El Tribuno 08-07-2026 Daniel Montamat, exsecretario de Energía de la Nación, exdirector de Gas del Estado y expresidente de YPF, trazó un diagnóstico completo sobre la crisis de abastecimiento en el norte argentino. Señaló que el cuello de botella no está en los recursos sino en la infraestructura, explicó el impacto de la estacionalidad extrema del consumo, detalló el rol del GNL, los costos que enfrentan las industrias y la falta de inversión. El también economista y abogado sostuvo que el rumbo energético del gobierno nacional es correcto, pero advirtió que sin inversiones y reglas claras, las dificultades en el sistema persistirán.

Pese a las obras de reversión ejecutadas en el Gasoducto Norte, el abastecimiento de las provincias del NOA sigue siendo endeble. ¿Por qué no llegan volúmenes suficientes desde Vaca Muerta a la región?

Porque la reversión todavía no está terminada. Faltan plantas de compresión para llevar más gas al norte. Incluso, hay prevista una tercera etapa para enviar a Brasil, a través de gasoductos que están con capacidad ociosa en Bolivia, unos 10 millones de metros cúbicos diarios. Esas obras, en principio, estarían terminadas para el próximo invierno. Hacen falta obras de redes, gasoductos de conexión entre las reservas de Vaca Muerta y La Carlota, para que el gas neuquino pueda subir por el Gasoducto del Norte revertido con flujos suficientes para abastecer a las provincias del NOA.

En estos últimos días Bolivia, desde donde teníamos los despachos prácticamente cortados, ha estado dando algo de gas para cubrir a la zona norte. Esas transacciones, según pude relevar, han estado en el orden de un millón novecientos mil metros cúbicos por día. Es decir, hubo alguna compensación por ese lado, pero en lo que hace al fondo del problema, las obras de repotenciación para revertir completamente el Gasoducto del Norte estarían terminadas, deseablemente, el próximo año.

¿Dónde observa las mayores limitantes que impiden, por el momento, reforzar el abastecimiento del país con las cuantiosas reservas de la Cuenca Neuquina?

Hay que ser claros: no es un problema de gas, sino de falta de infraestructura para evacuarlo. Las reservas de Vaca Muerta dan para el mercado doméstico, el regional y más. Estamos tratando de llevar ese gas a mercados internacionales a través de proyectos de GNL. Ahora bien, tenemos que asegurar gas suficiente para el abastecimiento interno. Y se da en Argentina una característica que otros países de climas más templados no tienen: hay una estacionalidad en el consumo de gas en el invierno. El gas residencial tiene una demanda promedio de 25 millones de metros cúbicos por día. En invierno, en los días de mucho frío, esa demanda sube a 92 o 93 millones de metros cúbicos por día. Es decir, se multiplica casi por cuatro. Eso es lo que se llama demanda prioritaria. Entonces: ¿cómo hacemos para que en el invierno haya gas para los hogares que multiplican por cuatro su demanda, sin cortar el gas a aquellos que lo tienen contratado en firme? Porque hay algunos a los que se les ha cortado pese tener contratado suministro interrumpible, que es más barato, justamente, porque se puede llegar a cortar. Y además: ¿cómo hacemos para que industrias y estaciones de GNC, que tienen una demanda bastante estable durante todo el año, no se queden sin gas cuando los residenciales multiplican por cuatro su consumo? Eso está resuelto teóricamente, y en aquellos países que han respetado reglas de juego de largo plazo y señales de precio, lo que se hace es desarrollar la cadena de almacenamiento, lo que se llama "peak shaving". Ya hay una planta funcionando en la provincia de Buenos Aires, pero no se hicieron más, porque en la Argentina se rompieron reglas de juego y se alteraron señales de precios. El mecanismo es sencillo: como en invierno hay pico de demanda, se compra gas en verano, cuando es más barato por la sobreoferta. Se almacena en una planta criogénica y en invierno, cuando viene el pico, se lo reinyecta al sistema y vende a las industrias para que nos les falte.

"En invierno, la demanda de gas residencial se cuadruplica: pasa de 25 a más de 90 millones de metros cúbicos diarios"

Para que eso funcione se necesitan precios que reflejen las diferencias entre verano e invierno y tarifas de transporte que diferencien claramente el servicio firme del interrumpible. Con ese esquema, el problema se resuelve internamente para que el sistema disponga de gas abundante también en la estacionalidad de invierno.

Como no tenemos todavía esas plantas de "peak shaving", salvo una sola, construida en los años noventa cuando se privatizó el sistema, lo que se hizo en todos estos años fue tratar resolver los picos de demanda de invierno con importaciones de GNL, gas que llega por barcos, al puerto de Escobar. Este año esas importaciones vinieron extremadamente caras por el conflicto en Medio Oriente. Las industrias venían pagando, cuando no había esta estacionalidad, alrededor de 4,5 dólares el millón de BTU. Hoy deben comprar ese mismo suministro a más de 18 dólares el millón de BTU. Y ahí hay una discusión porque el Gobierno no quiere aumentar los subsidios sobre ese gas porque tiene las cuentas públicas muy ajustadas y los industriales dicen, también con sus fundamentos, que con esos precios no les cierran los costos. Esto se paliaría con obras que estarían terminadas en 2027. Hoy estamos importando unos 28 barcos y el año que viene sería la mitad. Entonces habría más gas nacional a menos precio para todos, incluido el norte. Pero para resolver el problema de fondo, necesitamos más plantas de peak shaving.