Las tarifas de gas se actualizarán, desde agosto, cada dos meses y no cada cuatro como ocurría hasta ahora, según establece la Resolución 167/2026 emitida por Nación. Bajo la llamada “Emergencia Energética”, el cambio se aplicará hasta diciembre de 2027, que incorporan; además; a las facturas, las “Diferencias Diarias Acumuladas”. El gobierno nacional asegura que la medida busca evitar correcciones bruscas en los bolsillos de los usuarios, especialmente en invierno.
Mediante Resolución 167/2026, la administración Milei modificó la frecuencia de actualización de las tarifas de gas natural en base a los costos reales de abastecimiento, cambio que comienza en agosto de este año y se extiende hasta diciembre de 2027; además de incorporar a las facturas las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA); con el objetivo de suavizar el impacto sobre los usuarios finales, y que los ajustes acumulados especialmente en invierno resulten en fuerte aumento de golpe.
Las DDA es un ajuste automático de la diferencia entre el precio del gas que el ente regulador fija en los cuadros tarifarios y el costo que realmente pagan las distribuidoras. Es decir, cuando el Estado fija un precio estimado para el siguiente periodo, transcurrido ese lapso se compara con el costo real que afrontó cada empresa distribuidora. Si el precio efectivo fue mayor, aplican un recargo a los usuarios para recuperar la diferencia. Si fue menor, el excedente se devuelve a los consumidores.
Este sistema garantiza que las distribuidoras no pierdan ni ganen por la compra del gas, tal como lo establece la Ley del Gas. Hasta ahora, las DDA se trasladaban a las tarifas en forma estacional (cada 4 meses), coincidiendo con las actualizaciones del precio del gas; y ahora, ese cálculo se hará cada dos meses, de manera transitoria mientras dure la emergencia energética.
Según la resolución, no modifica la metodología de fondo del sistema tarifario ni altera quién asume el costo final (siempre recae en los usuarios), pero sí busca hacer más previsible y gradual el impacto en las facturas.
La medida forma parte de un proceso más amplio de desregulación que impulsa la Secretaría de Energía. Nación recordó que las distribuidoras deberán asumir progresivamente la gestión de compra de gas sin intervención directa del Estado. Para facilitar la transición deben adaptar transitoriamente los mecanismos de traslado de costos a tarifa (pass through). Un reconocimiento más frecuente de las diferencias de precio mejora el flujo financiero de las empresas, sin alterar el principio básico de que el costo del gas sea absorbido por los usuarios, pero con ajustes más escalonados.
La modificación complementa el plan de financiamiento para la importación de GNL, en marcha a partir de noviembre/26. Las distribuidoras comenzarán a incluir en las facturas un monto asignado a las DDA para cobrar en 6 cuotas lo que el Estado gastó en la compra de gas licuado importado;y así, las empresas gasíferas funcionarán como recaudadoras: facturarán ese dinero en las boletas residenciales y luego lo transferirán al Estado. Con las DDA calculándose e incorporándose a las tarifas cada dos meses, siguen la línea del esquema de devolución en cuotas permitiendo que el recupero de esos fondos se vea en las facturas.
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Industria, cortes y sobreprecios
La contracara a los ajustes tarifarios más frecuentes pero menos abruptos para los hogares, es la industria. El GNL a precio subsidiado a las grandes industrias expuso una brecha profunda entre quienes pudieron absorber los nuevos precios, que oscilaron entre U$18 y U$26 el millón de BTU y quienes no. Según datos del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), dos rubros concentraron el 92% del volumen total adjudicado: refinación (61,3 millones de metros cúbicos) y agroindustria (44,6 MMm³). El resto, manufactura, alimenticia, siderurgia, petroquímica y caleras, se repartió apenas una porción marginal.
La concentración respondía a la capacidad de pago y capacidad logística. En el caso de refinación y agroindustria, no sólo absorbieron el sobrecosto, sino que tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial. Pero, el mapa de los cortes mostró un impacto desigual, perjudicando al norte del país y el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
En Tucumán, entre 35 y 40 empresas se quedaron sin gas. El sector citrícola fue el más comprometido, ya que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En Jujuy, tres ingenios azucareros sintieron el rigor de las restricciones; pero Ledesma, el más grande, se salvó por su participación en el yacimiento Aguaragüe.
En Salta, las citrícolas y el sector cerámico fueron los más golpeados. “La diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses”, dijo Julio Fazio (vicepresidente de la UI Salta). En Catamarca, el daño fue más indirecto, pero empresarios advierten que la falta de certeza sobre la disponibilidad de gas frena inversiones.
Entre los factores contractuales y de gestión que explican lo ocurrido, figura la resolución 66/26 de marzo, cuando la Secretaría de Energía reactivó mediante esa las cláusulas de transporte firme con ventana, para que las distribuidoras cortaran el suministro industrial durante ciertos días al año y priorizaran la demanda residencial. Además, Enarsa ya no es proveedor de última instancia, rol ocupado por comercializadores privados (como Trafigura) que vendieron gas a precios sensiblemente más altos.
Por otro lado, referentes industriales reconocieron que la falta de anticipación también jugó en contra. Por décadas, la incorporación del GNL al sistema nacional fue resuelta por el Estado, pero el cambio aplicado en abril obligó a buscar soluciones “sobre la marcha”, más allá que “las ventanas de corte” se aplicaban muy rara vez. Otro factor fue la demora de licitación para el gasoducto Perito Moreno, que tardó 16 meses y esto hizo que se perdiera el invierno para el que estaba pensado.
La mejora en la capacidad de transporte del gasoducto Perito Moreno (a cargo de TGS) no resolverá el problema de fondo: la industria seguirá necesitando GNL y enfrentando eventuales cortes, informó Econojournal. Pero los precios proyectados para el próximo invierno serían al menos cinco dólares por debajo comparado con 2026, sin la guerra como factor de presión, y con las ampliaciones adicionales que ya se conversan en TGN, la necesidad de GNL se vería fuertemente reducida.
