La decisión de Refinor de destinar hasta 500.000 metros cúbicos diarios de gas al sector industrial del Noroeste Argentino (NOA) para afrontar el invierno vuelve a poner en evidencia una problemática que excede ampliamente a una empresa o a una coyuntura estacional. Detrás de esta medida aparece un proceso más profundo: la reconfiguración del sistema de abastecimiento de gas del norte argentino tras el fin de las importaciones desde Bolivia, el declive de la producción regional y las limitaciones de infraestructura que todavía restringen el acceso al gas producido en Vaca Muerta.
Mientras Argentina incrementa su capacidad de producción y avanza en proyectos orientados a la exportación, provincias como Salta, Jujuy, Tucumán, Catamarca, La Rioja y Santiago del Estero enfrentan restricciones de abastecimiento que afectan tanto a la actividad económica como a los consumidores residenciales.
Históricamente, entre el 65% y el 75% de la demanda regional era cubierta mediante importaciones provenientes de Bolivia, mientras que el resto se abastecía principalmente de la Cuenca Noroeste. Sin embargo, la producción boliviana registró una caída sostenida que llevó al fin de las exportaciones hacia Argentina, al mismo tiempo que la producción de la Cuenca Noroeste ingresó en una etapa de declinación que redujo significativamente su aporte al sistema.
El cuello de botella de la infraestructura
La salida de Bolivia como proveedor estructural del mercado argentino transformó al Gasoducto Norte en la principal vía de abastecimiento para el NOA. Sin embargo, la capacidad efectiva del sistema continúa condicionada por la falta de habilitación de las plantas compresoras asociadas al proyecto de reversión, consideradas indispensables para incrementar los volúmenes de transporte desde los centros productivos del sur hacia las provincias del norte.
Las estaciones compresoras de Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbreras debían entrar en operación durante 2025, pero los cronogramas originales no se cumplieron. La demora adquiere relevancia porque estas instalaciones son las que permiten elevar la presión operativa del sistema y aumentar la capacidad de despacho hacia el NOA. Sin ellas, el corredor opera con restricciones que limitan el volumen disponible para la región.
Actualmente, la capacidad de transporte se ubica en torno a los 15 millones de metros cúbicos diarios. En los períodos de máxima demanda invernal, el consumo regional puede alcanzar los 22 millones de metros cúbicos diarios. La diferencia adquiere mayor relevancia considerando que la producción de la Cuenca Noroeste, que históricamente complementaba el abastecimiento regional, se redujo a aproximadamente 2,5 millones de metros cúbicos diarios, muy por debajo de sus niveles históricos.
En consecuencia, el problema ya no está asociado a la disponibilidad de recursos en el sistema nacional sino a la capacidad de transportarlos hacia los centros de consumo del norte. Mientras la infraestructura pendiente no entre en operación, la región continuará dependiendo de mecanismos extraordinarios de abastecimiento, como importaciones vía Chile o acuerdos transitorios con productores locales, para cubrir los picos de demanda.
Impacto sobre la actividad económica
Las restricciones de transporte tienen efectos directos sobre la actividad industrial regional. Representantes empresariales de Salta y Tucumán señalaron que determinadas industrias podrían enfrentar interrupciones temporales del suministro durante el invierno.
A la disponibilidad física del recurso se suma un problema de costos. Mientras el gas proveniente de Vaca Muerta registra valores cercanos a los USD 4 por millón de BTU, las alternativas de abastecimiento mediante importaciones o Gas Natural Licuado (GNL) pueden ubicarse entre USD 12 y USD 27 por millón de BTU, dependiendo de las condiciones del mercado internacional y de la logística de suministro.
Esta diferencia genera una brecha competitiva entre las industrias del norte y aquellas radicadas en regiones abastecidas directamente por gas de producción nacional. Los sectores sucroalcoholero, citrícola y cerámico aparecen entre los más expuestos debido a su intensidad energética y al peso que tienen dentro de las economías regionales.
A ello se suma la reducción de la capacidad de transporte firme disponible para usuarios industriales de la región. La Resolución 66/2026 de la Secretaría de Energía redujo en un 35% esa capacidad para priorizar el abastecimiento residencial durante los períodos de mayor demanda, profundizando las dificultades operativas de numerosas empresas.
