En la última semana de junio y primera semana de julio tuvieron lugar los días más fríos del año 2026, al menos, hasta el momento. El consiguiente aumento de la demanda de gas natural produjo una serie de comentarios adversos sobre el funcionamiento del sistema de gas natural, especialmente de sectores del GNC e industriales, con quejas en relación con la falta de abastecimiento.

¿Cuál es el comportamiento del sistema en estos días? El objetivo de este trabajo es analizar el comportamiento del sistema de gas natural en los días más fríos, los cambios que se esperan en los próximos años y las consiguientes conclusiones y recomendaciones.

Aumento de la demanda de gas en invierno y restricciones por tipo de usuarios

  • Abastecimiento de la demanda prioritaria y de generación térmica

En la Fig. 1, a la izquierda, se muestra la relación entre la temperatura media diaria en GBA y la demanda diaria de gas natural para residenciales y comerciales (demanda prioritaria). A la derecha se muestra la relación entre la temperatura media diaria en GBA y la demanda diaria para generación térmica sumando al gas natural el consumo de gas oil (GO) y fuel oil (FO) en metros cúbicos (m3) equivalentes de gas natural (GN). En ambos casos no se incluyeron los días feriados para evitar que la disminución de la demanda total que ocurre en esos días afecte el análisis.

La demanda prioritaria alcanzó un pico de 95.8 MMm3/d el 3 de julio de 2026 con una temperatura media de 5.2°C. Ese mismo día la demanda potencial de GN para generación térmica (es decir, lo que se hubiera consumido de GN en caso de haber estado disponible) fue de 59.5 MMm3/d. Como se verá en la Fig. 7, la suma de ambos equivale a toda la capacidad de inyección actual de GN en el sistema.

En la Fig. 2, a la izquierda, se muestra la demanda prioritaria y el consumo de GN en usinas sin los días feriados en el período de mayo a julio 2026, mientras que en la misma figura a la derecha se muestra la demanda prioritaria y la demanda de usinas cuando se agrega al GN el consumo de FO y GO en m3 de GN equivalentes. Surge de la figura la notable correlación entre la demanda potencial de GN en usinas y la demanda residencial en los días más fríos del período invernal (notar las escalas diferentes en la figura para ambos tipos de demanda).

Un aspecto al que no se le ha prestado mucha atención es que, en el invierno, un descenso de la temperatura provoca también un aumento de la demanda de electricidad la cual, en la situación actual, solo puede ser cubierta por un aumento de la generación térmica.

A los efectos de contar con datos actuales, se estableció la correlación entre las demandas en días laborables y las correspondientes temperaturas de los meses de invierno 2026, incluyendo mayo, junio y julio y considerando solo los días con temperaturas medias por debajo de los 11°C.

En la Fig. 3, a la izquierda, se muestra la correlación entre la demanda prioritaria (residenciales y comerciales) y la temperatura media diaria del anillo de Buenos Aires. Como se muestra en la figura, la demanda prioritaria aumenta 2.6 MMm3/d por cada grado de descenso de la temperatura media diaria en el anillo de Buenos Aires.

En la Fig. 3 a la derecha, en tanto, se muestra la correlación entre la demanda de GN equivalente para generación (es decir, la demanda de GN, GO y FO) en función de la temperatura media del anillo de Buenos Aires. Como se ve en la figura, el aumento de la demanda de GN equivalente es de 1.8 MMm3/d por cada grado de descenso de temperatura.

Sumando ambos efectos, el de la temperatura sobre la demanda prioritaria y sobre la demanda de generación térmica, el aumento es de 4.4 MMm3/d por cada grado de disminución de temperatura por debajo de los 11°C media diaria en GBA. Es decir que un pico invernal 3 grados más frío que el de 2026 demandaría aproximadamente todo el aumento de capacidad de transporte del gasoducto Perito Moreno (IP de TGS) previsto para el próximo invierno 2027, demostrando la sensibilidad del sistema argentino a las condiciones climáticas de cada año.

En un sistema como el argentino, sin grandes almacenamientos subterráneos cerca de la demanda, los picos de la demanda invernal son cubiertos por la importación de GNL (como abastecimiento de GN por fuera de las cuencas productivas) y por cortes en el servicio interrumpible, fundamentalmente usinas que pasan a consumir GO y FO, y por la disminución del abastecimiento a industrias con servicio interrumpible o con el llamado “firme con ventanas”.

