El clima jugó a favor y ayudó a contener la suba del gas en invierno

Un viento de cola inesperado ayudó a la Argentina a evitar un salto de precios del gas a raíz de la crisis energética global provocada por la guerra de Medio Oriente. Un invierno menos frío redujo la presión sobre el sistema, limitó la necesidad de recurrir al GNL importado, evitó que la demanda alcanzara nuevos máximos y permitió que el precio de abastecimiento bajara 4,7%.

El comportamiento de la temperatura fue determinante. Según un informe de la consultora Economía & Energía, el invierno de 2026 presentó la mínima más moderada de los últimos tres inviernos, con 3,1°C, frente a los 1,5°C registrados en 2025.

Ese contexto se reflejó directamente en la demanda de gas que promedió 167 MMm3/d entre junio y agosto, cuando el año pasado había sido de 170 MMm3/d. El sector que más redujo su consumo fue la industria con una caída del 7%, seguido del gas destinado a la generación eléctrica, con un 4% menos.

Menos GNL importado y una baja en el costo del gas

La combinación de estos factores también permitió reducir levemente las necesidades de importación. Las compras totales de gas entre junio y agosto estuvieron 0,9 MMm3/d por debajo de las del mismo período de 2025, principalmente por una menor utilización de GNL. Las importaciones de gas natural licuado pasaron de un promedio de 13 MMm3/d en 2025 a 12,4 MMm3/d este año.

El resultado más relevante aparece cuando se analiza el costo de abastecimiento. Durante el invierno de 2026, el gas destinado a la demanda prioritaria tuvo un costo promedio de US$4,9 por millón de BTU, un 4,7% inferior a los US$5,1 de 2025 y un 15,4% menor que los US$5,7 de 2024.

La menor utilización de GNL para abastecer a los usuarios prioritarios fue uno de los factores que permitió contener el costo. El comportamiento climático, por lo tanto, tuvo un efecto directo sobre la factura energética: al no producirse un salto significativo de la demanda y reducirse la necesidad de recurrir a gas importado más caro, el costo promedio terminó bajando.

La clave estuvo en que el sistema no enfrentó los picos extremos de consumo que habían obligado a utilizar una mayor proporción de GNL. En otras palabras, el clima evitó que el sistema tuviera que enfrentar nuevos máximos de consumo y recurrir masivamente a las fuentes más costosas de abastecimiento.

La menor demanda eléctrica no alcanzó para bajar los costos

La electricidad presentó una dinámica diferente. También hubo un invierno menos exigente en términos de demanda, pero eso no se tradujo en un menor costo de abastecimiento.

La potencia eléctrica máxima alcanzó 27.189 MW en el invierno de 2026, un 3,3% menos que el máximo de 2025. A su vez, la demanda de las distribuidoras -que incluye a los usuarios residenciales, comerciales y grandes usuarios abastecidos por ellas- tuvo un pico diario de 478 GWh, un 4,7% inferior al del año anterior.

Las importaciones de electricidad también bajaron levemente: fueron 1,1% inferiores a las de junio-agosto de 2025 y 3,4% menores que las de 2024. Pero la caída del consumo no alcanzó para compensar el aumento de los costos de generación.

El costo de la electricidad subió 22% pese a la menor demanda

Entre junio y agosto, el costo de abastecimiento de electricidad para las demandas residencial y comercial promedió US$116/MWh, US$21/MWh más que en el mismo período de 2025, equivalente a un aumento del 22%. La explicación está, en buena medida, en la reforma del mercado eléctrico implementada durante 2026 y el aumento de combustibles líquidos y GNL para generar electricidad.

El costo de la electricidad aumentó 22%.