La industria argentina enfrenta un nuevo cuello de botella energético en pleno invierno: el alto costo del gas importado. El Gobierno decidió que el sector productivo absorba el sobrecosto del combustible que llega del exterior, encarecido por la guerra en Medio Oriente, y al menos una de cada dos empresas evalúa reducir su actividad durante julio.
El problema no es la falta de gas en el país, sino la falta de infraestructura para transportar la producción local de Vaca Muerta durante los picos de demanda invernal. Argentina sigue importando unos 23 buques de gas natural licuado por año entre mayo y agosto. Esa dependencia debería bajar en 2027 con la ampliación del gasoducto Perito Moreno, antes llamado Néstor Kirchner.
Este invierno se combinaron varios factores: más demanda residencial por el frío, poco margen fiscal del Gobierno, imposibilidad política de trasladar todo el costo a los hogares y un salto del precio internacional del GNL. El combustible importado pasó de alrededor de US$11 a entre US$23 y US$26 por millón de BTU. Para industrias que venían pagando gas local cerca de US$4,5, el impacto es enorme.
El Gobierno priorizó a los hogares con el gas más barato de producción local y dejó el gas importado más caro para la industria, incluso para empresas que tenían contratos de gas firme. El sector denuncia que las distribuidoras les plantean dos opciones: pagar el GNL importado a valores muy superiores o enfrentar multas de hasta US$35 por millón de BTU y posibles cortes del servicio.
La Unión Industrial Argentina advierte que al menos la mitad de las empresas evalúa reducir actividad este mes. Los rubros más afectados son los intensivos en energía, como cerámica, ladrillos, insumos para la construcción y otras ramas que no pueden trasladar semejante suba de costos a precios finales porque la demanda sigue débil.
La UIA había pedido alternativas. Primero, que el sobrecosto se distribuyera entre toda la demanda y no solo sobre la industria. Después propuso que el Gobierno absorbiera la mitad de la diferencia entre el gas importado y el gas local, con un costo fiscal estimado en US$130 millones entre junio, julio y mediados de agosto. El Ministerio de Economía rechazó esa posibilidad.
El Gobierno defiende su decisión con dos argumentos: no hay margen fiscal para nuevos subsidios y el costo anual del gas para la industria, aun incluyendo estas semanas de GNL caro, seguiría siendo bajo en comparación regional. También sostiene que armó subastas para que las empresas compraran gas importado directamente, pero que muchas no tomaron ese riesgo y terminaron recurriendo a comercializadores como Trafigura.
El conflicto podría judicializarse. Las empresas sostienen que hubo incumplimiento de contratos vigentes, especialmente en casos de gas firme, y denuncian falta de seguridad jurídica. La Unión Industrial de Córdoba habló de una “ley de la jungla energética” y cuestionó que el acceso al gas dependa de la capacidad de negociación de cada empresa.
El problema también alcanza a la electricidad. Cammesa había proyectado en febrero un precio de US$65 por MWh para mayo, pero terminó en US$105. En junio saltó a US$142 por el mayor uso de combustibles líquidos importados para generar energía ante la escasez de gas. Para la industria, el combo es doble: más caro el gas y más cara la luz, en un momento de baja actividad.
