Vaca Muerta bate récords y atrae capital de clase mundial. Pero el gas sigue teniendo un precio fijado por resolución, no por el mercado. Sostener planes de fomento en una industria que ya maduró no es prudencia: es transferencia de renta con riesgo fiscal creciente. El caso Tecpetrol lo demuestra.
Hay un número que aparece todos los meses en el Boletín Oficial y que casi nadie discute: el precio del gas en boca de pozo, hoy en torno a los tres dólares por millón de BTU. En Neuquén, 3,079. En Tierra del Fuego, 2,92. Parece un dato técnico, pero no lo es. Es la pieza central de la política energética argentina, y lo vamos a decir sin vueltas: ese número no lo descubre un mercado, lo escribe el Estado.
Ese valor es el promedio que arrastran los contratos del Plan Gas.Ar (la pata vigente del Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción de Hidrocarburos, retocado en enero por decreto para acoplarlo a los subsidios focalizados). El precio de boca de pozo del gas no es un precio de oferta y demanda, es un precio de garantía pactado con el poder político. Y como ese mismo valor se usa después como referencia para los precios mínimos de exportación,
El problema del subsidio interno y el problema de no poder exportar competitivamente a São Paulo terminan siendo el mismo problema con dos caras. La pregunta que el sector evita hacerse en voz alta es simple: ¿es lógico sostener planes de desarrollo en una industria que ya maduró?
La trampa del éxito
Antes de responder, conviene recordar cómo termina esta película, porque ya la vimos. El caso es Tecpetrol en Fortín de Piedra y la frase que quedó dando vueltas en la cuenca lo resume mejor que cualquier informe: “el éxito nos condena”.
Cuando la productividad de Vaca Muerta superó todas las proyecciones, pasó lo que tenía que pasar: la mayor oferta hizo caer el precio de mercado, se ensanchó la brecha contra el precio mínimo garantizado, y el costo fiscal del programa se disparó por encima de lo previsto. El Estado, acorralado por sus propias metas fiscales, reaccionó como siempre: recortó pagos de manera retroactiva. La industria fue a la Justicia. Y en abril de 2026 un juzgado le ordenó al Estado pagarle a Tecpetrol más de 2.500 millones de pesos, desmontando además el argumento oficial de que la empresa había sobre-invertido, ya que perforó incluso menos pozos que los proyectados. El salto de producción no vino de más perforación sino de más productividad por pozo.
Ahí está la patología de fondo, y es estructural, no coyuntural: un subsidio de precio-piso atado a la producción se vuelve más caro cuanto mejor rinde la cuenca. Es decir, cuesta más justo cuando menos se lo necesita. Madurez y subsidio garantizado son, fiscalmente, incompatibles. El plan que se diseñó para incentivar producción termina castigando al Tesoro precisamente porque la producción funcionó.
Pregunta con error de categoría
La trampa anterior no alcanza, sin embargo, para responder con un sí o un no. Porque la pregunta esconde un error que hay que explicitar: “Vaca Muerta” no es una industria. Son dos y bien distintas.
El petróleo ya opera como industria madura. Precios libres (por paridad de exportación), productividad por pozo dos o tres veces superior a la del Permian, producción récord y decisiones de inversión de clase mundial en marcha para exportar GNL. Ahí los planes de fomento no se justifican, y el propio sector lo dice con todas las letras. El presidente de YPF fue tajante: si hay subsidios, no hay productividad. Para el crudo, prolongar esquemas de promoción sería subsidiar a un ganador.
El gas es otro animal. No es un mercado libre, es una demanda doméstica cautiva, estacional y regulada, con un cuello de botella de transporte sin resolver y una necesidad de comprometer decenas de miles de millones de dólares en infraestructura de evacuación y licuefacción.
El Plan, en gas, nunca fue un subsidio “de desarrollo” a una tecnología incipiente (el shale ya estaba probado). Funcionó como un reaseguro de demanda y un piso de precio que le permitió al productor financiar inversión de largo plazo contra un comprador previsible.
Por eso conviven dos posiciones oficiales que parecen contradecirse:
- La conducción de YPF pidiendo desarmar subsidios y que los productores contraten directamente con privados, y
- Voces de la propia Secretaría recomendando prolongar el Plan Gas que vence en julio.
No es una contradicción retórica. Es que el instrumento mutó, dejó de ser percibido como subsidio y pasó a ser percibido como andamiaje contractual. Dejó de ser percibido como subsidio y pasó a ser percibido como andamiaje contractual. El problema es que sigue siendo, contablemente, lo primero.
El mismo precio que nos deja afuera de São Paulo
Hay un costado de esta discusión que casi nunca se conecta con el subsidio, pero debería: el mismo esquema que fija el precio interno es, en buena medida, el que nos deja afuera del mercado que más nos conviene.
