL», respondió otro industrial consultado, en referencia a una parte del sector que, con margen para afrontar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que salir a comprar.
«Cuando se empezó a aplicar en contratos firmes, saltaron todos. Algunos me llamaron, y yo les preguntaba: ¿Miraste tu contrato? ¿No tenés puesta una ventana? Y resulta que sí. Incluso grandes empresas lo tenían», contó a Econojournal una persona que asesora a grandes usuarios industriales. «Hay que entenderlo, al fin y al cabo somos personas. Había un gerente de mantenimiento al que le avisaron que le iban a cortar el gas, y en algún momento tenía que decirle al directorio, puede que tengamos que duplicar, triplicar y hasta quintuplicar el costo, porque tal vez nos corten. Si se equivocaba en el pronóstico, lo echaban», agregó.
«Viendo contratos durante años, siempre tuvieron las ventanas de corte, lo que pasa es que se aplicaban muy excepcionalmente «, ordena Nadia Sager, que lleva el problema al terreno contractual. Esa cláusula —el llamado «transporte firme con ventana»— habilita a la distribuidora a interrumpir el suministro industrial durante determinada cantidad de días al año, cuando la capacidad de transporte debe priorizar la demanda residencial.
De cara a 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no lo resuelve: la industria va a seguir necesitando GNL y yendo a corte, aunque con precios que se proyectan al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno sin el efecto guerra, y en la medida en que avancen las ampliaciones adicionales que hoy se conversan en TGN ya la necesidad de GNL se verá fuertemente reducida.
Fuente: EconoJournal
