Se frena la industria por el alto precio del gas en invierno

Hoy es uno de los días más fríos del año y en las zonas industriales la baja temperatura no se siente solo en la calle. En plantas de cerámica, de ladrillos y de otros insumos para la construcción, las líneas se frenan por horas o directamente se apagan: no por falta de pedidos, sino por los altos costos del gas.

La escena tiene algo de paradoja: la Argentina es el país de Vaca Muerta, la cuarta reserva de gas no convencional del mundo, y aun así una parte de su industria se queda sin suministro en pleno invierno. El problema no es de producción, sino de transporte: no alcanza la infraestructura para abastecer con oferta local los picos de demanda de solo tres meses al año, y construirla no resulta rentable a menos que, el resto del año, esos gasoductos se llenen con gas para exportar.

Este invierno se generó la tormenta perfecta para la industria. El escaso margen fiscal del Gobierno lo obligó a cambiar la forma de repartir el gas local, priorizando a los hogares con el gas más barato, de producción propia, y dejando el mayor costo del importado en manos de la industria, incluso de las que pagan un contrato de gas “firme”, el que en teoría asegura el abastecimiento pase lo que pase.

En el sector adelantan que la medida terminará judicializada, por incumplimiento de contratos vigentes y falta de seguridad jurídica. El país todavía importa unos 23 buques de gas natural licuado (GNL) por año, entre mayo y agosto; esa dependencia debería bajar a la mitad en 2027, con la ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes Néstor Kirchner—.

Desde el Gobierno responden que la medida no debería sorprender. Aseguran que hace meses venían advirtiendo que la industria iba a pagar el costo real del gas este invierno, sin subsidios. El problema, admiten, es que en el medio se disparó el precio internacional por la guerra en Medio Oriente, que llevó el GNL de unos US$11 a US$26 el millón de BTU (la medida inglesa que se usa en el sector) en apenas unos meses.

“Las distribuidoras nos dicen que si seguimos consumiendo el gas que compramos con contrato firme, igual nos ponen una multa equivalente a US$35 el millón de BTU y nos cortan el servicio sin asegurarnos cuándo nos pueden volver a conectar. Como alternativa, nos sugieren comprar el GNL a Trafigura [la comercializadora] a US$23 o US$26. En todos los casos nos multiplica el costo que veníamos pagando, en torno a US$4,5”, resume un industrial afectado por los cortes.

La decisión oficial de no absorber ese salto tiene una explicación fiscal y otra política. La recaudación cae mes a mes y no hay margen para aumentar el gasto en subsidios, como en inviernos anteriores, ni espacio político para trasladar el sobrecosto a los hogares, cuyo poder adquisitivo todavía no se recuperó, sin golpear la inflación.

La paradoja es que este año el Estado recaudó más por los mayores precios internacionales del petróleo, pero ese ingreso extra no alcanzó a cubrir el bache energético. El fisco ya acumula atrasos por US$180 millones con las productoras de gas por los consumos de enero, febrero y marzo.

Para la industria, el impacto es doble. La demanda sigue débil y, además, se le multiplicó el costo del insumo. La situación afecta a la mayoría de las empresas del sector: al menos una de cada dos industrias evalúa reducir su actividad este mes, porque no tiene margen para absorber el mayor costo del gas, sostienen en la Unión Industrial Argentina (UIA).

Frente a esto, la cámara presentó dos propuestas al Gobierno. La primera fue pedir que el sobrecosto se reparta entre toda la demanda y no solo sobre la industria, pero le respondieron que los sobrecostos de la energía debían absorberlos los privados.

La segunda, por escrito, se elevó al secretario de Coordinación Productiva, Pablo Lavigne, para llegar al ministro de Economía, Luis Caputo. Consistía en dividir en partes iguales la diferencia entre los US$23 del gas importado y el valor local de US$4,5, y que el Gobierno absorba la mitad del costo como subsidio. El gasto fiscal estimado era de US$130 millones, entre junio, julio y mediados de agosto, y excluía a sectores que pueden frenar directamente en invierno, como la petroquímica, la siderurgia, los aceiteros y las destilerías.

Aun así, el fisco la rechazó. “Hubiéramos visto una especie de empatía del Gobierno de dar una mano”, sostiene un empresario.

“Es casi extorsivo lo que hizo el equipo económico con la industria”, admiten por lo bajo analistas del sector, que entienden el poco margen de la Secretaría de Energía que derivó en estas “desprolijidades”. La buena noticia, señalan, es que el próximo invierno debería regularizarse la situación, con mayor suministro de Vaca Muerta y menores precios internacionales.

Parte del conflicto tiene que ver, además, con el diseño de las subastas que el propio Gobierno organizó para que la industria comprara gas importado de manera directa. El mecanismo original exigía comprometerse a adquirir un volumen diario fijo o pagar una multa del 75% aunque no lo hubiera consumido —el esquema conocido como take or pay—. Con ese diseño, las primeras subastas quedaron desiertas, y el Gobierno terminó rediseñándolo para que la compra fuera mensual y no diaria.

En el Gobierno defienden el esquema con otro argumento: se trata solo de unas semanas al año y que “el costo anual del gas, incluyendo estas semanas de GNL, es por lejos el más bajo de la región”. Sobre el reclamo de que la industria terminó en manos de comercializadores como Trafigura, apuntan a una salida que existió: “Las empresas que hoy le compran a Trafigura son las que decidieron no tomar ese volumen en las subastas: optaron por no asumir el riesgo del take or pay y trasladárselo a un comercializador. El Estado no dejó a la industria a merced de un trader; montó el mecanismo para que comprara directo y parte de la industria eligió no usarlo”.

El sobrecosto energético no se limita al gas. Cammesa, la empresa que administra el despacho eléctrico, había proyectado en febrero un precio de US$65 el MWh para mayo, pero terminó pagándose US$105. En junio, el valor saltó a US$142, en gran parte por el mayor uso de combustibles líquidos importados para generar electricidad ante la escasez de gas. Para la industria, que también consume energía eléctrica de manera intensiva, el combo profundiza el mismo problema: paga más caro tanto el gas como la luz, justo en el momento de menor actividad del año.

La Unión Industrial de Córdoba (UIC) resumió el malestar del sector en un comunicado titulado “La industria no puede producir en la ley de la jungla energética”.

“Las restricciones e interrupciones de gas, incluso sobre contratos firmes y semifirmes, afectan la continuidad operativa de industrias que dependen de este insumo esencial para producir. Estamos hablando de plantas que deben reducir actividad, reorganizar procesos, incumplir programas de entrega o asumir costos extraordinarios”, señaló la entidad, que además cuestionó la falta de transparencia.

“El mercado queda librado a una lógica de ‘ley de la jungla’, donde prevalece quien tiene mayor capacidad de negociación, en lugar de un sistema transparente y equitativo”, dijeron.

Por ahora no hay señales de que el esquema cambie antes de que termine el invierno: la discusión empieza a mudarse a los tribunales, mientras la industria espera que la ampliación del gasoducto Perito Moreno y una eventual baja de los precios internacionales del GNL le den, recién el año que viene, algo de aire.

Por Sofía Diamante

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