El invierno de 2026 dejó un escenario energético con señales contrapuestas: mientras el costo de abastecimiento del gas natural se redujo, las tarifas residenciales aumentaron su nivel de cobertura y la generación eléctrica registró un fuerte incremento de costos.

De acuerdo con un informe de Economía & Energía, la consultora dirigida por Nicolás Arceo, el costo de abastecimiento de la demanda prioritaria de gas promedió US$ 4,9 por MMBTU entre junio y agosto, un 4,7% menos que en el mismo período de 2025. Sin embargo, el precio abonado por los usuarios residenciales trepó a US$ 2,9 por MMBTU, un 32,8% más que un año atrás.

De esta manera, la cobertura de la tarifa sobre el costo de abastecimiento pasó del 43% al 60% en un año.

El consumo de gas, en tanto, no mostró un crecimiento significativo. La demanda dentro del sistema de transporte promedió 149,8 MMm³ diarios entre junio y agosto, un 2% menos que en el invierno de 2025.

El pico máximo diario alcanzó los 188,8 MMm³, apenas por encima de los 187,5 MMm³ registrados durante el invierno anterior. La demanda residencial y comercial fue la excepción: promedió 72,4 MMm³ diarios, un 5,3% más que en 2025.

En el segmento industrial ocurrió lo contrario. El consumo promedio cayó 7%, hasta los 31 MMm³ diarios. También se redujo un 4% el consumo de las centrales térmicas, mientras que la demanda de GNC se mantuvo prácticamente estable.

La producción local acompañó la menor demanda. La Cuenca Neuquina alcanzó los 111 MMm³ diarios en junio y julio, operando al límite de la capacidad de transporte, con un pico de 115 MMm³ diarios. En agosto, la inyección bajó a 107 MMm³ diarios.

El comportamiento fue diferente en el mercado eléctrico. La demanda total promedió 12.712 GWh mensuales entre junio y agosto, un 2,2% más que durante el invierno de 2025. Pero el dato central estuvo en los costos. El costo monómico de generación eléctrica aumentó 29,8% interanual, desde US$94 hasta US$123 por MWh.

Según el informe, los combustibles explicaron cerca de US$20 por MWh del incremento, como consecuencia tanto de mayores precios como de una mayor utilización de combustibles líquidos y GNL.

También incidieron el mayor costo de la generación hidroeléctrica binacional, las importaciones de electricidad desde Brasil, la renta de los generadores que participan en el mercado spot y el incremento de los costos de transporte.

El costo de abastecimiento de la demanda estacionalizada de las distribuidoras promedió US$116 por MWh, un 22% más que en 2025. El precio abonado por la demanda fue de US$63 por MWh, con una cobertura del 54%.

Para los usuarios residenciales, el costo llegó a US$100 por MWh, mientras que el precio abonado fue de US$53, equivalente a una cobertura del 52%.

Otro dato relevante aparece en el consumo energético de las grandes industrias. La demanda eléctrica de los grandes usuarios creció 5,4% interanual en junio y julio, pese a que el Índice de Producción Industrial (IPI) elaborado por el INDEC cayó 2,9%.

El informe plantea que el aumento del precio del gas para la industria durante 2026 habría favorecido una mayor utilización de electricidad en determinados procesos productivos. En paralelo, el consumo industrial de gas cayó 6% durante junio y julio.

El incremento de la demanda eléctrica de los grandes usuarios estuvo encabezado por la industria del aluminio, que explicó el 57% de la suba, seguida por alimentos y consumo masivo, química y plásticos y la gran siderurgia.

Así, el balance del invierno muestra un sistema con una demanda de gas relativamente estable, una mayor participación residencial y comercial y una menor utilización industrial del gas. Al mismo tiempo, la electricidad ganó espacio entre los grandes usuarios mientras aumentaron con fuerza los costos de generación.

En paralelo, las exportaciones de gas promediaron 7,5 MMm³ diarios en mayo, pero comenzaron a moderarse desde junio y llegaron a apenas 4,4 MMm³ diarios en agosto, el menor nivel del año, principalmente por una menor necesidad de importación de Chile.