Los números deberían bastar para ganar. El gas de Vaca Muerta entra al sistema de transporte a unos tres dólares; el gas del Presal brasileño, ya tratado, ronda los once. Sobre el papel, São Paulo tendría que ser nuestro. Sin embargo, no llegamos competitivos, y el informe de OLACDE lo dice sin vueltas: alcanzar ese mercado por gasoducto exige ajustes regulatorios significativos en materia tarifaria y de derechos de exportación.
Parte de esa rigidez sale del propio andamiaje del subsidio. Desde enero, el gobierno dejó de usar el barril Brent como referencia para los precios mínimos de exportación y pasó a tomar los precios de los contratos del Plan Gas. Traducido: el precio administrado que se diseñó para un mercado interno cautivo se convirtió en la vara con la que se mide la exportación. O sea que la pretensión pasó a ser un número de política doméstica gobernando un contrato internacional.
El efecto (nocivo) es doble. El productor que tiene asegurado un piso de demanda y precio en casa no siente el mismo apremio por pelear el mercado difícil de afuera. Y para firmar los contratos firmes de largo plazo (los únicos que justifican los miles de millones de dólares en gasoductos hacia Brasil) hace falta un precio formado por el mercado y un marco previsible, no un valor que el Estado recalibra por resolución cada tres meses. El mismo dedo que escribe los tres dólares internos es el que traba la salida a São Paulo.
¿El cuello de botella son los derechos de exportación?
OLACDE nombra dos ajustes regulatorios para destrabar São Paulo: la tarifa de transporte y los derechos de exportación. Sobre el segundo conviene detenerse, porque es el que la industria repite como mantra y el que más se presta a confusión.
El gas se exporta bajo un esquema de retenciones móviles atado al precio internacional, cero por debajo de un valor base, una fórmula en el tramo intermedio y un techo del 8% cuando el precio se dispara. Ese 8% es el número que toma el informe, y sobre un gas que entra al sistema a tres dólares no es trivial. En una ruta de larga distancia, cada punto define si la ecuación cierra. Para el caño a Brasil, el reclamo tiene sustento.
Pero ahí está la trampa del argumento. Para los proyectos que de verdad mueven la aguja (Argentina LNG, Southern Energy, el GNL de Vaca Muerta) esa pelea ya está ganada. El RIGI les garantiza retenciones en cero, estabilidad normativa por treinta años, ganancias al 25% en lugar del 35%, disponibilidad creciente de divisas y arbitraje internacional ante el CIADI. Y el gobierno ya empuja un “Súper RIGI” que llevaría la exención al arranque mismo del proyecto. Para un negocio de retornos a treinta años, lo que más se valora no es la tasa de hoy (que ya es baja) sino la garantía de que no suba mañana. Esa garantía ya está firmada.
La respuesta, entonces, incomoda al relato sectorial. Sí, los derechos de exportación pesan sobre la exportación marginal por gasoducto. No, estos no son el verdadero cuello de botella del salto exportador, ese ya fue despejado. Lo que queda sin resolver es la otra mitad de la frase de OLACDE (la tarifa de transporte) y el problema de fondo que esta columna viene señalando es que este es un precio que escribe el Estado, no el mercado. (Lo de las regalías corre por un carril parecido: la industria preferiría una base de cálculo más baja para liquidar a las provincias, pero esa es una disputa de reparto, no la llave del comercio exterior.)
El cierre, sin relleno
Sostener planes de fomento en una industria que ya es rentable no es prudente, sino que se trata de una transferencia de renta y riesgo fiscal en aumento, con el agravante legal que dejó expuesto Tecpetrol. Pero quitarlos de un día para el otro, sin antes liberar el precio interno del gas y resolver el transporte, no produce “una industria madura caminando sola”, sino un vacío de precio en un mercado cautivo.
La salida coherente no es ni prolongar ni amputar. Es cambiar la naturaleza del instrumento, pasar del precio-garantía estatal al contrato firme privado de largo plazo (que es exactamente lo que reclama el negocio exportador) y dejar que el precio de boca de pozo lo fije la competencia entre el mercado interno y la paridad de exportación, no una resolución.
Y conviene no confundir el reclamo. La concesión fiscal de fondo (retenciones en cero garantizadas por treinta años) la industria exportadora ya la tiene vía RIGI. Lo que falta no es más alivio impositivo; es un precio formado por el mercado y una tarifa de transporte que no salga de una resolución. La madurez se acepta entera, no a la carta.
Mientras los tres dólares los siga escribiendo el Estado y no el mercado, la discusión sobre la “madurez” de Vaca Muerta es puramente nominal. Una industria que todavía necesita que le fije el precio por decreto, por definición, no terminó de madurar. Y un Estado que se compromete a pagar la diferencia justo cuando la cuenca explota de productividad está firmando, una vez más, el cheque de su próxima derrota judicial.
* Alejandro Di Palma es miembro del Centro de Estudios Scalabrini Ortiz.
** Artículo publicado en el portal Agenda Energética.
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