“Estoy generando multas sin producir”: alerta en la industria por un costo que frena la producción de cientos de fábricas

A pesar de que la Argentina logró en mayo un superávit en su balanza energética de USD 1.395 millones, a la vez que es sede de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo, el país sigue dependiendo de las importaciones de gas en invierno.

La paradoja tiene una explicación estructural. La Argentina produce alrededor de 140 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas, pero la demanda invernal supera los 180 MMm3/d. La red de transporte no tiene capacidad suficiente para trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hasta los centros de consumo en los picos estacionales.

Es por eso que el gas natural licuado (GNL) importado opera como un seguro para cubrir esos faltantes puntuales —aunque la mayor parte del volumen importado termina destinado a la industria, no a los hogares—. Este invierno, ese seguro llegó, pero con un precio que el sector productivo dice no poder pagar.

“Llevo 10 días con la gente parada sin producir y acumulé $100 millones en multas en cinco días. Estoy generando multas sin producir", comentó a Infobae la dueña de una fábrica de ladrillos en la provincia de Buenos Aires. Su horno no puede apagarse: necesita mantener un mínimo técnico para no arruinar la estructura. Pero la distribuidora le ordenó consumo cero. Cada día que produce para sostener ese piloto, le llega una multa de alrededor de $50 millones, con el riesgo adicional de que le corten el suministro por completo. “Claramente esto se va a judicializar”, advirtió.

El caso, no obstante, no es aislado. Alrededor de 130 fábricas en todo el país sufrieron cortes o decidieron frenar la producción ante el salto en el precio del GNL importado, que este invierno el Gobierno decidió trasladar íntegramente a la industria, sin subsidios del Tesoro, como se hacía desde 2008. La razón detrás de esa decisión se alinea con la intención del Gobierno que los usuarios paguen el “precio real de la energía”.

El mayor impacto se concentra en el litoral y el norte del país, donde los cortes e interrupciones alcanzan al 50% de las industrias, según fuentes del sector.

El detonante fue una combinación de factores. El conflicto bélico en Medio Oriente disparó el precio internacional: el GNL pasó de cotizar en torno a los USD 11 por millón de BTU —la unidad de medida térmica inglesa usada en el sector— a valores de entre USD 23 y USD 26. Para las industrias que no participaron de las subastas públicas organizadas en el mercado electrónico de gas (Megsa), el precio final llegó a ser casi diez veces superior al del gas de red local, que ronda los USD 4,5 por millón de BTU.

“Ya llevamos 15 años de crisis energética. Sabemos cómo es el invierno y armamos nuestros planes de producción en base a esa oferta de gas para que no falte en los hogares”, explicaron en el sector industrial.

“Nunca nos pasó que nos mandaran a consumo cero”, dijo la dueña de la empresa de ladrillos. Y continuó: “La Argentina tiene gas pero falta infraestructura; el gas que compró el país lo pagó en medio del conflicto de Medio Oriente y la industria no puede absorber de ninguna manera esos costos. Es un sobrecosto inviable para el sector que encima viene deprimido hace un año y medio”.

El precio que pagan los que no compraron en subasta

Si bien la importación de GNL estaba en manos de Enarsa desde hace casi 20 años, este año el gobierno buscaba que la operación quedara en manos privadas. Y, aunque hubo dos oferentes para hacerse cargo del negocio, finalmente quedó bajo la órbita estatal. Según pudo reconstruir este medio, los plazos de importacion y la necesidad de garantizar el suministro fueron determinantes para acelerar esta decisión.

Como respuesta a esta situación, Enarsa compró los buques, pero también organizó subastas para que las industrias adquirieran GNL de forma directa en el Megsa. Las empresas que no participaron quedaron expuestas a negociar con Trafigura, la comercializadora de materia prima que en una de esas licitaciones adquirió el equivalente a cinco cargamentos de GNL. Fuentes oficiales sostienen que “la industria tuvo acceso al volumen antes que cualquier comercializador” y que las compañías que hoy negocian con el trader “son las que decidieron no tomar ese volumen en las subastas”.

