El sector industrial de las provincias de Salta, Tucumán, Jujuy y Santiago del Estero se enfrenta a un escenario de extrema fragilidad para el trimestre invernal de junio-julio-agosto de 2026. Según advirtió la senadora y exsecretaria de Energía, Flavia Royón, “La industria del norte tiene una probabilidad de corte de gas de 80 días”, debido a una combinación crítica de declino productivo local, fin de las importaciones de Bolivia y límites técnicos en el transporte de la producción de Vaca Muerta.
La falta de abastecimiento afectará a sectores clave de la economía regional, como la industria sucroalcoholera, citrícola, tabacalera, del vidrio y la cerámica. Ante la insuficiencia de gas local, las empresas no tendrán otra alternativa que recurrir a la compra de Gas Natural Licuado (GNL) importado, cuyo costo se estima en 23 US$/MMBTU, un valor que quintuplica los 4 US$/MMBTU del gas producido en Vaca Muerta.
El fin del gas boliviano y el declino de la Cuenca Noroeste
Históricamente, el Noroeste Argentino (NOA) cubría entre el 65% y el 75% de su pico de demanda invernal —que alcanza los 22 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d)— mediante importaciones desde Bolivia. El resto se abastecía con la producción de los yacimientos salteños. Sin embargo, este esquema ha colapsado:
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Bolivia: La fuerte caída productiva en el país vecino llevó al cese de los contratos de importación en 2024, quedando solo envíos esporádicos mediante comercializadoras privadas como Trafigura o Gas Meridional.
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Cuenca Noroeste: Los yacimientos locales han mermado su rendimiento, aportando actualmente apenas 2,5 MMm3/d.
A pesar de que las obras de reversión del Gasoducto Norte permiten llevar gas desde Neuquén hacia el norte, el sistema actual tiene un tope físico de 15 MMm3/d. Este límite no podrá superarse hasta que se completen obras de infraestructura troncal en el centro del país, como el Gasoducto Oeste (Tratayén-La Carlota) y las ampliaciones de TGS hacia Santa Fe.
Cambio de paradigma: Sin subsidios de Enarsa y contractualización privada
En un giro estructural respecto a las últimas dos décadas, el gobierno de Javier Milei ha rechazado que Enarsa actúe como "proveedor de última instancia" para subsidiar el precio del gas importado. En una reciente reunión con industriales tucumanos, el subsecretario Federico Veller confirmó que el Estado no financiará el diferencial de precio del GNL.
Este nuevo escenario implica que:
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Compra Anticipada: Las industrias deben negociar directamente con traders privados la adquisición de cargamentos de GNL que ingresan por la terminal de Escobar.
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Riesgo de Mercado: El precio del fluido está condicionado por la volatilidad internacional derivada de la guerra en Medio Oriente.
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Apertura del Mercado: La aplicación de la Resolución 66 de la Secretaría de Energía promueve la libre contractualización entre privados. No obstante, los industriales denuncian que esta reforma ha reducido la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA en un 35,4%, dejando al sistema regional sin margen de maniobra frente al pico de consumo.
Infraestructura y Costos: El cuello de botella del NOA
| Variable Crítica | Valor / Estado Actual | Impacto en la Industria |
| Pico de Demanda NOA | 22 MMm3/d | Déficit de abastecimiento recurrente. |
| Capacidad Gasoducto Norte | 15 MMm3/d (Límite técnico) | Tope al envío de gas de Vaca Muerta. |
| Precio Gas Vaca Muerta | 4 US$/MMBTU | Solo disponible para una parte de la demanda. |
| Precio GNL Importado | 23 US$/MMBTU | Aumento de costos de producción del 475%. |
| Días de Corte Previstos | 80 días (Junio-Agosto) | Riesgo de paradas de planta y pérdida de producción |