Medidas transitorias para sostener el abastecimiento
Ante las limitaciones de transporte y el déficit de oferta disponible durante los picos de demanda, el sistema recurrió a mecanismos extraordinarios de abastecimiento.
Uno de ellos es la importación de gas a través del gasoducto Norandino, que conecta la terminal chilena de Mejillones con la provincia de Salta. Tras el fin de las importaciones regulares desde Bolivia y la caída de la producción local, esta infraestructura se convirtió en una de las pocas alternativas disponibles para inyectar gas en el extremo norte del sistema. Sin embargo, el costo del suministro resulta considerablemente superior al del gas producido en Vaca Muerta. Mientras el gas nacional ronda los USD 3,5-4 por millón de BTU, el gas importado a través de Chile puede ubicarse entre USD 12 y USD 27 por millón de BTU.
En paralelo, Refinor acordó destinar hasta 500.000 metros cúbicos diarios al sector industrial del NOA. El esquema implica que la compañía, controlada por YPF, reduzca parte de su procesamiento habitual de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para liberar volúmenes que serán comercializados entre usuarios industriales de la región. No se trata de nueva producción incorporada al sistema, sino de una reasignación de gas ya disponible con el objetivo de aliviar las restricciones de abastecimiento durante los meses de mayor consumo.
El gas ofrecido por Refinor tendrá un costo estimado de entre USD 10 y USD 15 por millón de BTU. Aunque estos valores permanecen por encima del precio del gas de Vaca Muerta, representan una alternativa intermedia frente a las importaciones de emergencia, cuyos costos pueden superar los USD 20 por millón de BTU. Las condiciones de provisión deberán negociarse individualmente entre la empresa y cada usuario industrial.
El alcance de la medida es limitado frente a la magnitud de la demanda regional. El consumo industrial invernal del NOA ronda los 1,2 millones de metros cúbicos diarios, por lo que el aporte comprometido cubriría alrededor del 41% de las necesidades del sector. La iniciativa apunta especialmente a sostener la actividad de industrias intensivas en consumo energético, entre ellas los ingenios azucareros tucumanos y el complejo citrícola. De acuerdo con la información relevada, al menos dos ingenios ya habrían suscripto acuerdos bajo esta modalidad.
La medida surgió tras gestiones impulsadas por el gobierno de Tucumán ante la administración nacional y constituye una herramienta transitoria para mitigar el impacto económico de las restricciones energéticas mientras continúa pendiente la ampliación de la capacidad de transporte hacia el norte.
Dimensión social y vulnerabilidad energética
Las restricciones energéticas también tienen impacto sobre los hogares. Un relevamiento realizado en barrios populares de Salta indicó que el 37% de los hogares se encuentra en situación de pobreza energética al destinar más del 10% de sus ingresos al pago de electricidad, utilizada en numerosos casos como sustituto del gas.
La problemática trasciende a esa provincia. Diversos estudios muestran elevados niveles de vulnerabilidad energética en el norte argentino. En asentamientos informales del Nordeste Argentino (NEA), más del 70% de los hogares registra situaciones de pobreza energética media o alta, asociadas a conexiones precarias, interrupciones frecuentes del servicio y ausencia de acceso a redes de gas natural.
Las limitaciones del sistema también obligaron a aplicar restricciones sobre estaciones de GNC y usuarios con contratos interrumpibles con el objetivo de priorizar el abastecimiento residencial y de servicios esenciales durante los períodos de mayor demanda.
Un desafío de infraestructura y competitividad
La situación actual es consecuencia de la reconfiguración del esquema de abastecimiento del norte argentino tras el fin de las importaciones desde Bolivia. La combinación entre la caída de la producción regional, las restricciones de transporte y la dependencia de mecanismos extraordinarios de suministro expone una vulnerabilidad estructural que afecta tanto a la actividad económica como al acceso a la energía en los hogares.
En el corto plazo, la disponibilidad energética regional depende de importaciones, acuerdos de reasignación de gas y restricciones operativas para administrar la demanda. En el mediano plazo, la ampliación efectiva de la capacidad de transporte aparece como la variable central para reducir la dependencia de soluciones de emergencia, disminuir los costos energéticos que enfrenta la región y cerrar la brecha de competitividad respecto de otras zonas del país que acceden de manera directa al gas producido en Vaca Muerta.
