Si no se encuentra registrado, por favor complete el siguiente formulario y le suministraremos datos de acceso.
Pese a la reversión del Gasoducto Norte, los picos de demanda invernal de las provincias del noroeste argentino (NOA) no podrán ser cubiertos íntegramente por el gas proveniente de Vaca Muerta. A pesar de los avances en la infraestructura de transporte, se anticipa que durante el invierno el consumo en la región superará levemente los 22 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), mientras que la Cuenca Noroeste apenas aporta 2,5 MMm³/d, y el Gasoducto Norte —tras su reversión parcial— sólo podrá inyectar hasta 15 MMm³/d.
El cronograma inicial preveía que para este invierno estuvieran operativas las reversiones de las plantas compresoras de Ferreyra, Dean Funes, Lavalle y Lumbreras, gestionadas por Transportadora de Gas del Norte (TGN). Estas obras permitirán elevar la capacidad de transporte a 19 MMm³/d, aunque este aumento estará disponible recién en los meses de junio o julio. Según voceros de las empresas contratistas, los trabajos avanzan conforme al cronograma ajustado a requerimientos de ingeniería adicionales surgidos junto a ENARSA y TGN.
Para mitigar el déficit de oferta, las distribuidoras deberán recurrir a un mix que incluirá importación de Gas Natural Licuado (GNL) desde Chile, vía la planta regasificadora de Mejillones mediante el Gasoducto Norandino, además del uso de combustibles líquidos para generación eléctrica y eventuales importaciones de energía eléctrica de países limítrofes. Estas alternativas dependen aún de decisiones pendientes de la Secretaría de Energía.
El abastecimiento de gas en el NOA involucra a las distribuidoras Gasnor (Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero), Ecogas (Catamarca, La Rioja y Córdoba), y en menor medida a Litoral Gas (Santa Fe). Todas ellas tienen pendiente la reconfiguración de contratos de abastecimiento y transporte, dado que su mix de suministro ha cambiado de fuentes tradicionales como Bolivia o la Cuenca Noroeste hacia una provisión más desde la Cuenca Neuquina.
Este cambio estructural requiere la revisión de los cuadros tarifarios, actualmente diseñados para un flujo norte-sur, no para la nueva realidad de transporte desde Neuquén. Asimismo, las distribuidoras demandan que parte de la capacidad del Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) sea reasignada a sus necesidades, y no esté exclusivamente reservada a CAMMESA, en virtud de los contratos firmados en junio de 2023 que aseguraron en condición firme 21 MMm³/d a la administradora del mercado eléctrico.
Algunos actores consideran que dicha asignación rígida constituye un error estratégico, ya que limita la flexibilidad para abastecer al mercado prioritario de usuarios residenciales e industriales del norte, y obliga a recurrir a costosas importaciones de GNL o combustibles líquidos.
Para una solución estructural, el sector energético apunta a la ampliación del Gasoducto Centro Oeste, también operado por TGN. Este ducto conecta Neuquén con Santa Fe, atravesando Córdoba, y recientemente ha sido vinculado al Gasoducto Norte mediante un tramo de 122 kilómetros entre La Carlota y Tío Pujio.
Debido al nuevo esquema establecido a la obra pública, esta ampliación deberá ser ejecutada con financiamiento exclusivamente privado. Se proyecta que permitiría sumar unos 10 MMm³/d de gas adicional para el NOA y habilitaría exportaciones en firme a Brasil, fortaleciendo el cambio de paradigma energético argentino tras el cese definitivo de importaciones desde Bolivia en el último trimestre de 2024.
Se evalúan dos alternativas técnicas: ampliar el actual gasoducto o construir un nuevo trazado diagonalizado. Esta última opción permitiría una capacidad inicial de 20 MMm³/d, expansible mediante la adición progresiva de plantas compresoras conforme a la evolución de la demanda.
En paralelo, el Gobierno Nacional decretó, mediante el Decreto 286/2025, la privatización total de Energía Argentina S.A. (ENARSA). La medida, enmarcada en la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, implica la separación de las distintas unidades de negocio de la empresa y su posterior venta.
En una primera etapa, se procederá a la enajenación del 100% de las acciones de ENARSA en CITELEC S.A., empresa controlante de Transener, responsable del 85% de la transmisión eléctrica en el país. La privatización busca corregir las ineficiencias estructurales de ENARSA, que en 2023 requirió aportes estatales por aproximadamente 1,23 billones de pesos, sin lograr resultados acordes en calidad de servicio ni en administración.
El decreto señala que la participación accionaria de ENARSA abarca numerosas compañías de generación hidroeléctrica y termoeléctrica, como Vientos de la Patagonia, Hidroeléctrica Argentina, Termoeléctrica José de San Martín y Termoeléctrica Manuel Belgrano, entre otras.
La política de privatización tiene como objetivos centrales:
Complementariamente, mediante la Disposición 1/2025, el Ministerio de Economía lanzó un plan de regularización de deudas de las distribuidoras eléctricas con CAMMESA, que ascienden a aproximadamente 1.000 millones de dólares. El esquema contempla 12 meses de gracia y 72 cuotas de financiación, con exigencias de cumplimiento estricto para acceder a beneficios adicionales.
Este programa es parte de una estrategia más amplia para normalizar el mercado eléctrico mayorista, que logró elevar la cobrabilidad del 48% al 97% en pocos meses mediante ajustes tarifarios, focalización de subsidios y desregulación progresiva.
Si no se encuentra registrado, por favor complete el siguiente formulario y le suministraremos datos de acceso.