El gas de Vaca Muerta se convirtió en motor de exportaciones argentinas, pero la paradoja es evidente: mientras la cuenca neuquina provee el 91% del gas exportado, las industrias del norte del país enfrentan cortes de suministro de entre 70 y 85 días cada invierno.

La Unión Industrial de Tucumán advirtió que los sectores azucarero y citrícola sufrirán nuevamente interrupciones este año. El precio spot de la electricidad trepó a USD 150/MWh, muy por encima de los USD 83–90 proyectados por Cammesa. El problema no es la producción —que alcanza hasta 60 millones de m³/día en invierno— sino la infraestructura: el sistema de transporte hacia el norte tiene un tope de apenas 15 millones de m³/día.

Detrás de esta brecha hay una decisión política. El Estado nacional resolvió que la construcción de nuevos gasoductos quede exclusivamente en manos del sector privado, sin financiamiento estatal. Tres obras buscan 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 el nuevo gasoducto Tratayén–La Carlota de TGN. La más avanzada recién estaría lista en abril de 2027, y la de TGN hacia fines de 2028.

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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— cerró un préstamo de USD 900 millones con cuatro bancos internacionales y firmó contratos con Alemania por ocho años. Pluspetrol ofertó capacidad hacia Chile por 52 años. En paralelo, el proyecto Argentina LNG (YPF, Eni y XRG) presentó 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 clara: los compradores externos obtienen contratos de largo plazo con certidumbre financiera, mientras la industria local negocia condiciones interrumpibles, invierno a invierno.

Las diferencias también se reflejan en los precios. Tecpetrol factura USD 3,41 por unidad en verano contra USD 7,79 en invierno, una brecha del 55%. Gasener, por su parte, indexa su precio al Brent más un 18%. En contraste, la discusión tarifaria doméstica sigue “muy politizada”, según los propios actores del sector.

De cara a los próximos años, Argentina está en camino de consolidarse como exportador global de gas natural licuado. Sin embargo, la solución estructural para que el mercado interno deje de racionar en invierno no llegará antes de 2028, de acuerdo con los plazos actualmente proyectados. La paradoja seguirá marcando la agenda energética: contratos externos blindados a décadas frente a un mercado interno que aún espera certidumbre.

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