El invierno de 2025 comenzó con heladas que expusieron, una vez más, la frágil situación del abastecimiento gasífero en Salta y otras provincias del NOA.
Estaciones de GNC, usinas térmicas e industrias evitaron cortes gracias a contratos privados que permitieron retomar importaciones transitorias de gas desde Bolivia para las generadoras eléctricas. Sin embargo, esta solución provisional no logra cubrir la demanda proyectada de 22 millones de metros cúbicos diarios, dejando a la región ante otro invierno marcado por la incertidumbre energética.
A pesar de las obras de reversión del Gasoducto Norte, inauguradas en noviembre de 2024 con una inversión de 740 millones de dólares, el objetivo de abastecer al NOA con gas de Vaca Muerta, reducir importaciones y abrir mercados de exportación está lejos de concretarse. Actualmente, el gasoducto solo puede transportar un máximo de 15 millones de metros cúbicos diarios desde Córdoba hacia el norte, limitado por un cuello de botella que requiere obras adicionales en Neuquén para incrementar el flujo de gas al centro del país. Estas obras, aún no definidas, demandarían grandes inversiones y tiempos prolongados.
A esto se suma que las plantas compresoras de Ferreyra, Deán Funes (Córdoba), Lavalle (Santiago del Estero) y Lumbreras (Salta), esenciales para la reversión, siguen inconclusas, pese a que debían estar operativas en mayo de 2025. La producción local de gas en la Cuenca Noroeste, proveniente de Acambuco, Aguaragüe y Ramos, apenas aporta 3 millones de metros cúbicos diarios, insuficientes para la demanda regional.
La Secretaría de Energía de la Nación había anunciado hace dos meses planes para importar Gas Natural Licuado (GNL) desde Mejillones (Chile) a través del gasoducto NorAndino y combustibles para generación, pero aún no hay confirmaciones oficiales sobre acuerdos o su implementación. Mientras tanto, el NOA enfrenta un invierno con soluciones parciales y un sistema gasífero que no logra garantizar estabilidad.
