Con la llegada del frío, la Argentina vuelve a poner a prueba su sistema gasífero. El shale neuquino y el offshore fueguino aparecen como los dos grandes pilares para cubrir la demanda estacional, reducir importaciones y amortiguar los límites de una red de transporte que sigue bajo presión.

La Argentina entró en la etapa más sensible del año para el mercado del gas natural. Con el descenso de las temperaturas, el consumo interno empieza a despegar y obliga al sistema a administrar una brecha estacional muy marcada entre los meses templados y los días de mayor frío. En ese escenario, la producción de Vaca Muerta y el aporte del proyecto offshore Fénix, frente a Tierra del Fuego, aparecen como dos factores centrales para sostener el abastecimiento durante el invierno de 2026.

La diferencia entre verano e invierno sigue siendo el gran desafío estructural. Durante los meses cálidos, la demanda total se mueve en torno a los 100 a 110 millones de metros cúbicos diarios, un nivel que la producción local puede cubrir con relativa holgura. Pero cuando llegan las olas de frío, esa necesidad se dispara. El antecedente más exigente fue el del 2 de julio de 2025, cuando el sistema alcanzó un récord de 161 millones de metros cúbicos diarios, con una demanda residencial prioritaria de 100,3 millones de metros cúbicos por día, lo que obligó a aplicar cortes sobre consumos interrumpibles para proteger el abastecimiento a los hogares.

En ese contexto, Vaca Muerta vuelve a ocupar un lugar determinante. El año pasado, en pleno invierno, la formación alcanzó un récord de 106 millones de metros cúbicos diarios y consolidó a la Cuenca Neuquina como responsable de más del 70% de la oferta nacional. Ese salto, impulsado por el shale gas y también por el gas asociado al petróleo, permitió compensar parte del declino de otras cuencas y se transformó en la principal ancla del sistema gasífero argentino.

Pero el invierno 2026 no dependerá solo del no convencional neuquino. El otro apoyo clave será Fénix, el desarrollo offshore ubicado en la Cuenca Marina Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego. El bloque ya opera a plena capacidad y aporta de manera constante 10 millones de metros cúbicos diarios al sistema. No es un dato menor: ese volumen representa cerca del 8% de la producción total argentina y, además, funciona como un gas de base estable, algo especialmente valioso cuando el sistema necesita previsibilidad para atravesar los meses de mayor exigencia.

La ventaja de Fénix no pasa solo por el volumen, sino por la estabilidad de su aporte. A diferencia de otros esquemas más atados a contingencias operativas o a variaciones de corto plazo, el offshore fueguino ofrece una inyección constante que fortalece la programación estacional. Esa regularidad también tiene un impacto económico: el texto compara su aporte con la energía equivalente a unos 15 barcos de GNL, lo que ayuda a reducir la dependencia de importaciones y a ahorrar divisas en un contexto internacional todavía tensionado por los precios del gas.

De todos modos, el principal límite no está hoy en la producción, sino en el transporte. El crecimiento de Vaca Muerta permitió ampliar la oferta, pero los gasoductos troncales siguen operando al borde de su capacidad durante los picos invernales. Esa restricción obliga a monitorear en tiempo real la presión de las redes y deja al sistema expuesto ante cualquier ola de frío intensa o falla operativa en instalaciones críticas. La Argentina, en otras palabras, ya tiene más gas disponible, pero todavía no siempre cuenta con todos los caños y compresores necesarios para moverlo con holgura hacia los grandes centros de consumo.

La brecha es concreta. El país debe administrar un excedente de demanda de casi 50 millones de metros cúbicos diarios entre el verano y el invierno, y para cubrir esa diferencia todavía necesita un esquema mixto. Allí sigue jugando un papel la terminal regasificadora de Escobar, que funciona como respaldo para absorber los picos que la producción doméstica no logra cubrir por limitaciones de infraestructura. Aunque la necesidad de barcos de GNL cayó en los últimos dos años gracias al mayor aporte local, el sistema todavía no puede prescindir completamente de ese pulmón estacional.

El problema se vuelve todavía más visible en el norte argentino. Tras el fin de los contratos regulares de importación desde Bolivia en septiembre de 2024, el abastecimiento de esa región depende cada vez más del gas que baja desde Vaca Muerta. Sin embargo, como las obras de reversión del Gasoducto Norte todavía no están completamente terminadas y faltan entrar en operación cuatro plantas de compresión, el norte volverá a atravesar el invierno con un margen ajustado. En ese marco, el artículo señala que las alternativas vuelven a ser la importación de GNL desde Chile o la compra puntual de gas boliviano a valores spot para abastecer a generadoras eléctricas de esa zona.

También por eso el desempeño de las plantas de compresión será decisivo. Son esas instalaciones las que permiten empujar el gas desde el sur y desde Neuquén hacia el AMBA y los polos industriales. Una falla, incluso menor, durante una ola de frío, puede volver a poner bajo presión al sistema y reactivar restricciones sobre industrias y estaciones de GNC con contratos interrumpibles. El desafío del invierno no es entonces exclusivamente productivo: es también logístico y operativo.

Aun con esas limitaciones, el panorama de fondo muestra una mejora evidente frente a años anteriores. La producción bruta nacional ya roza los 145 millones de metros cúbicos diarios en sus mejores jornadas, una cifra que acerca al país a un nivel de autonomía energética que hace no mucho parecía lejano. Si las temperaturas se mantienen dentro de parámetros normales y no se registran fallas severas en transporte o compresión, la Argentina podría atravesar este invierno con un grado de autosuficiencia inédito en las últimas dos décadas.

En términos económicos, además, tanto el gas de Vaca Muerta como el del offshore fueguino resultan más convenientes que el GNL importado o que el gasoil destinado a generación eléctrica. Ese dato adquiere más peso en un contexto internacional donde el costo del GNL sigue elevado. En 2025 el país gastó unos US$ 700 millones para comprar 27 cargamentos, y advierte que repetir ese volumen en el escenario actual podría implicar entre US$ 500 y US$ 700 millones adicionales. Esa comparación explica por qué la producción local dejó de ser solamente una cuestión de abastecimiento y pasó a ser también una variable crítica para el frente externo.

La conclusión es clara: el invierno 2026 encuentra a la Argentina mejor parada que en otros años, pero todavía no completamente desatada de sus cuellos de botella. Vaca Muerta aporta escala y flexibilidad. Fénix suma estabilidad y gas base desde el sur. Entre ambos refuerzan la capacidad del sistema para responder a la estacionalidad. Pero mientras el transporte siga corriendo por detrás de la producción, cada ola de frío seguirá siendo una prueba de estrés para una red que mejoró, sí, pero que todavía no terminó de adecuarse al nuevo mapa gasífero del país.

Con datos de Mejor Energía.