--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/704/gas-en-boca-de-pozo-entre-la-regulacion-el-mercado-y-la-urgencia-de-una-senal-de" title: "Gas en boca de pozo: entre la regulación, el mercado y la urgencia de una señal de precio sostenible" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "El precio del gas en boca de pozo define inversiones en Vaca Muerta, exportaciones de GNL y el equilibrio fiscal de Neuquén. Análisis del esquema regulatorio en 2026." main_image: "https://pen.com.ar/static/custom/imagen-default.png?t=2026-07-18+03%3A00%3A55.577385" date_published: "2026-05-26T00:38:00-03:00" date_modified: "2026-05-26T00:38:46-03:00" tags: - "boca de pozo" - "gas natural" - "GNL" - "Neuquén" - "Plan Gas.Ar" - "precio del gas" - "regulación energética" - "Vaca Muerta" author_name: "Redacción" author_url: "https://pen.com.ar/usuario/2/redaccion" author_bio: "Redacción central neweken." category_name: "Energía" category_url: "https://pen.com.ar/categoria/2/energia" category_description: "Cobertura especializada sobre infraestructura energética, proyectos clave, gasoductos, petróleo, energías renovables y tendencias del mercado regional." --- # Gas en boca de pozo: entre la regulación, el mercado y la urgencia de una señal de precio sostenible El precio del gas natural en boca de pozo es, en 2026, uno de los nudos más complejos de la política energética argentina. No se trata solo de un número técnico: determina la rentabilidad de los proyectos en Vaca Muerta, la viabilidad de las exportaciones por gasoducto y GNL, el costo del servicio para millones de usuarios residenciales y la magnitud de los subsidios que el Tesoro Nacional todavía sostiene. En Neuquén, provincia que concentra más del 60% de la producción nacional de gas, cada variación en ese precio tiene un impacto directo sobre las regalías, el empleo y la actividad de la cadena de proveedores. La discusión sobre qué señal de precio reciben los productores no es abstracta: condiciona decisiones de inversión que se miden en miles de millones de dólares. Argentina lleva más de dos décadas conviviendo con un esquema de precios del gas que oscila entre la regulación estricta y los intentos de liberalización parcial. El pico de intervención fue el congelamiento de tarifas de 2002, que desarticuló el sistema de precios relativos y desalentó la inversión en exploración. La consecuencia fue una caída sostenida de la producción que llevó al país de ser exportador neto a importar gas de Bolivia y GNL desde 2008. En 2013, el gobierno nacional lanzó el Plan Gas, que introdujo precios sostén para incentivar la producción incremental, primero en torno a los 7,5 dólares por millón de BTU (MMBTU) para el gas de tight y shale. Ese esquema fue relanzado en versiones sucesivas —Plan Gas.Ar, desde 2020— con contratos de cuatro años a precios fijos de entre 3,5 y 7 dólares por MMBTU según categoría y cuenca. El volumen comprometido bajo ese esquema superó los 70 millones de m³ diarios en su punto más alto, lo que representó un sostén crítico para la producción total, que en 2025 promedió cerca de 160 millones de m³ por día a nivel país. En la actualidad, el mercado del gas en boca de pozo opera bajo una dualidad estructural. Por un lado, los volúmenes bajo Plan Gas.Ar están sujetos a precios regulados y contratos con distribuidoras y generadoras eléctricas, con valores que en el segmento residencial se ubican en el rango de 3 a 4 dólares por MMBTU. Por otro lado, el mercado libre —que incluye grandes usuarios industriales, exportaciones a Chile y Bolivia, y los acuerdos para GNL— opera a precios que en 2025 y el primer trimestre de 2026 oscilaron entre 4,5 y 6,5 dólares por MMBTU, con picos estacionales en invierno. YPF, con una producción de gas que ronda los 55 millones de m³ diarios, es el actor dominante, seguida por TotalEnergies, PAE, Tecpetrol y Pampa Energía, entre otras. Tecpetrol opera Fortín de Piedra, el mayor yacimiento de gas no convencional del país, con producciones que en algunos periodos superaron los 20 millones de m³ diarios. Las inversiones en nuevas plantas compresoras, redes de recolección y pozos de desarrollo en la Cuenca Neuquina alcanzaron en 2025 un récord estimado en torno a los 5.000 millones de dólares para gas no convencional, según datos del sector y la Subsecretaría de Hidrocarburos. Los desafíos son múltiples y algunos son contradictorios entre sí. El primero es la segmentación de precios: el gas que va al segmento residencial subsidiado se paga a precios muy inferiores al costo de desarrollo del shale gas en Vaca Muerta, que se estima entre 3,5 y 5 dólares por MMBTU en pozos de alta productividad, pero puede superar los 6 dólares en áreas menos productivas. Esa brecha implica que el sistema requiere una transferencia implícita o explícita para ser viable. El segundo desafío es la estacionalidad: Argentina consume casi el doble de gas en invierno que en verano, y la infraestructura de transporte —básicamente el sistema de gasoductos troncales operado por TGN y TGS— no tiene capacidad suficiente para abastecer los picos de