En la Fig. 4 (izquierda), se muestran las importaciones diarias de GN de Bolivia y Chile (GNL desde el norte de Chile), GNL en Escobar y el consumo de GO y FO en usinas. En el día pico, este abastecimiento complementario alcanzó los 44 MMm3/d (20.6 MMm3/d de GNL, 21.1 MMm3/d de GO / FO y 1.9 MMm3/d de Bolivia). A esto hay que sumar un aporte de 2.5 MMm3/d de la planta de peak-shaving de Naturgy BAN en General Rodríguez (Pcia. Bs. As).

Debido a las restricciones de transporte desde Neuquén a La Carlota (Fig. 8), la necesidad de importar GN de Bolivia se mantiene aún con temperaturas relativamente moderadas. Como se ve en la Fig. 4 (derecha), en los días más fríos del invierno el aumento de la demanda de GN para generación térmica se traslada directamente al aumento de la demanda de GO y FO, correspondiente a unos 1.8 MM3/d de GN equivalente por cada grado de disminución de la temperatura media diaria.

  • Abastecimiento de la demanda de GNC

En la Fig. 5, a la izquierda, se muestran la demanda prioritaria y el consumo de GNC, sin días feriados, en el período de mayo a julio 2026 (es importante notar las diferentes escalas: la prioritaria corresponde al eje de la izquierda y el GNC al eje de la derecha). El consumo de GNC se mantuvo casi siempre entre los 5 y 6 MMm3/d (con sus picos de demanda correspondientes a los días viernes), sin verse afectado en forma significativa en los días con restricciones como consecuencia de la demanda residencial elevada.

Es interesante notar el hecho que la demanda total de GNC prácticamente se mantuvo inalterada a pesar de las quejas publicadas de falta de abastecimiento en algunas estaciones de GNC. Esto parecería indicar que la demanda se volcó a aquellas estaciones de GNC que contaban con servicio de transporte firme, de tal manera que el abastecimiento global no sufrió alteraciones significativas.

  • Abastecimiento de la demanda industrial

En la Fig. 5, a la derecha, se muestran la demanda prioritaria y el consumo industrial, sin días feriados, en el período de mayo a julio 2026 (notar las diferentes escalas: la demanda prioritaria corresponde al eje de la izquierda y la demanda industrial al eje de la derecha). El consumo industrial se mantuvo casi constante durante el año en unos 35 MMm3/d, disminuyendo hasta unos 27 MMm3/d en los días de mayor demanda residencial, tal como que se puede ver en la figura.

Este comportamiento del consumo industrial responde a la existencia de los contratos de transporte llamados “firmes con ventana” de los usuarios industriales con la distribuidora. En la práctica, estos son contratos interrumpibles con prioridades de corte prefijadas que no tienen una definición regulatoria muy clara y cuyo control es sumamente dificultoso. Si bien se trata de acuerdos entre privados, la existencia de una asimetría de información muy marcada entre usuarios y distribuidoras hace que sea recomendable una mejora regulatoria en este aspecto.

Por otro lado, en los días de escasez invernal no queda asegurado que el gas y el transporte confluyan a quien más lo valora, lo que es deseable y ocurriría en un mercado invernal transparente de combustibles. Ese mercado, donde se podría comprar gas de invierno, GNL, GO, FO e inclusive los usuarios industriales podrían optar por suspender su producción para inyectar su gas en el sistema, produciría también las señales económicas para las expansiones de gasoductos o la creación de almacenamientos de gas y de combustibles alternativos, siguiendo la opción más conveniente de acuerdo con la creatividad y toma de riesgo de los actores privados.

Así fue el comportamiento del sistema en el día más frío de 2026

Tomando como base la semana del 13 al 15 de mayo 2026 (Fig. 6), el día más frío del año la demanda prioritaria aumentó en 35 MMm3/d y la demanda para generación térmica dentro del sistema de transporte 16.2 MMm3/d (esta última absorbida mayormente por el aumento en el consumo de GO y FO).

Los aumentos de demanda de GN fueron compensados parcialmente por una disminución de 2 MMm3/d en las exportaciones y de 7.6 MMm3/d en la demanda industrial. La disminución de la demanda industrial corresponde a usuarios “con ventana« (es decir, con servicio interrumpible con prioridades de corte diferenciales) y se fue produciendo progresivamente a medida que avanzaban los días más fríos durante junio.

Por su parte, el mantenimiento de 6 MMm3/d de exportaciones en los días más fríos responde a que cortes adicionales no permitirían incrementar el abastecimiento del sistema interno debido a los cuellos de botella existentes en el sistema de transporte.

