Transporte o faltante, la llave
En el pico de la ola polar de comienzos de julio, las restricciones de gas dejaron de circunscribirse a los contratos interrumpibles y alcanzaron a industrias con contratos firmes en el Litoral, Córdoba y el noroeste argentino. Frente a ese salto, la Unión Industrial Argentina (UIA) reclamó que el Gobierno convoque el comité de emergencia que prevé la normativa gasífera, con un argumento técnico preciso sobre el origen del faltante.
La entidad fabril, que preside Martín Rappallini, sostiene que la causa de la restricción define el procedimiento aplicable. Si el límite proviene de la capacidad de transporte, la distribuidora está habilitada a activar la ventana que contempla el contrato. Si el límite proviene de un faltante comercial de gas, corresponde reunir el comité para verificar si otros productores o comercializadores disponen de volúmenes capaces de abastecer esa demanda. Esa frontera decide, en los hechos, quién asume el sobrecosto del invierno.
El comité es el mecanismo que la normativa de despacho y el Reglamento de Servicio reservan para las situaciones de escasez. Lo integran las transportistas, las distribuidoras, el ente regulador, la Secretaría de Energía, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y Energía Argentina (ENARSA). Su función es resguardar la demanda prioritaria (hogares, hospitales y establecimientos educativos) y ordenar, cuando el sistema lo exige, las restricciones sobre la demanda que no tiene esa prioridad: industrias, centrales térmicas y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).
El ente que hoy debe convocarlo es el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE), constituido por el Decreto 452/2025. Durante la transición, las unidades y la normativa del ex Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) siguen operativas, de modo que el andamiaje de emergencia que se invoca es el mismo que regía antes de la fusión con el ente eléctrico.
Transporte o faltante: la llave del reclamo
Los números del pico dan la dimensión del cuadro. El 1 de julio la demanda total de gas llegó a 160,4 millones de metros cúbicos, de los cuales 86,4 millones correspondieron al consumo residencial y 27,2 millones a la industria, según los registros del regulador. Las fábricas consumen en promedio unos 35 millones de metros cúbicos diarios a lo largo del año, y el sector plantea que al menos 15 millones deberían quedar garantizados por contratos firmes para sostener la producción en los picos.
El impacto es dispar por región. La Unión Industrial de Tucumán informó una restricción cercana al 70% en el abastecimiento, con paso previsto a la llamada Rampa 0, el corte gradual que evita dañar los equipos. En Salta, el sector estima una reducción de alrededor del 35% en la capacidad firme asignada a las industrias. El reclamo por convocar el comité se apoya en un actor técnico específico: la Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), que ya había presentado observaciones formales sobre la firmeza contractual en la consulta pública del rediseño del transporte.
El sistema reconfigurado detrás del corte
El recorte de capacidad firme hacia el norte no nació con la ola polar. La Resolución 66/2026 de la Secretaría de Energía dispuso, en marzo, la reconfiguración del sistema de transporte dentro de la emergencia energética declarada en diciembre de 2023 y prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027 por el Decreto 49/26. El fundamento oficial es estructural: el declino de la Cuenca Noroeste y la caída del suministro desde Bolivia, frente al peso creciente de la producción no convencional de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
La instrumentación llegó con la Resolución 409/2026 del ENARGAS, que ordenó a las licenciatarias adecuar o celebrar nuevos contratos de transporte firme antes del 1 de mayo, con vigencia mínima hasta abril de 2028, y otorgó carácter firme, tarifario y de despacho, a ciertos servicios de intercambio y desplazamiento para sostener contratos preexistentes desalineados por la eliminación de rutas tradicionales. En esa redefinición, el corredor del norte quedó más expuesto, a la espera del gasoducto Tratayén–La Carlota, la obra en la órbita de Transportadora de Gas del Norte (TGN) que permitiría descomprimir la región.
Sobre esa base se monta el problema de costos. El GNL importado ronda este año los u$s 26 por millón de BTU, contra los u$s 11 del invierno pasado, empujado por el encarecimiento internacional tras el conflicto en Medio Oriente, mientras el gas local se ubica en torno a los u$s 4,5. La UIA había propuesto repartir esa diferencia y que el Estado absorbiera la mitad, con un costo fiscal estimado en unos u$s 130 millones entre junio y mediados de agosto, planteo que el Ministerio de Economía rechazó. La doctrina oficial quedó fijada por la secretaria de Energía, María Tettamanti, quien sostuvo que la industria es la que queda sin transporte en los picos y debe conseguir gas regasificado a costo real, una decisión que corresponde al privado según costos relativos.
La escena convive con un dato que el propio sector remarca: la producción nacional de gas marcha en niveles altos y la capacidad de transporte de los dos segmentos opera en sus máximos. El cuello del invierno se ubica en la arquitectura de transporte y comercialización que traslada el sobrecosto a la fábrica, y ahí es donde la convocatoria del comité se vuelve la palanca inmediata que la UIA presiona.