La Argentina ingresa formalmente en el período de mayor tensión para su sistema energético. Con el descenso de las temperaturas, el mercado del gas natural inicia su fase de máxima exigencia, donde la brecha entre el consumo estival y el invernal obliga a una coordinación entre la producción de los yacimientos, la capacidad de transporte y los saldos de importación. En este escenario, el sector offshore y la consolidación de Vaca Muerta asoman como los pilares para evitar restricciones en el suministro.
La dinámica del mercado local exhibe una muy amplia disparidad marcada por el termómetro. Durante los meses de verano, la demanda total se estabilizó en un promedio de 100 a 110 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), volumen que la producción nacional cubre con holgura, permitiendo incluso saldos exportables hacia países vecinos. Pero el problema surge cuando la demanda se dispara en los días de frío extremo, como ocurrió el año pasado.
Por ejemplo, la ola de frío extremo que afectó a la Argentina a principios de julio de 2025 marcó un hito sin precedentes para el sector energético. El miércoles 2 de julio, el sistema alcanzó un récord histórico de demanda total de 161 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), un volumen un 25% superior a los promedios de períodos anteriores.
El dato más crítico surgió del segmento residencial, cuya demanda prioritaria superó por primera vez la barrera de los 100,3 MMm3/d debido al uso intensivo de la calefacción. Este pico de consumo exigió al máximo la infraestructura disponible y, pese al crecimiento de la producción en Vaca Muerta, la saturación de los gasoductos obligó a aplicar cortes de emergencia en industrias y estaciones de GNC con contratos interrumpibles para garantizar el suministro en los hogares.
El salto productivo de Vaca Muerta fue el pilar que sostuvo el sistema durante ese pico, alcanzando un récord histórico de 106 MMm3/d en el corazón del invierno. Este desempeño, traccionado por el desarrollo del shale gas y el crecimiento del gas asociado al petróleo, permitió que la Cuenca Neuquina explicara más del 70% de la oferta nacional. Al mismo tiempo, el aporte de todo el convencional fue de unos 55 MMm3/d.
Más allá del no convencional, el otro gran protagonista de este invierno 2026 será el bloque offshore Fénix, ubicado en la Cuenca Marina Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego. Tras alcanzar su plena operatividad durante el último año, este desarrollo inyecta de forma constante 10 millones de m³/día al sistema nacional. Este aporte no solo representa cerca del 8% de la producción total de la Argentina, sino que funciona como una garantía de “gas base” que fluye desde el sur hacia los nodos de consumo del centro del país.
La relevancia del offshore en el Mar Argentino reside en su capacidad de resiliencia y estabilidad. A diferencia de otros proyectos, Fénix permite una previsibilidad que resulta vital para la programación estacional de la Secretaría de Energía. El aporte de este bloque equivale a la energía transportada por unos 15 barcos de Gas Natural Licuado (GNL), lo que se traduce en un ahorro sustancial de divisas y en una menor dependencia de la infraestructura portuaria para la regasificación durante las olas de frío.
La formación Vaca Muerta continúa su ritmo de expansión, aunque enfrenta sus propios límites. La producción no convencional en la Cuenca Neuquina demostró un crecimiento sostenido que permitió compensar el declino natural de los yacimientos convencionales. No obstante, el sistema de transporte sigue siendo el cuello de botella principal. Durante los picos de demanda invernal, la capacidad de los gasoductos troncales suele operar al límite, lo que obliga a las operadoras a monitorear minuto a minuto la presión de las redes para evitar caídas en el servicio.
La comparación entre la demanda de verano y la de invierno revela que la Argentina debe gestionar un excedente de consumo de casi 50 millones de m³/día en solo cuatro meses. Para cubrir esa diferencia, el país todavía depende de un esquema mixto que incluye la terminal de regasificación de Escobar.
Aunque la cantidad de buques de GNL necesarios descendió drásticamente en los últimos dos años gracias a la mayor oferta doméstica, el sistema todavía requiere de ese “pulmón” para absorber los picos que la producción local no alcanza a inyectar por falta de caños adicionales.
En el norte del país, el panorama presenta matices particulares. Con la finalización de los contratos de importación de gas desde Bolivia en septiembre de 2024, la Argentina debió acelerar las obras de reversión del Gasoducto Norte.
Este invierno de 2026 marca la continuidad de un hito, ya que el gas de Vaca Muerta debe fluir hacia las provincias septentrionales, sustituyendo el suministro que históricamente bajaba desde el país vecino.
Como las obras de reversión no están completas, a falta de la entrada en operación de cuatro plantas de compresión, la región norte volverá a estar al límite, por lo que, temperaturas mediante, la alternativa es la importación de GNL desde Chile o la compra de gas desde Bolivia a valor de mercado spot, tal como ocurrió el año pasado y el presente para abastecer a las generadoras eléctricas de la región, que ya están habilitadas a gestionar su propio combustible.
La industria energética también observa de cerca el comportamiento de los bloques offshore más antiguos en la misma zona fueguina. La sinergia entre los yacimientos tradicionales del área Cuenca Marina Austral-1 y el nuevo aporte de Fénix permite que el Gasoducto San Martín opere con una carga del 60% de capacidad. Esta integración entre lo nuevo y lo existente es lo que otorga al sistema la robustez necesaria para enfrentar un trimestre que, según los pronósticos meteorológicos, podría presentar una variabilidad térmica considerable.
Desde el punto de vista técnico, el éxito de la campaña invernal dependerá de la operatividad de las plantas de compresión. Estas instalaciones son las encargadas de “empujar” el gas a través de los ductos, y su correcto funcionamiento es lo que permite que el fluido llegue desde el extremo sur y el corazón del Neuquén hasta la zona del AMBA y los polos industriales. Una falla menor en estas plantas, en medio de una ola de frío extremo, podría comprometer el abastecimiento y, en primer plano, a las industrias, que suelen sufrir cortes para proteger el consumo residencial.
Las proyecciones para los próximos meses indican que, si se mantienen las condiciones climáticas dentro de los rangos normales, la Argentina logrará atravesar el invierno con un nivel de autonomía energética inédito en las últimas dos décadas. La producción bruta nacional ya coquetea con los 145 millones de m³/día en sus mejores jornadas, una cifra que acerca al país al objetivo del autoabastecimiento pleno, aunque la estacionalidad siga siendo un factor que distorsiona el balance anual, aún hoy comprometido por la capacidad de transporte.
En términos de costos, el gas producido en el offshore y en Vaca Muerta resulta significativamente más económico que el GNL importado o el gasoil utilizado para la generación eléctrica. El ahorro puede resultar muy superior si se considera el complejo contexto global que incrementó fuertemente el costo del GNL, en particular el índice de referencia TTF, con lo que, de demandar la misma cantidad de barcos, la cifra podría significar entre 500 y 700 millones adicionales a los 700 millones gastados en 2025 para la compra de 27 cargamentos.
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