Surge de lo anterior que el abastecimiento de GN funcionó razonablemente de acuerdo con la organización de nuestro sistema gasífero basado en la existencia de contratos de transporte firmes e interrumpibles. Sin embargo, es importante reconocer que una parte importante de la demanda (unos 55 MMm3/d en el pico invernal) no pudo ser satisfecha con GN nacional, mucho más barato que el GO/FO o que el gas importado de Bolivia o GNL (Fig. 10).

Esto resultó particularmente costoso este invierno, ya que los precios del GNL fueron fuertemente impactados por los conflictos en Medio Oriente. Este efecto implicó, como veremos más adelante, un sobrecosto invernal considerable para los sistemas de gas y de electricidad en Argentina. También se debe reconocer que este sobrecosto invernal no es consecuencia de la desregulación, sino que corresponde al costo real de abastecimiento.

En años anteriores muchos usuarios no percibían los costos invernales ya que eran pagados por toda la población a través del presupuesto nacional o como déficit fiscal. Más adelante se presentan las inversiones requeridas para disminuir el costo real de abastecimiento en el futuro.

  • ¿Falta gas o falta transporte?

Ante los cortes del servicio invernal, muchas veces se hace la pregunta sobre si falta producción de gas o falta transporte. La realidad es que en un país que tiene proyectos para exportar GNL por más de 80 MMm3/d en los próximos años, la producción de GN puede crecer en la medida en que aumente la capacidad de los gasoductos. En consecuencia, la cuestión clave es considerar la variable espacial del consumo y las cuencas productivas, la estacionalidad de la demanda y el costo óptimo de la infraestructura en relación al uso de combustibles alternativos y GNL.

Como se muestra en la Fig. 7, la demanda potencial total dentro del sistema de transporte (incluyendo el consumo de GO, FO y los cortes a usuarios industriales) del día más frío de 2026 alcanzó los 195 MMm3/d. La inyección total en el sistema de transporte (que por lo tanto refleja la capacidad de transporte total en el invierno 2026) alcanzó los 160 MMm3/d y la inyección de gas nacional los 140 MMm3/d.

En la Fig. 8 se muestra un esquema aproximado de inyecciones y transporte de GN el día pico invernal de 2026 y los cuellos de botella del sistema. En los días con fuerte demanda residencial, la capacidad de salida de GN hacia La Carlota desde el gasoducto Centro Oeste y desde Cardales hacia San Jerónimo se encuentra saturada, lo cual impide llevar más gas hacia el Norte, tanto desde Cuyo como desde Litoral. La importación de gas de Bolivia indica esta insuficiencia de GN en el Noroeste del país.

Por su parte, si se observa donde se genera electricidad con GO/FO (Fig. 9), se observa que el 90% corresponde a centrales térmicas ubicadas en GBA o en el corredor entre Cardales y San Jerónimo. Sin ampliaciones en el sistema de TGN o un nuevo gasoducto hasta La Carlota o San Jerónimo, no es posible eliminar el consumo de GO/FO al norte de Cardales, aunque llegue más GN al anillo de Buenos Aires.

En el caso de las centrales en la zona de Metrogas, se podrá reemplazar GO/FO en la medida que se realice la ampliación de transporte desde el anillo de GBA por la costa, dentro de la zona de Metrogas prevista en sus inversiones obligatorias futuras. Es decir que, sin esa ampliación, todo aumento de GN en GBA como consecuencia de la ampliación del gasoducto Perito Moreno por la IP y los tramos finales de TGS, tendrá como efecto directo la disminución de la importación de GNL.

  • Sobrecosto invernal por importaciones de GNL y uso de GO/FO

En la Fig. 10 a la izquierda se muestran los costos de combustibles entre enero 2025 y julio de 2026. A la derecha se muestran los costos de generación y los costos de generación asignada (hidroeléctrica, renovable, nuclear, térmica en menor proporción e importación eléctrica para la demanda residencial) informados por CAMMESA.

Multiplicando los costos de generación y la parte de los combustibles de la Fig. 4 que corresponde a la generación térmica asignada, se obtienen los valores de la figura donde se ve el efecto de la suba del costo de GNL atenuado para la demanda residencial por la relación entre la generación térmica total (unos 6,500 GWh) y la generación térmica asignada (aproximadamente 1,800 GWh). El efecto del precio del GNL impacta en mucho mayor medida el precio del mercado spot.

