RedacciónEl precio del gas natural en boca de pozo es, quizás, la variable más determinante del ecosistema energético argentino. No es un dato técnico menor: de él dependen las decisiones de inversión de las grandes productoras en Vaca Muerta, la viabilidad financiera de las distribuidoras, el nivel de tarifas que pagan industrias y hogares, y la capacidad del país de sostener —o no— un sendero exportador creíble. En julio de 2026, con Argentina consolidando su posición como tercer productor de gas no convencional del mundo y con el gasoducto Néstor Kirchner operando a plena capacidad, la discusión sobre cuánto vale el gas en la cabeza del pozo vuelve a ser el centro de gravedad del sector.
El camino hasta aquí estuvo marcado por décadas de intervención. Hasta 2014, el gas en boca de pozo se vendía en Argentina a precios artificialmente deprimidos —en algunos casos por debajo de los 2 dólares por millón de BTU (MMBTU)—, lo que desalentó la inversión y precipitó la crisis de autoabastecimiento que derivó en importaciones masivas de GNL y gas boliviano por encima de los 15 USD/MMBTU. El programa Gas.Ar, lanzado en 2021 bajo la administración Fernández, introdujo licitaciones con precios de referencia de entre 3,70 y 4,50 USD/MMBTU para el segmento térmico, con contratos a cuatro años que dieron cierta previsibilidad. Pero fue la gestión Milei, a partir de diciembre de 2023, la que aceleró la discusión sobre la convergencia al precio de mercado. El esquema de subsidios diferenciados fue achicándose y el precio de referencia para contratos nuevos trepó progresivamente: a mediados de 2025 se situaba en torno a los 5,50 USD/MMBTU para invierno y 3,80 USD/MMBTU para verano, con una brecha creciente entre el segmento residencial regulado y el industrial libre.
Hoy, el mercado de gas en Argentina opera con una dualidad estructural. Por un lado, el segmento del mercado a término —donde las productoras negocian directamente con grandes usuarios industriales, centrales termoeléctricas y distribuidoras— muestra precios que en el invierno 2026 oscilan entre 4,80 y 6,20 USD/MMBTU según cuenca, calidad y volumen comprometido. Vaca Muerta fija el tono: YPF, TotalEnergies, Shell, Pampa Energía y Vista Energy concentran más del 70% de la producción no convencional y tienen poder de negociación para sostener precios más altos. La producción de gas en Neuquén superó los 115 millones de m³/día en el primer semestre de 2026, con un crecimiento interanual del 11%, consolidando a la provincia como el pulmón gasífero del país con más del 55% del total nacional. Por otro lado, el segmento regulado —que abastece a hogares y PyMEs a través de distribuidoras como Metrogas y Camuzzi— sigue recibiendo gas a valores subsidiados con cargo al Fondo Fiduciario de Gas, aunque el gobierno avanza en su desfinanciamiento gradual. Las inversiones en upstream comprometidas para 2026 rondan los 7.500 millones de dólares entre todas las operadoras activas en la cuenca Neuquina, con Loma Campana, Fortín de Piedra y Bandurria Sur como los bloques de mayor actividad.
Los desafíos son múltiples y no todos son técnicos. El primero es la infraestructura de transporte: el gasoducto Néstor Kirchner tiene capacidad para 24 millones de m³/día adicionales desde Vaca Muerta, pero la ampliación hacia el norte y la interconexión con el sistema de exportación al Pacífico requieren entre 1.800 y 2.200 millones de dólares adicionales en inversión que no tienen financiamiento confirmado. El segundo desafío es la señal de precios: si el precio de boca de pozo no garantiza un retorno mínimo de 12% sobre el capital invertido, las compañías priorizan el petróleo —más rentable y con precio de referencia internacional claro— sobre el gas, lo que amenaza el abastecimiento interno en los picos de demanda invernal. La oportunidad, en contrapartida, es enorme: Argentina tiene reservas probadas de gas no convencional que, a los ritmos actuales de extracción, representan más de 150 años de producción. El mercado de exportación vía GNL —con la planta flotante de YPF-Petronas como proyecto ancla para 2028— podría generar ingresos de entre 5.000 y 8.000 millones de dólares anuales si se consolida el acceso a mercados asiáticos y europeos. Para eso, el precio doméstico debe ser lo suficientemente alto como para sostener la inversión, pero lo suficientemente predecible como para no ahuyentar a los compradores de largo plazo en el exterior.
Las decisiones que están sobre la mesa en el segundo semestre de 2026 son de alto impacto. La Secretaría de Energía debe definir el esquema de precios para los contratos del programa Gas.Ar que vencen en 2027, y la señal que emita condicionará el plan de pozos de al menos ocho operadoras medianas. Al mismo tiempo, el Congreso debate una modificación al régimen de regalías en Neuquén —la provincia reclama elevar la alícuota del 12% al 15% para gas no convencional— lo que tensiona la ecuación de rentabilidad de los productores. En paralelo, la negociación del precio de exportación con Chile, que importa gas argentino vía cordillera en verano, será un termómetro del poder de negociación del país. La convergencia al precio de mercado es el objetivo declarado del gobierno, pero la velocidad y los mecanismos de transición definen si esa convergencia genera inversión o inflación tarifaria sin contrapartida productiva. Argentina tiene el recurso. El interrogante es si tendrá la arquitectura regulatoria y la consistencia macroeconómica para monetizarlo.
El precio de boca de pozo es el valor al que el productor vende el gas en la cabeza del pozo, antes de transporte. Al precio de distribuidora se le suman los cargos de transporte —que en el caso de la cuenca Neuquina al área metropolitana representan entre 0,80 y 1,20 USD/MMBTU adicionales— más impuestos provinciales y regalías. La diferencia total puede oscilar entre 1,50 y 2,00 USD/MMBTU según la distancia y el gasoducto utilizado.
¿Qué es el programa Gas.Ar y cómo determina los precios de referencia?Gas.Ar es el esquema de licitaciones por el cual el Estado garantiza un precio mínimo a productores que se comprometen a entregar volúmenes específicos durante cuatro años, principalmente para cubrir la demanda residencial e industrial regulada. Los precios de referencia se fijan por licitación competitiva entre oferentes y funcionan como piso de rentabilidad; actualmente el gobierno avanza en reducir los volúmenes licitados bajo este esquema para promover la migración al mercado libre.
¿Por qué el precio del gas doméstico argentino es más bajo que el precio de exportación al que Argentina aspira vender GNL?El gas destinado a exportación como GNL debe competir con el precio de mercado internacional, que en Asia y Europa ronda los 10 a 14 USD/MMBTU según estacionalidad. El precio doméstico regulado es más bajo por razones de política tarifaria y subsidio al consumo interno. Esta brecha es el principal incentivo para que los productores orienten volúmenes hacia la exportación, pero también genera tensión con el abastecimiento local en picos de demanda invernal.
