Informe de ADEERA
El gas de Vaca Muerta es el principal impulsor del sistema eléctrico argentino. El dato es que empuja cada vez más.
La generación hidráulica mayor a 50 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) cayó un 25,9% interanual en febrero de 2026: de 2.132 GWh en febrero de 2025 a 1.581 GWh en el mismo mes de este año. La brecha fue absorbida casi en su totalidad por las centrales térmicas a gas.
Con un consumo mínimo de combustibles alternativos, el gas natural alcanzó el 98% de la matriz de combustibles del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), según el informe de ADEERA/UDEA con datos del mercado de febrero de 2026. El número no describe una anomalía puntual: confirma lo que el sistema eléctrico argentino ya es en la práctica.
La hidráulica no alcanza, y el gas de Neuquén llena el hueco
La caída del Comahue tiene raíces estructurales. La cuenca neuquina —donde operan las principales centrales en proceso de privatización bajo el Decreto 263/25, entre ellas Alicurá, El Chocón-Arroyito, Piedra del Águila y Cerros Colorados— atraviesa un ciclo hídrico deprimido que se reitera desde 2019. En términos de capacidad instalada, el país contaba con 44.481 MW al cierre de febrero de 2026, de los cuales el 57% corresponde a fuentes térmicas y el 39% a origen renovable —incluyendo la hidráulica mayor a 50 MW—. La energía renovable habilitada bajo la Ley 26.190 representa el 17,5% de la potencia instalada total.
Con ese parque, cuando la hidráulica falla, el sistema depende del gas. Y ese gas sale de Vaca Muerta.
El consumo promedio de gas para generación eléctrica en febrero de 2026 alcanzó los 59.650 Dam³/día: apenas 3,6% por debajo del récord histórico registrado en el mismo mes de 2025 (61.906 Dam³/día), según datos de Alpes Energy corroborados de forma independiente del informe sectorial. El 3 de febrero, durante una ola de calor sobre el AMBA, el sistema llegó a demandar 68.224 Dam³/día. Ese pico ilustra la presión que la producción no convencional de la Cuenca Neuquina debe absorber en condiciones extremas.
Por qué la comparación interanual engaña
La demanda total del país registró una caída del 8,9% interanual, desde los 12.878 GWh de febrero de 2025 hasta los 11.759 GWh del mismo mes de este año. La lectura superficial sugiere contracción. Los datos no la sostienen de la misma manera.
La base de comparación incluye el 10 de febrero de 2025, cuando el SADI alcanzó el máximo histórico de demanda de potencia: 30.257 MW registrados a las 14:47 horas con 37,9°C en el GBA, superando el récord anterior de 29.653 MW del 1 de febrero de 2024. Ese evento extraordinario infla artificialmente el denominador. Corregido por temperatura y contexto estadístico, el sistema operó en alta exigencia durante febrero de 2026: el consumo de gas se mantuvo a niveles cuasi-récord incluso en un mes que, para sus propios estándares, resultó moderado en términos de demanda.
El regulador institucionaliza la dependencia de Cuenca Neuquina
El 98% del MEM refleja una decisión regulatoria concreta. La Resolución 66/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) reasignó capacidades de transporte hacia la Cuenca Neuquina. El motivo es estructural: las cuencas Norte y Austral, en declive productivo sostenido, habían retenido contratos firmes de transporte por volúmenes que ya no estaban en condiciones de entregar. La corrección regulatoria redirigió el mapa de transporte hacia donde el gas realmente existe —y donde el sistema eléctrico ya lo demanda.
El gasoducto que conecta ese gas con la red nacional está en expansión activa. TGS, adjudicataria de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (Res. SE 397/2025), llevará la capacidad del tramo Tratayén-Salliqueló a 35 MMm³/día para el invierno de 2026, con una inversión de u$s 780 millones. La obra consolida la arquitectura de dependencia que los datos operativos de febrero ya reflejan con nitidez.
El costo del sistema y la cobertura tarifaria
En el mercado spot, el precio monómico medio de febrero de 2026 se ubicó en 64,6 u$s/MWh —que incluye energía, potencia, servicios y transporte—, por debajo de los 66,2 u$s/MWh del mismo mes de 2025 (-2,4%). El costo del mercado asignado alcanzó los 82,9 u$s/MWh. Según el mismo informe de ADEERA, los usuarios de las distribuidoras financiaron el 74% del costo de generación a través del precio estacional en febrero de 2026, el nivel más alto de la serie desde 2016. La trayectoria es sistemática: los subsidios pasaron de u$s 5.820 millones en 2023 a u$s 4.017 millones en 2024 y a u$s 3.122 millones en 2025, una caída del 22% interanual. El 26% restante del costo del sistema continúa siendo cubierto por el Tesoro Nacional.
El próximo invierno y los límites del modelo
El escenario hacia el invierno de 2026 combina tres vectores: la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, que entrará en servicio en los meses de mayor demanda; una hidráulica que no exhibe señales de recuperación significativa; y el proceso de privatización de los grandes complejos del Comahue, que definirá quién opera los activos centrales de la generación hídrica del país en las próximas décadas.
Para los grandes usuarios industriales del MEM y las distribuidoras, el mensaje de febrero de 2026 es preciso: la electricidad argentina tiene un precio marginal con nombre y apellido, y ese precio se escribe en la Cuenca Neuquina. Mientras la hidráulica no recupere caudal y las renovables no resuelvan su restricción de red en la Patagonia y el NOA, cualquier variación sostenida en el costo del gas —o cualquier interrupción en su transporte— se traduce directamente sobre el costo del sistema eléctrico mayorista.
La Resolución 66/2026 del ENARGAS no hizo más que formalizar lo que los datos operativos de febrero ya decían.