Gas de Vaca Muerta: exportan a pleno pero la industria se queda sin calor

Mientras Argentina avanza hacia convertirse en exportador global de gas natural licuado desde Vaca Muerta, las industrias del norte del país enfrentan cortes de suministro de entre 70 y 85 días cada invierno. La paradoja: la misma cuenca neuquina que provee el 91% de las exportaciones nacionales de gas no logra abastecer al mercado interno cuando más se necesita.

La industria sin gas mientras el gasoducto exporta

La Unión Industrial de Tucumán ya advirtió que los sectores azucarero y citrícola sufrirán nuevos cortes este invierno. El precio spot de la electricidad trepó a USD 150 por MWh, muy por encima de los USD 83-90 que había proyectado Cammesa. El problema no es que no haya gas: la Cuenca Neuquina produce en pico invernal hasta 60 millones de metros cúbicos diarios. El cuello de botella está en la infraestructura de transporte: el sistema que lleva ese gas hacia el norte argentino tiene un tope de apenas 15 millones de m³/día.

Una decisión política, no un límite técnico

La brecha entre producción y transporte interno no es inevitable. El Estado nacional decidió que la construcción de nuevos gasoductos quede exclusivamente en manos del sector privado, sin financiamiento ni participación estatal. Hay tres obras en curso para descomprimir el sistema —las plantas compresoras del Gasoducto Norte (frenadas por un conflicto entre Enarsa y Esuco), la ampliación del gasoducto Perito Moreno a cargo de TGS y un nuevo gasoducto Tratayén-La Carlota de TGN—, pero la más avanzada recién estaría lista en abril de 2027, y la de TGN hacia fines de 2028. Es decir, al menos un invierno más de racionamiento garantizado.

Contratos de exportación firmados a décadas, mercado interno contrato a contrato

Mientras tanto, la infraestructura exportadora avanza a otro ritmo. El proyecto Southern Energy (SESA) —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— ya tiene cuatro bancos internacionales (Citi, JP Morgan, Itaú y Santander) cerrando un préstamo de USD 900 millones esta semana. Alemania firmó contratos de compra por ocho años. Pluspetrol, por su parte, ofertó capacidad de exportación hacia Chile por 52 años.

El proyecto Argentina LNG —impulsado por YPF, Eni y XRG— presentó en agosto su solicitud al RIGI para una inversión de USD 51.000 millones, con exportaciones proyectadas de USD 10.000 millones anuales durante dos décadas.

La asimetría es elocuente: el comprador externo obtiene contratos con certidumbre de largo plazo; la industria local negocia en condiciones interrumpibles, invierno a invierno.

Las brechas de precios que profundizan la desigualdad

Los contratos de exportación también muestran diferencias internas llamativas. Tecpetrol factura USD 3,41 por unidad en verano contra USD 7,79 en invierno —una brecha del 55%—, mientras Gasener indexa su precio al Brent más un 18%. En paralelo, la discusión tarifaria doméstica sigue, según los propios actores del sector, «muy politizada».

Hacia 2027-2030, Argentina está en camino de consolidarse como exportador global de gas natural licuado. Pero la solución estructural para que el mercado interno deje de racionar en invierno no llegará antes de 2028, según los plazos actualmente proyectados.