demanda sin recurrir a cortes a industriales o importación de GNL. El gasoducto Néstor Kirchner (GPNK), inaugurado en 2023 y ampliado en 2024 con el loop de la segunda etapa, alivió parte de esa restricción al agregar unos 22 millones de m³ diarios de capacidad de transporte desde Tratayén hacia la zona metropolitana. Pero la infraestructura de transporte hacia el Atlántico, necesaria para exportaciones de GNL a escala, sigue siendo el cuello de botella estructural. La oportunidad, en contraste, es enorme: los recursos técnicamente recuperables de shale gas en Vaca Muerta se estiman en más de 300 Tcf, lo que posiciona a Argentina como el segundo mayor recurso de gas de esquisto del mundo. Si el país lograra consolidar un esquema de precios predecible y una infraestructura de exportación, podría capturar una porción del mercado global de GNL que en 2030 podría representar ingresos de entre 5.000 y 10.000 millones de dólares anuales. Las decisiones que están en juego en los próximos 18 meses son críticas. El actual esquema de Plan Gas.Ar vence en su mayoría hacia fines de 2024 y comienzos de 2025, lo que obliga a una renegociación o rediseño del mecanismo de incentivos. El gobierno de Javier Milei ha señalado la intención de avanzar hacia una mayor liberalización del precio del gas, convergiendo hacia valores de mercado y reduciendo el componente de precio regulado para el segmento industrial y de generación eléctrica. La pregunta es si esa transición se puede hacer sin desanclar el costo del servicio residencial a una velocidad que genere tensión política y social. Al mismo tiempo, los proyectos de GNL —liderados por YPF y sus posibles socios, con Petronas como candidato relevante, además de iniciativas de Shell y TotalEnergies— requieren señales de precio a largo plazo que hoy no existen en el mercado local. Un contrato de venta de GNL a 20 años necesita certeza sobre el precio del gas en origen; sin esa certeza, las decisiones de inversión en plantas de licuefacción se demoran. En paralelo, la renegociación de las tarifas de transporte y distribución, que debería reflejar el costo real de mantenimiento y expansión de la red, es otra variable pendiente. Neuquén, por su parte, seguirá presionando para que el esquema regulatorio reconozca el valor del recurso y garantice regalías crecientes, que en 2025 representaron más del 35% de los ingresos fiscales provinciales. El equilibrio entre señal de mercado, sostenibilidad fiscal y viabilidad social es el problema central de la política de precios del gas en Argentina. No tiene solución técnica simple, pero sí tiene urgencia: cada año de señal inadecuada es un año de inversión diferida en el activo estratégico más valioso del país. ## Puntos clave - Argentina produce cerca de 160 millones de m³ diarios de gas, con Neuquén aportando más del 60% del total nacional. - El precio en boca de pozo bajo Plan Gas.Ar oscila entre 3 y 4 dólares por MMBTU para el segmento regulado, mientras el mercado libre opera entre 4,5 y 6,5 dólares. - El gasoducto Néstor Kirchner sumó unos 22 millones de m³ diarios de capacidad, pero la infraestructura hacia el Atlántico para GNL sigue siendo el cuello de botella. - Los proyectos de exportación de GNL requieren señales de precio a largo plazo que el mercado local todavía no puede ofrecer con certeza. ## Preguntas del sector **¿Cuál es el costo de desarrollo del gas shale en Vaca Muerta y cómo se compara con el precio regulado?** En los bloques de mayor productividad de Vaca Muerta, el costo de desarrollo (lifting más amortización de capital) se estima entre 3,5 y 5 dólares por MMBTU. En áreas menos maduras puede superar los 6 dólares. El precio regulado bajo Plan Gas.Ar para el segmento residencial está en torno a 3 a 4 dólares, lo que implica que en muchos casos el margen es mínimo o negativo sin otros ingresos compensatorios del portafolio de ventas. **¿Qué volumen de gas comprometió el Plan Gas.Ar y qué pasa cuando vencen los contratos?** En su momento de mayor cobertura, el Plan Gas.Ar comprometió más de 70 millones de m³ diarios bajo contratos de cuatro años. A medida que esos contratos vencen —proceso que se extendió entre 2024 y 2026— los volúmenes quedan expuestos a precios de mercado o deben ser renegociados. El gobierno debe decidir si extiende el esquema, lo reemplaza por un sistema de subastas competitivas o avanza hacia la libre formación de precios con bandas de referencia. **¿Por qué el precio del gas en boca de pozo impacta directamente en las regalías de Neuquén?** Las regalías hidrocarburíferas se calculan como un porcentaje —generalmente el 12% para producción convencional y el 15% para no convencional bajo algunos regímenes— sobre el valor del gas en boca de pozo. Un precio más alto implica directamente una base de cálculo mayor y, por lo tanto, mayores ingresos para la provincia. En 2025, las regalías representaron más del 35% de los recursos fiscales neuquinos, por lo que cada dólar de variación en el precio del gas tiene un impacto fiscal significativo y medible. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.