El impacto de la utilización de GNL y FO/GO en el costo de electricidad invernal lleva el costo de la electricidad de unos 70 USD/MWh a más de 100 USD/MWh, considerando los costos de potencia, servicios y transporte eléctrico. Si en este invierno hubiera estado disponible el aumento del abastecimiento con GN nacional correspondiente a la IP de TGS en reemplazo parcial del GNL (Fig. 11 a la izquierda), el sistema se hubiera ahorrado en el invierno 2026 aproximadamente 700 MMUSD (considerando la diferencia de precios entre el GNL y el gas nacional), remarcando la importancia de la infraestructura en la disminución genuina de los costos energéticos del país.

Cuál será la situación en el invierno próximo y en los siguientes

Se espera que para el invierno 2027 esté terminada la ampliación de TGS sobre el gasoducto Perito Moreno, llevando su capacidad de 23 a 35 MMm3/d, así como la correspondiente ampliación de la capacidad de transporte de los tramos finales del gasoducto Neuba II hacia Buenos Aires (Fig. 11 a la izquierda). Debido a las restricciones de transporte hacia Litoral mencionadas en las secciones precedentes, este aumento de capacidad desde Neuquén reemplazará básicamente GNL en los picos invernales, con una disminución menor en la utilización de GO/FO en las centrales térmicas.

La inyección máxima de GNL se reduciría de unos 20 MMm3/d a aproximadamente 11 MMm3/d en el pico invernal. Para garantizar la seguridad de abastecimiento del Noroeste e incrementar exportaciones a Chile y Brasil es necesario un nuevo gasoducto desde Vaca Muerta hacia La Carlota, incluyendo ampliaciones en la parte inferior del gasoducto Norte como se muestra en la Fig. 11 a la derecha.

Un gasoducto de unos 13 MMm3/d iniciales y la ampliación del tramo La Carlota-Tio Pujio hasta unos 25 MMm3/d aseguraría el abastecimiento del Noroeste y permitiría un aumento de las exportaciones a Chile y Brasil. Por otro lado, permitiría incrementar en unos 6 MMm3/d el abastecimiento del Litoral, reduciendo el total de la utilización de FO/GO en unos 8 MMm3/d en los días más fríos.

Por su parte, la ampliación del gasoducto desde TGN a Metrogas en el anillo de GBA para abastecer las centrales térmicas de Nuevo Puerto y Dock Sud permitiría disminuir el consumo de GO/FO en otros 7 MMm3/d. A su vez, la exportación de GNL cambiaría también el abastecimiento invernal desde el sur del país. Una vez terminado el gasoducto de unos 27 MMm3/d del proyecto de Southern Energy en 2028 y, con algunas ampliaciones en los tramos finales, se podrían cubrir los picos de la demanda invernal si, como es de esperar, la demanda contraestacional del hemisferio norte redujera la demanda de GNL durante su período estival.

De esta forma, las importaciones de GNL y la utilización de GO/FO a partir de 2028 quedarían reducidas solo a una función de seguridad de abastecimiento ante pico puntuales de demanda o problemas en el sistema de GN. En función de lo expuesto anteriormente, surgen las siguientes conclusiones y recomendaciones.

