El primer invierno sin garantía estatal de GNL subsidiado para la industria dejó al descubierto una fuerte diferencia entre sectores. Mientras algunas empresas pudieron pagar valores de entre US$ 18 y US$ 26, otras optaron por bajar o suspender la producción antes que afrontar el costo adicional.

Según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal, en los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas, la refinación adjudicó 61,3 millones de metros cúbicos y la agroindustria 44,6 millones. Entre ambos rubros reunieron 115,5 MMm3, equivalentes al 91,7% del total contratado.

Muy por detrás quedaron manufactura, con 3,7 MMm3; alimenticia, con 2,9 MMm3; siderurgia, con 1,5 MMm3; petroquímica, con 800.000 metros cúbicos; y caleras, con 700.000.

La asesora integral energética Nadia Sager explicó a EconoJournal que esa concentración respondió a la capacidad de pago y a la capacidad logística. Según indicó, refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto y además tenían condiciones para tomar el gas de los cargamentos, algo que dejó afuera a buena parte del resto del universo industrial.

El volumen comprado fue limitado frente a la demanda real. Sager detalló que la industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno. Por eso, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En términos de buques, equivale a unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.

Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana. En Tucumán, Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, señaló a EconoJournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 nucleadas por la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno. Entre ellas hubo cinco citrícolas, tres ingenios y firmas panaderas y metalmecánicas que trabajan con calderas.

El sector citrícola fue uno de los más comprometidos porque el corte llegó durante una etapa clave del proceso productivo: el secado de la cáscara. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo. Rocchia Ferro definió a la agroindustria azucarera como la columna vertebral de la matriz productiva tucumana.

En Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a los ingenios azucareros. Ledesma no sintió el impacto por su participación minoritaria en la UTE Aguaragüe y porque durante la zafra reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, pagó el gas a 20 dólares durante tres días. La Esperanza no se vio afectada.

Fuera del sector azucarero jujeño, las mineras de litio de la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados, por lo que no sufrieron cortes, aunque sí enfrentaron costos más altos, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.

El golpe más fuerte en Jujuy lo recibió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. Federico Gatti, presidente de la UI Jujuy, dijo a EconoJournal que el corte llegó en un pico de demanda de alimenticias de exportación y que las empresas hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla.

En Salta, las citrícolas, con La Moraleja como la más relevante, también estuvieron entre las más perjudicadas. Las tres industrias cerámicas de la provincia pararon primero al 100% y luego al 20%. Julio Fazio, vicepresidente de la UI de Salta, afirmó que la diferencia de factura de un mes equivalía a dos meses de masa salarial.

Las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a verse afectadas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el bajo uso de gas en su proceso productivo. Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, planteó a EconoJournal que, con márgenes muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas.

En Catamarca, Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubicó a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico. Las cementeras calculan no operar hornos entre junio y octubre, por lo que no sintieron el impacto. Las cerámicas se manejan de forma similar y no tienen consumo firme porque no pueden pagar multas por comprometer un volumen garantizado. Las alimenticias, con consumo firme y cercanas al gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento.

Pineda sostuvo que el daño más profundo para Catamarca no fue el de este invierno, sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia y condiciona el desarrollo provincial. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.

En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados por EconoJournal no precisaron un listado de sectores afectados, pero marcaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una de la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante las restricciones. Las otras dos aplicaron restricciones y multas por incumplimiento, pero no llegaron al corte total.

Una referente industrial que pidió reserva de identidad aseguró a EconoJournal que esa situación generó un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, porque las empresas que sostuvieron la producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL.

El cambio que llevó a este escenario se originó en marzo, cuando la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora. Esa decisión reactivó cláusulas de transporte firme con ventana, que durante años habían tenido una aplicación marginal. A la vez, Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir desbalances del sistema, rol que pasaron a ocupar comercializadores privados, en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar.

También incidió una demora en obras de transporte. 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. Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú, resumió que se perdió un invierno.

Carbajales también señaló una paradoja en las subastas de GNL industrial. Antes del esquema aplicado, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica cargamentos de GNL destinados al sistema. Ese proceso quedó desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Según Carbajales, el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación terminó concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias.

Sager agregó que al inicio faltaron información y procesos claros para adquirir GNL. Indicó que en mayo el primer mes quedó prácticamente desierto, en junio aparecieron generadores y comercializadoras, y en julio hubo mayor presencia de la industria.

Industriales consultados por EconoJournal admitieron que también faltó anticipación. Uno de ellos señaló que durante décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado y que este año las reglas cambiaron a último momento, en abril. Otro industrial sostuvo que una parte del sector, aun con margen para pagar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que comprar.

Una persona que asesora a grandes usuarios industriales contó a EconoJournal que muchas empresas tenían en sus contratos ventanas de corte y no las habían revisado. Sager coincidió en que esas cláusulas siempre estuvieron, aunque se aplicaban de manera muy excepcional.

Hacia 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no resolverlo por completo. La industria seguirá necesitando GNL y enfrentando cortes, aunque con precios proyectados al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno, sin el efecto guerra. Si avanzan las ampliaciones adicionales que se conversan en TGN, la necesidad de GNL se reducirá fuertemente.