Energía en Argentina: las lecciones que dejó el invierno 2025

Con la primavera ya instalada, queda atrás un invierno que no solo se sintió en el termómetro, sino también en los medidores de gas y electricidad. La temporada invernal 2025 expuso, una vez más, las tensiones y desafíos del sistema energético argentino.

El frío llegó temprano y se mantuvo constante durante varias semanas, lo que impulsó la demanda de gas y electricidad, sacudiendo la infraestructura y las finanzas de los hogares e industrias.

Consumo en alza y récords de demanda

Según datos oficiales, la demanda de gas natural residencial aumentó significativamente durante junio y julio, en línea con una temporada que registró varios picos de consumo. En especial durante la ola polar, que tuvo ciertas características que la volvieron una “tormenta perfecta”: gran duración, gran extensión y gran intensidad.

El 1 de julio tuvo lugar el mayor consumo real de gas natural de todo el invierno. Se consumieron 152,887 millones de m³ durante la jornada entre todos los usuarios del país.

En paralelo, el sistema eléctrico también tuvo jornadas críticas: ese mismo día se alcanzó la máxima demanda histórica de potencia (28.119 MW) y energía (564 GWh) para un día hábil de invierno. El 29 de junio también se superó el máximo histórico de potencia y de energía para un día domingo.

Aunque el sistema respondió en la mayoría de los casos, fue necesario activar todos los niveles del protocolo de emergencia ante la gigantesca demanda de gas natural: corte de suministro a industrias, luego a las centrales generadoras de energía eléctrica e, incluso, en algunos lugares se llegó a cortar el suministro de gas natural a estaciones de servicio de GNC con contrato firme.

Combinación de factores

Analizando el hecho, esto sucedió por una combinación de varios factores, a saber:

• Temperaturas extremas: se registraron temperaturas bajo cero en gran parte del país, especialmente en las regiones donde se encuentran las plantas productoras. Por ejemplo, Neuquén tuvo temperaturas alrededor de -10 °C durante la jornada del 1 de julio.

• Poca disponibilidad de gas: debido a que la demanda de gas durante los meses no críticos suele cubrirse con el gas asociado a la extracción de petróleo, los llamados pozos de gas seco se encuentran cerrados. Esto sucede porque el gas asociado es mucho más barato y los precios del Plan Gas.Ar no eran atractivos para los productores.

• Fallas en circuitos clave: las temperaturas inusualmente bajas dañaron algunos equipos y válvulas de las instalaciones en Vaca Muerta. Esto también atentó contra la cantidad de gas disponible.

• Planta compresora fuera de funcionamiento: un incendio ocurrido el miércoles 2 de julio en una planta compresora de TGS sacó de funcionamiento la planta, haciendo que se perdiera capacidad de transporte de gas.

Impacto en el bolsillo

Como el consumo de gas se cobra por m³ consumido, es de esperarse que el monto de la factura haya sido considerable. Además del alto consumo, el precio unitario del gas sufrió un aumento del 22 % respecto del último invierno para Litoral Gas.

Lo mismo sucedió en el caso de la energía eléctrica con los kWh consumidos, cuyo precio unitario tuvo un aumento del 45 % para EPE respecto del último invierno.

La estrategia oficial

Además de cortar el suministro de gas y poner en funcionamiento todas las centrales de generación de energía eléctrica a disposición para cubrir la demanda, el gobierno debió reforzar las importaciones de GNL (Gas Natural Licuado) y también se sumaron compras de electricidad a países vecinos. Ambas son acciones que el Ejecutivo utiliza como último recurso debido a su alto costo.

Atendiendo a este alto costo, se aceptó aumentar (casi duplicar) el precio establecido en el Plan Gas.Ar para incentivar a las productoras a que aumenten la oferta de gas en invierno. Esta lógica se basa en que, aun con el nuevo precio, el gas local sigue siendo mucho más económico que el GNL importado.

Al mismo tiempo, continuaron las obras de expansión del sistema de transporte de gas, con el objetivo de aprovechar mejor la producción de Vaca Muerta en los próximos inviernos y reducir la dependencia de las importaciones.

Lecciones y desafíos hacia adelante

El invierno 2025 dejó en claro que la Argentina sigue siendo altamente dependiente del gas natural para cubrir su matriz energética, y que las energías renovables, aunque crecientes, todavía no tienen un rol decisivo en los momentos de mayor demanda. Actualmente, y en el mejor momento, alcanzan a cubrir el 20 % de la demanda de energía eléctrica.

Un gran salto desde el 2 % en 2015, pero lejos de competir con el gas natural. El desafío hacia adelante es doble:

Por un lado, seguir ampliando la infraestructura que permita aprovechar los recursos propios, como la reversión del Gasoducto Norte (ampliación a 23 MMm³/d) y la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (ampliación a 40 MMm³/d). Por otro lado, avanzar en políticas de eficiencia energética y diversificación de la matriz.

El panorama confirma que la energía será uno de los temas centrales en la agenda económica de los próximos meses y años. Y que cada invierno, además de mirar el termómetro, habrá que mirar también el medidor.

Impacto en el bolsillo

Como el consumo de gas se cobra por metro cúbico consumido, es de esperarse que el monto de la factura haya sido considerable. Además del alto consumo, el precio unitario del gas sufrió un aumento del 22% respecto del último invierno para Litoral Gas.

Lo mismo sucedió en el caso de la energía eléctrica con los kWh consumidos, cuyo precio unitario tuvo un aumento del 45 % para EPE respecto del último invierno.

Nociones generales (1)

El Yacimiento Petrolífero Vaca Muerta, conocido también con el simple nombre de Vaca Muerta, es una formación geológica de shale -petróleo de esquisto o shale oil y gas de lutita o shale gas- situada en la cuenca neuquina, en jurisdicción de las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza.

Es la segunda reserva de gas natural no convencional más grande del mundo y la cuarta de petróleo no convencional.​ La extensión del yacimiento es de 30.000 kilómetros cuadrados ​y se encuentra a profundidades que varían entre 2.500 y 3.500 metros.

El desarrollo de Vaca Muerta es fundamental para el futuro energético de Argentina, ya que podría reducir la dependencia de importaciones energéticas y generar ingresos importantes por exportaciones.

Vaca Muerta es una formación de esquisto, un tipo de roca sedimentaria donde el petróleo y el gas están atrapados en pequeñas burbujas en la roca. Para extraerlos, es necesario emplear técnicas como la fracturación hidráulica (fracking) y la perforación horizontal.

(1) Información original brindada por la Secretaría de Energía de la Cuenca Neuquina.

El autor es consultor energético.