A partir de las resoluciones oficiales dictadas en los últimos meses —entre ellas, la fijación de nuevos precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para junio y julio de 2025, así como la prórroga de la emergencia energética hasta julio de 2026— comenzó a circular en medios y ámbitos sectoriales la versión de que el Plan Gas.Ar podría concluir de manera anticipada.

El razonamiento detrás de esos rumores se apoyó en tres factores: por un lado, la instrumentación de medidas extraordinarias en el marco de la crisis de abastecimiento de julio, cuando Cammesa debió adquirir gas por fuera de los precios del Plan; por otro, la ausencia de anuncios oficiales sobre qué esquema sucederá al programa una vez cumplido el horizonte de 2028, fijado en los decretos de extensión de su vigencia; y, finalmente, la manifiesta intención del Gobierno de reducir el déficit fiscal, lo que alimenta la sospecha de un recorte en los programas de subsidios energéticos.

Si bien ninguna de estas decisiones implicó formalmente el final del Plan Gas.Ar, su combinación reforzó la percepción de incertidumbre y abrió paso a especulaciones sobre una eventual conclusión anticipada.

Durante 2025, el Plan Gas se mantuvo en el centro del debate. El Gobierno avanzó con un esquema de actualización mensual de los precios en el PIST, lo que significó ajustes sucesivos en junio, julio y agosto. Estas resoluciones buscaron ordenar el mercado, dar previsibilidad a las productoras y, a la vez, mantener subsidios focalizados para los hogares de menores ingresos. La señal fue clara: asegurar la continuidad del programa hasta 2028 sin alterar los contratos, pero adecuando el sendero tarifario a la nueva realidad macroeconómica.

El año también estuvo marcado por un cambio institucional de fondo. A través del Decreto 452/2025, el Ejecutivo oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que absorbió las funciones de los historico ENARGAS y ENRE.

La decisión se inscribe en una lógica de simplificación regulatoria y reducción del gasto público, pero también responde a la necesidad de unificar criterios en un mercado que se prepara para una liberalización gradual de precios y contratos. El nuevo organismo se convierte así en un actor central para la transición del Plan Gas hacia un esquema más abierto y competitivo.

Cabe aclarar que ambos organismos ahora unificados, se financian con una tasa de fiscalización y control que no requiere de fondos del Tesoro. A partir de la decisión de unificación de ambos entes, se desató una puja sorda por el control a través de la conformación del futuro directorio.

En el actual contexto, todo indica que el sector no regulado de la cadena gasífera es el de mayor influencia: los productores buscan “capturar” al regulador, habida cuenta de que es el organismo que habilita el pase a tarifa de los precios pactados entre las empresas distribuidoras y los propios productores.

Antecedentes

Los primeros intentos, entre 2008 y 2013, se materializaron en programas como “Gas Plus”, que buscaban atraer inversiones hacia proyectos no convencionales. Con Cristina Fernández de Kirchner, el Plan Gas II, destinado a empresas con inyección reducida, fue lanzado en 2013 durante su segunda presidencia, en el marco de la misma Comisión de Planificación del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.

Se estableció un esquema de precios escalonados en función del desempeño de cada productora respecto de su “base” de inyección y de las curvas de declino estimadas.

El estímulo máximo alcanzaba los 7,50 dólares por MM/btu cuando la inyección total superaba la base asignada; se reconocían 6 dólares .- si la producción se ubicaba entre la curva de –5% y la base; 5,00 dólares en el rango comprendido entre –10% y –5%; y US$ 4,- si se mantenía entre la base ajustada y la curva de –10%. En todos los casos, el tope máximo del incentivo fue de US$ 7,50 por millón de BTU.

La gestión de Mauricio Macri mantuvo la lógica, aunque con valores decrecientes y mayor concentración en Vaca Muerta, generando cuestionamientos por su alto costo fiscal. Alberto Fernández reformuló el esquema en 2020 bajo el “Plan Gas.Ar”: subastas a cuatro años con un precio promedio mucho menor (US$ 3,5 por MM/btu), acompañado por obras estratégicas como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.

El Plan Gas 5 (desde 2023) extendió contratos hasta 2028 y abrió la puerta a exportaciones estacionales a países limítrofes, con la aspiración de convertir a la Argentina en un exportador neto de gas. En paralelo, se dieron pasos en materia de infraestructura y proyección a largo plazo. En mayo, el Gobierno lanzó la licitación para ampliar el gasoducto troncal PNK -designado “Perito Moreno” por Javier Milei, que permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte desde Vaca Muerta, reforzando la balanza comercial energética.

Al mismo tiempo, un informe oficial confirmó que los recursos no convencionales de gas pueden cubrir la demanda interna entre 63 y 162 años, según los niveles de explotación y exportación.
Estos anuncios se complementaron con gestos hacia el exterior, como el acuerdo firmado entre YPF y la italiana Eni para garantizar exportaciones de gas argentino a Europa.
Todo ello confirma que el Plan Gas, lejos de agotarse, sigue siendo el eje de una estrategia que combina abastecimiento interno, equilibrio macroeconómico y la ambición de consolidar a la Argentina como exportador energético de escala global.

Un productor que habla

La posición de CGC, la petrolera del ex empleador de Javier Milei, Eduardo Eurnekián, introduce un matiz incómodo en la estrategia oficial de desandar progresivamente el Plan Gas: la empresa admite que es posible “discutir” la salida del esquema, pero advierte que cualquier transición debe preservar la seguridad de abastecimiento y permitir a los productores recuperar las inversiones comprometidas.
Victoria Sabbioni, gerenta comercial, destacó que el programa permitió “llenar los caños” y forzó la construcción de nueva infraestructura, pero recordó que incluso con el plan vigente se produjeron crisis como la de julio pasado, cuando la demanda invernal obligó a racionar el suministro en distintas provincias. Para la compañía, trasladar íntegramente al mercado privado la responsabilidad del abastecimiento sin un rol amortiguador del Estado puede agravar esos riesgos y generar un cuadro de inestabilidad energética.
En paralelo, la ejecutiva alertó sobre la necesidad de diseñar instrumentos contractuales capaces de cubrir la dualidad entre la demanda residencial de invierno y la térmica de verano, sin desarticular la ecuación económica de los productores.

A su vez, planteó que la desregulación incipiente en la generación térmica solo tendrá sentido si las eficiencias logradas se trasladan efectivamente al usuario final y se traducen en menores costos del sistema. En un tono más optimista, Sabbioni valoró la oportunidad de consolidar exportaciones de gas hacia Chile bajo reglas ya fijadas hasta 2028, aunque remarcó que la nueva demanda externa es distinta: de carácter horario y concentrada en franjas nocturnas, debido a la penetración solar durante el día.

Ese rediseño del mercado, concluyó, exige creatividad regulatoria y contractual, para evitar que la salida del Plan Gas derive en un retroceso de los logros alcanzados.