  • Conclusiones
  • Durante el día más frío de 2026, el abastecimiento de GN funcionó en la forma esperada según la organización de nuestro sistema gasífero basado en la existencia de contratos de transporte firmes e interrumpibles. Sin embargo, es importante reconocer que una parte importante de la demanda (unos 55 MMm3/d en el pico invernal) no pudo ser satisfecha con GN nacional, mucho más barato que el GO/FO o que el gas importado de Bolivia o GNL. En un año con precios normales de combustibles, el sobrecosto invernal en Argentina es del orden de los 1,000 MMUSD anuales.
  • Los días más fríos del invierno, no solo aumenta la demanda prioritaria, sino también la demanda de generación térmica. Sumando ambos efectos, se requieren 4.4 MMm3/d adicionales por cada grado de disminución de temperatura por debajo de los 11°C media diaria en GBA.
  • La demanda total de GNC prácticamente se mantuvo inalterada, a pesar de las quejas publicadas por falta de abastecimiento en algunas estaciones de GNC. Esto parecería indicar que la demanda se volcó a aquellas estaciones de GNC que contaban con servicio de transporte firme, de tal manera que el abastecimiento global no sufrió alteraciones significativas.
  • El consumo industrial colabora con el abastecimiento del sistema en los días críticos, en base a los contratos de transporte llamados “firmes con ventana” de los usuarios industriales con la distribuidora. En la práctica, se trata de contratos interrumpibles con prioridades de corte prefijadas que no tienen una definición regulatoria muy clara y cuyo control es sumamente dificultoso.
  • En un país que tiene proyectos para exportar GNL por más de 80 MMm3/d en los próximos años, la producción de GN puede crecer en la medida que aumente la capacidad de los gasoductos y la cuestión clave es considerar la variable espacial del consumo y las cuencas productivas, la estacionalidad de la demanda y el costo óptimo de la infraestructura en relación al uso de combustibles alternativos y GNL.
  • Sin ampliaciones en el sistema de TGN o un nuevo gasoducto hasta La Carlota o San Jerónimo, no es posible eliminar el consumo de GO/FO al norte de Cardales, aunque llegue más GN al anillo de Buenos Aires. En el caso de las centrales en la zona de Metrogas sobre el Río de la Plata, se podrá reemplazar GO/FO en la medida que Metrogas realice la ampliación de transporte desde el anillo de GBA por la costa hacia las centrales, prevista en sus inversiones obligatorias futuras.
  • Sin las ampliaciones mencionadas en el punto anterior, todo aumento de GN en GBA como consecuencia de la ampliación del gasoducto Perito Moreno por la IP y de los tramos finales de TGS, tendrá como efecto directo la disminución de la importación de GNL sin una disminución significativa del consumo de GO/FO.
  • La utilización de GNL y FO/GO y el mayor costo del GN de invierno llevan el costo de la electricidad del invierno desde unos 70 USD/MWh a más de 100 USD/MWh, considerando los costos de potencia, servicios y transporte eléctrico.
  • Si en este invierno hubiera estado disponible el aumento del abastecimiento con GN nacional correspondiente a la IP de TGS, reemplazando parte de las importaciones de GNL, el sistema se hubiera ahorrado aproximadamente 700 MMUSD (considerando la diferencia de precios entre el GNL y el gas nacional), remarcando la importancia de la infraestructura en la disminución genuina de los costos energéticos del país.
  • Recomendaciones finales
  • GNC: Teniendo en cuenta que la demanda de GNC no supera los 6 MMm3/d y los inconvenientes que origina la existencia de algunos cortes interrumpibles en dicho suministro, sería recomendable revisar la opción de servicio interrumpible para los usuarios de GNC.
  • Usuarios Industriales. Si bien se trata de acuerdos entre privados, la existencia de una asimetría de información muy marcada entre usuarios y distribuidoras hace que sea recomendable una mejora regulatoria en los llamados contratos “firmes con ventana”. Por otro lado, en los días de escasez invernal no queda asegurado que el gas y el transporte confluyan a quien más lo valora, lo que es deseable y ocurriría en un mercado invernal de combustibles transparente. Ese mercado, donde se podría comprar gas de invierno, GNL, GO/FO e inclusive los usuarios industriales podrían optar por suspender su producción para inyectar su gas en el sistema, produciría también las señales económicas para las expansiones de gasoductos o la creación de almacenamientos de GN y de combustibles alternativos, de acuerdo con la opción más conveniente. Probablemente sería prudente que la creación de ese mercado espere a la consolidación de los recientes cambios en el sistema eléctrico y al aumento de la capacidad de transporte. Mientras tanto, podría ser conveniente liberar la comercialización del GN por las distribuidoras, permitiendo una mejor contratación de las condiciones de “take or pay” con los productores.
  • Ampliaciones de transporte. Para asegurar el abastecimiento del Norte argentino, disminuir el consumo de FO/GO y aumentar las exportaciones a Chile y Brasil es imprescindible realizar ampliaciones en TGN y/o construir un nuevo gasoducto desde Vaca Muerta hasta el centro del país. También es necesario ampliar la vinculación en el anillo de GBA desde TGN hasta las centrales térmicas en la costa del Río de la Plata en la zona de Metrogas.
  • GNL. Una vez materializadas las ampliaciones de transporte y/o alguno de los proyectos de licuefacción previstos, la planta de regasificación tendría muy poca demanda por lo que no será posible distribuir el costo anual de su infraestructura entre los pocos cargos anuales que se demanden. En ese caso, si la planta de regasificación se considera necesaria como parte de un sistema de seguridad de abastecimiento ante problemas puntuales (fallas de producción, rotura de gasoductos troncales, huelgas, etc.) su costo debería ser pagado con un cargo mensual distribuido entre todos los usuarios del sistema.

, Raul Bertero