Una combinación explosiva de frío extremo, malas decisiones operativas de Nación y fallas técnicas en algunos de los principales yacimientos productores de gas de Vaca Muerta desencadenó la semana pasada la mayor crisis en muchos años en el sistema gasífero argentino. La ola polar, que empujó la demanda a niveles históricos, dejó al sistema en jaque y obligó al Gobierno a implementar cortes de suministro a industrias, estaciones de GNC, exportaciones a Chile y, en casos excepcionales, incluso a usuarios residenciales, como ocurrió en la ciudad de Mar del Plata.
El origen del problema se remonta al fin de semana del 29 y 30 de junio, cuando importantes plantas de procesamiento en Vaca Muerta de yacimientos como La Calera, y Aguada Pichana Este, — sufrieron fallas operativas, según indicaron desde el Ministerio de Energía de Neuquén.
En el caso de La Calera, un recambio de válvula afectó la producción entre el domingo y el lunes, aunque fue resuelto rápidamente y la planta retomó operaciones normales desde el martes. Aguada Pichana Este, en cambio, tuvo que detener su funcionamiento de forma preventiva durante unas seis horas el lunes 30 para revisar la planta ante el disparo de alarmas, y luego volvió a producir a full cuando se constató que no se registraron desperfectos.
Fuentes de la industria aseguran que las fallas técnicas fueron generalizadas entre las principales productoras de gas de la cuenca, también afectadas por las bajas temperaturas y dificultades no críticas. En conjunto, la producción de gas inyectado en los gasoductos desde Neuquén cayó de 107 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) el viernes 27 de junio a 99 MMm³/d el lunes 30. Es decir, una caída de 8.5 MMm³/d en apenas tres días.
De todos modos, si no hubiera caído la inyección de esos importantes campos gasíferos neuquinos, también la oferta habría sido deficitaria.
El frío desató una demanda récord
Justo cuando se produjo esta merma inesperada en la oferta, la demanda prioritaria (es decir, la de hogares, hospitales y escuelas) escaló como pocas veces antes. El lunes 30 de junio se alcanzó un récord de 98.4 MMm³/d, que superó el pico histórico del 10 de julio de 2024 (91.9 MMm³/d). La suba fue anticipada por los pronósticos meteorológicos, pero no así la caída en la producción, que fue declarada “fuerza mayor” por las empresas afectadas.
Esta combinación de factores —una suba de 15.7 MMm³/d en la demanda y una caída de 8.5 MMm³/d en la oferta— dejó un agujero operativo de 24.2 MMm³/d en un sistema que, a diferencia de otros países, carece de almacenamiento subterráneo de gas.
El “linepack” —la cantidad de gas almacenado en los gasoductos para garantizar la presión del sistema— llegó a registrar un déficit de 26.1 MMm³ el martes 1 de julio, una cifra que puso en riesgo el equilibrio general del sistema. Técnicamente, si esa caída no se hubiera revertido en los días siguientes, el suministro para usuarios prioritarios también habría estado en juego.
La reacción tardía de Nación
Fuentes consultadas aseguran que la reacción desde el Gobierno nacional fue tardía. Las órdenes para reducir el consumo en industrias y cambiar la matriz de abastecimiento de las centrales térmicas (de gas a gasoil o fuel oil) llegaron con retraso, lo que agravó el déficit durante el lunes y martes.
El corte de gas afectó a miles de industrias a lo largo del país, muchas de las cuales habían sido advertidas de posibles interrupciones, pero no de la magnitud que finalmente ocurrió. También se suspendieron las exportaciones a Chile, como parte de las cláusulas contractuales que priorizan el consumo interno en situaciones de emergencia.
En gran parte del país, estaciones de GNC dejaron de funcionar entre el lunes 30 de junio y el miércoles 2 de julio. En casos extremos, como en Mar del Plata, usuarios residenciales reportaron falta de suministro durante algunas horas del martes, una situación inusual que refleja la gravedad del episodio.
Ante la magnitud del problema, fue convocado el Comité de Crisis, que integran las Licenciatarias de Transporte y Distribución de Gas, el Enargas y la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, con la participación de Cammesa y Enarsa. Allí se decidió aplicar los cortes para resguardar el suministro a la demanda prioritaria, aunque el timming no fue el ideal.
Día por día: un sistema bajo presión
Según datos del Enargas, el déficit entre demanda y oferta se mantuvo durante varios días consecutivos:
- 30 de junio: demanda de 178.4 MMm³, inyección de 159.0 MMm³ (déficit: 19.4 MMm³)
- 1 de julio: demanda de 182.1 MMm³, inyección de 154.2 MMm³ (déficit: 27.9 MMm³)
- 2 de julio: demanda de 178.4 MMm³, inyección de 156.0 MMm³ (déficit: 22.4 MMm³)
- 3 de julio: demanda de 168.9 MMm³, inyección de 160.6 MMm³ (déficit: 8.3 MMm³)
- 4 de julio: demanda de 160.5 MMm³, inyección de 161.1 MMm³ (superávit de 0.6 MMm³)
Recién el viernes 4 de julio el sistema mostró señales de recuperación, gracias al descenso de la demanda por una leve mejora climática y la normalización de las plantas en Vaca Muerta.
Este episodio volvió a dejar en evidencia una fragilidad estructural del sistema energético argentino: la falta de almacenamiento de gas para enfrentar eventos de alta demanda y baja oferta. También se expuso una excesiva dependencia de la cuenca neuquina, sin suficientes alternativas que puedan abastecer rápidamente a los centros de consumo en situaciones críticas.