Las distribuidoras reconocen que aplican cortes tanto en contratos interrumpibles —aquellos que ofrecen gas más barato a cambio de no garantizar el suministro— como en contratos firmes con ventanas, que contemplan restricciones parciales por períodos acordados.

En la práctica, los contratos interrumpibles están cortados en su totalidad. Los firmes con ventana, en cambio, permiten a la distribuidora tomar días de corte hasta un máximo de 60 días por año, que pueden aplicarse de forma discontinua según la necesidad operativa. Camuzzi Gas Pampeana, por ejemplo, aplica esa ventana sobre los grandes usuarios del área metropolitana de Buenos Aires. Para las industrias con contrato firme que igualmente reciben cortes, la situación deriva en una discusión jurídica sobre el incumplimiento de acuerdos vigentes. Varias cámaras empresariales ya anticipan acciones legales.

La Cámara Industrial de Cerámica Roja (Cicer) advirtió que “el impacto es especialmente grave en las empresas de menor escala, que constituyen la base del entramado productivo del sector”. La Asociación Citrícola del Noroeste Argentino (Acnoa) expresó “profunda preocupación” por la falta de suministro y la escalada de costos. Desde la Unión Industrial de Salta informaron que la falta de gas golpea al polo cerámico, los ingenios azucareros, las empresas citrícolas y tabacaleras, además de distintas economías regionales.

La Unión Industrial Argentina (UIA) elevó por escrito al secretario de Coordinación Productiva, Pablo Lavigne, una propuesta para llegar al ministro de Economía, Luis Caputo: dividir en partes iguales la diferencia entre el precio del GNL importado y el valor local, con el Estado absorbiendo la mitad como subsidio. El costo fiscal estimado era de USD 130 millones para el período junio-mediados de agosto. Caputo la rechazó.

El norte, el eslabón más débil

En el norte del país, la situación es estructuralmente más grave que en el centro o el AMBA: las obras de reversión del Gasoducto Norte aún no están terminadas, lo que limita el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia provincias como Salta, Jujuy y Tucumán. El GNL aparece allí como alternativa, pero a un costo que lo vuelve prácticamente inviable: su precio llega a ser seis veces superior al del gas proveniente de la cuenca neuquina.

El impacto no se limita a la industria. Las estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC) también sufrieron restricciones, con largas filas y piquetes registrados en La Plata. Desde fines de abril, las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires ordenaron limitar las ventas de GNC al cupo del firme contratado.

El costo de importar en un año de guerra

Este invierno entrarán al país alrededor de 25 cargamentos de GNL con un costo cercano a los USD 1.000 millones, a razón de unos USD 20 por millón de BTU. El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Juan José Carbajales proyectó que la factura total podría trepar hasta USD 1.400 millones, el doble de lo que costó en 2025. El salto responde a la escalada global de precios tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán: antes de la guerra, el GNL cotizaba alrededor de USD 11 por millón de BTU.

El sobrecosto energético tampoco se limita al gas. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) había proyectado en febrero un precio de USD 65 el MWh para mayo, pero terminó pagándose USD 105. En junio, el valor trepó a USD 142, en gran parte por el mayor uso de combustibles líquidos importados para generar electricidad ante la escasez de gas. La industria, que consume energía eléctrica de manera intensiva, paga así más caro tanto el gas como la luz en el momento de menor actividad del año.

La ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes llamado Néstor Kirchner— debería reducir a la mitad la dependencia del GNL importado en 2027. Hoy, la segunda parte del proyecto que permitirá ampliar aún más la capacidad de transporte del ducto, y, una vez finalizada, garantizar el abastecimiento de gas en el interior del país sobre todo durante los meses de invierno, ya está dentro del marco del RIGI.