Durante los meses de invierno, la demanda de gas natural en Argentina puede crecer más de un 40% respecto del verano. Mayo suele ser el primer test serio del invierno para el mercado del gas, y en 2026 ese test fue más exigente desde el comienzo. Sobre una consolidación propia realizada por Alpes a partir de los datos diarios de ENARGAS, la demanda dentro del sistema promedió 138,9 MMm³/día, frente a 130,25 MMm³/día en mayo de 2025. Al mismo tiempo, la temperatura media del anillo de Buenos Aires bajó de 16,5°C a 12,7°C. Es decir: más frío, más demanda y menos margen para improvisar.
En esa misma base, la demanda dentro del sistema alcanzó un pico diario de 153,2 MMm³/día durante el mes, una magnitud que ayuda a explicar por qué el invierno argentino no se sostiene con una sola fuente, sino con una combinación de producción nacional, infraestructura troncal, flexibilidad comercial e importaciones oportunas. Vaca Muerta sigue siendo el gran sostén del sistema, pero el propio desarrollo reciente del sector todavía convive con una dependencia estacional de importaciones durante el invierno.
El dato más importante de mayo es que la producción local siguió siendo el principal soporte del abastecimiento, pero no alcanzó por sí sola para cubrir toda la exigencia del mes. Sobre base ENARGAS, Alpes estimó que durante mayo ingresaron 157,4 MMm³ de gas importado, equivalentes a unos 5,1 MMm³/día promedio. De ese total, 95,0 MMm³ llegaron como GNL por Escobar, 59,0 MMm³ provinieron de Bolivia y 3,4 MMm³ desde Chile. En términos de participación sobre el gas importado, eso representa 60,4% para Escobar, 37,5% para Bolivia y 2,2% para Chile.
La secuencia del mes también fue muy elocuente. Hasta la primera mitad de mayo, el refuerzo importado descansó sobre todo en Bolivia y en envíos puntuales desde Chile. Pero a partir del 16 de mayo comenzaron las inyecciones regulares del buque de Escobar y el perfil del abastecimiento cambió: el GNL pasó a ser la principal fuente de importación del mes. El 23 de mayo, de hecho, el ingreso total de gas importado alcanzó un pico diario de 17,0 MMm³. Para dimensionar ese dato, Energía Argentina informa que la terminal de Escobar puede inyectar aproximadamente 19 MMm³/día al sistema, lo que confirma el peso operativo que conserva esa infraestructura en jornadas críticas.
GNL vuelve como alternativa de cobertura para la industria
También aparece una novedad relevante en la forma de gestionar el abastecimiento de GNL. Durante años, el Estado, a través de ENARSA, concentró la compra e importación de cargamentos para reforzar la oferta durante el invierno.
Al inicio del año se intentó avanzar hacia un esquema con un gestor privado encargado de adquirir y comercializar el GNL regasificado en Escobar. Sin embargo, el proceso no prosperó y Energía Argentina volvió a canalizar la oferta mediante dos subastas realizadas en mayo para abastecer los consumos de junio y julio, con una activa participación de distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias.
Para junio se adjudicaron alrededor de 504 MMm³ de GNL, mientras que para julio se colocaron cerca de 560 MMm³. El dato confirma que el GNL volvió a consolidarse como una herramienta de cobertura clave para atravesar el invierno. De hecho, durante mayo ingresaron 95 MMm³ desde Escobar, volumen que representó el 60,4% de todas las importaciones de gas natural registradas en el país durante el mes.
¿Que espera para los meses de junio, julio y agosto?
La lectura hacia adelante es prudente. Mayo dejó un inicio exigente, pero todavía no representa el pico pleno de la demanda residencial argentina. La experiencia reciente lo dejó claro: en julio de 2025, una ola de frío llevó al sistema a una situación de emergencia y obligó a restringir el abastecimiento a industrias y estaciones de GNC hasta que se normalizaron las presiones en gasoductos y estaciones de regulación. Ese antecedente sigue muy presente porque muestra cuán rápido puede tensarse el equilibrio operativo cuando coinciden bajas temperaturas, alta demanda prioritaria y limitaciones de oferta flexible.
A esa fragilidad estacional se suma otro factor: la volatilidad internacional. Reuters reportó hoy que los precios del GNL pueden seguir mostrando subas y fuerte volatilidad en un contexto geopolítico tensionado en Medio Oriente. Para un país que todavía necesita importar gas en invierno, ese escenario vuelve más delicada la planificación comercial y refuerza la importancia de anticipar compras, diversificar fuentes y monitorear muy de cerca la evolución de la demanda local.
Integración regional y cierre
En ese contexto, la integración regional sigue siendo un componente relevante del esquema de abastecimiento invernal. Mayo lo volvió a demostrar: Bolivia explicó más de un tercio del gas importado del mes, mientras que desde Chile se registraron envíos puntuales que contribuyeron a complementar la oferta durante los períodos de mayor exigencia del sistema.
Detrás de este operativo existe una coordinación permanente entre productores, transportistas, distribuidoras, generadores, organismos del sector y comercializadoras. La sincronización es fundamental: el gas debe llegar en el momento adecuado, con la presión necesaria y en el punto exacto donde se requiere. En ese proceso, las comercializadoras cumplen un rol clave acercando soluciones ágiles de abastecimiento y acompañando a los usuarios en la gestión de su suministro.
En Alpes Energy, como comercializadora líder en Argentina, seguimos de cerca esta realidad. Monitoreamos en tiempo real la evolución de la demanda y las importaciones de gas. Si su empresa necesita evaluar alternativas de abastecimiento o planificar su consumo invernal, nuestro equipo está a disposición para ofrecer asesoría y soluciones. Contáctenos para diseñar estrategias energéticas seguras y eficientes este invierno.
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