Redacción
Pocas variables tienen tanto poder de tracción sobre la economía energética argentina como el precio del gas natural en boca de pozo. En junio de 2026, con Vaca Muerta consolidada como el principal motor de la producción hidrocarburífera del país y con un horizonte de exportaciones de GNL que comienza a tomar forma contractual, la discusión sobre cómo se forma ese precio —y quién lo determina— volvió al centro del debate sectorial. No es una cuestión técnica menor: de ese número dependen las decisiones de inversión de las operadoras, el costo de la energía para la industria y los hogares, y la viabilidad financiera de los proyectos de exportación que Argentina necesita para sostener su balance de divisas.
El gas natural argentino vivió una década de precios administrados que distorsionaron profundamente la cadena de valor. Entre 2003 y 2015, el congelamiento tarifario desplomó el precio al productor a valores de entre 1 y 2 dólares por millón de BTU (MMBTU), lo que desincentivó la exploración y provocó el colapso de la producción convencional. El pico histórico de producción de gas había sido de aproximadamente 150 millones de m³/día en 2004; para 2014, esa cifra había caído a menos de 120 millones de m³/día. La respuesta fue el Plan Gas, en sus sucesivas versiones desde 2013, que intentó crear una señal de precio diferencial para estimular la producción no convencional. El Plan Gas.Ar, lanzado en 2020 bajo la administración Fernández, garantizó precios de entre 3,50 y 4,50 USD/MMBTU para productores que comprometían volúmenes firmes a distribuidoras. El resultado fue notable: la producción de gas de Neuquén creció sostenidamente hasta superar los 90 millones de m³/día a fines de 2024, impulsada casi en su totalidad por los bloques no convencionales de la cuenca Neuquina.
En la actualidad, el mercado del gas argentino opera bajo una arquitectura dual. Por un lado, los contratos del Plan Gas.Ar vigentes fijan precios subsidiados para el mercado interno, con valores que en 2026 rondan los 3,80 USD/MMBTU para el segmento residencial y comercial. Por otro, el mercado libre —donde operan grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y, crecientemente, los proyectos de exportación— muestra precios que oscilan entre 4,50 y 6 USD/MMBTU según la estacionalidad y la capacidad de transporte disponible. YPF, la principal productora con una participación de alrededor del 40% de la producción nacional, negocia contratos de largo plazo tanto para el mercado doméstico como para los futuros proyectos de licuefacción. Pan American Energy, TotalEnergies, Shell y Tecpetrol completan el grupo de operadoras que traccionan los volúmenes desde Neuquén. La producción nacional de gas cerró 2025 en torno a los 145 millones de m³/día, recuperando niveles no vistos en casi veinte años, con Neuquén aportando más del 60% del total.
Los desafíos son de distinta naturaleza pero convergen en el mismo punto crítico: la señal de precio. El principal obstáculo para una formación de precios genuinamente competitiva es la saturación de la capacidad de transporte. Los gasoductos troncales —Neuba II, TGS, TGN— operan al límite durante el invierno, lo que genera cortocircuitos en la traslación del precio desde el yacimiento hasta el consumidor final. El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), que entró en operación plena en 2024 con una capacidad de 24 millones de m³/día, alivió parcialmente esa restricción, pero el diseño de la segunda etapa —que permitiría evacuar hasta 40 millones adicionales— sigue pendiente de definición financiera. En paralelo, la oportunidad es histórica: los proyectos de exportación de GNL, encabezados por Argentina LNG (con YPF y Petronas como socios estratégicos) y los avances de Tecpetrol y TotalEnergies, podrían demandar volúmenes adicionales de entre 30 y 60 millones de m³/día hacia 2030, lo que requiere no sólo infraestructura sino un precio en boca de pozo suficientemente competitivo para cerrar la ecuación financiera de los proyectos de licuefacción frente a los precios del mercado asiático.
La perspectiva para el segundo semestre de 2026 y los años siguientes depende de decisiones que hoy están sobre la mesa del Gobierno nacional y del Enargas. El esquema de transición hacia precios de mercado pleno —sin subsidios implícitos al productor— requiere que la demanda doméstica pueda absorber tarifas más altas sin un impacto social desestabilizador, algo que el contexto de desinflación gradual hace políticamente sensible. Al mismo tiempo, los inversores de los proyectos GNL exigen certeza de precio de largo plazo: un productor que compromete 20 años de suministro a una planta de licuefacción necesita saber que el marco regulatorio no cambiará de forma unilateral. El debate no es sólo técnico. Es también sobre qué modelo de Estado energético quiere tener Argentina: uno que administra precios para proteger el consumo interno, o uno que crea reglas estables para atraer los 30.000 millones de dólares de inversión que los proyectos de exportación de GNL requieren en la próxima década. Esa respuesta definirá si Vaca Muerta se convierte en el motor exportador que el país necesita o si queda atrapada, una vez más, en la lógica del abastecimiento interno subsidiado.
Los contratos vigentes del Plan Gas.Ar fijan precios de referencia de entre 3,50 y 3,80 USD/MMBTU para el suministro a distribuidoras del segmento residencial. El mercado libre, donde operan grandes usuarios industriales y generadoras eléctricas, negocia en un rango de 4,50 a 6 USD/MMBTU, con variaciones estacionales significativas durante el invierno por restricciones de transporte.
¿Por qué la capacidad de transporte condiciona la formación del precio del gas en boca de pozo?Cuando los gasoductos operan al límite de su capacidad —situación habitual en invierno en Argentina—, los productores no pueden colocar todos sus volúmenes disponibles en el sistema. Eso genera precios deprimidos en boca de pozo en los bloques más alejados del acceso troncal, ya que el gas no tiene destino alternativo inmediato. La ampliación de la red de transporte es condición necesaria para que la señal de precio llegue correctamente al productor.
¿Qué precio en boca de pozo necesita un proyecto de exportación de GNL para ser viable en Argentina?Las estimaciones del sector ubican el precio mínimo necesario en boca de pozo para que un proyecto de licuefacción sea financieramente viable entre 3,50 y 4,50 USD/MMBTU, dependiendo de los costos de licuefacción, transporte marítimo y el precio de venta en los mercados de destino. Con el JKM (índice de referencia asiático) cotizando por encima de 12 USD/MMBTU, el margen existe, pero requiere estabilidad regulatoria y contratos de suministro de largo plazo que hoy Argentina aún no ha consolidado plenamente.
