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En este contexto, el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía oficializaron mediante la Resolución 66/2026 una reconfiguración integral del sistema de transporte de gas natural en Argentina. La medida busca adecuar la infraestructura existente a la nueva realidad de las cuencas productoras, optimizar el uso de la capacidad disponible y habilitar un modelo de mayor competencia entre los actores del mercado.
La decisión se inscribe dentro de una estrategia más amplia de transformación del sector energético que apunta a reducir la intervención directa del Estado, promover la inversión privada y consolidar a Vaca Muerta como el principal motor del abastecimiento energético nacional.
Durante gran parte de las últimas décadas, el sistema gasífero argentino fue diseñado para operar bajo una lógica de abastecimiento predominantemente Norte–Sur. Este esquema respondía a una estructura productiva en la cual las cuencas del Noroeste y Austral concentraban una parte significativa de la producción, complementada posteriormente con importaciones de gas natural desde Bolivia.
Sin embargo, esta configuración comenzó a modificarse a partir de la década de 2010 con el desarrollo del shale gas en la Cuenca Neuquina. En la actualidad, la producción proveniente de Vaca Muerta representa el eje central de la oferta de gas natural del país y continúa expandiéndose a medida que se incrementan las inversiones en exploración y producción no convencional. Paralelamente, se registraron dos fenómenos estructurales:
Como consecuencia, el sistema de transporte diseñado para canalizar gas desde el norte hacia el centro y el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) quedó técnicamente desalineado con la nueva realidad productiva.
Hoy el flujo predominante del gas en Argentina es Sur–Norte, con la Cuenca Neuquina enviando volúmenes crecientes hacia los grandes centros de consumo del Litoral, la región Centro y el norte del país.
La Secretaría de Energía ha caracterizado la infraestructura gasífera actual como un “anacronismo físico”, en tanto muchos de los contratos de transporte y rutas del sistema fueron diseñados para volúmenes provenientes de cuencas que hoy tienen una participación marginal en la producción nacional.
Esta situación generó diversas ineficiencias:
Desde la perspectiva del gobierno nacional, estas distorsiones impedían el funcionamiento de un mercado gasífero competitivo y dificultaban la expansión de la producción no convencional.
La Resolución 66/2026 constituye el instrumento normativo central para implementar la reorganización del sistema de transporte de gas natural. Entre sus principales disposiciones se destacan:
El objetivo general de la medida es alinear el sistema de transporte con la disponibilidad real de gas por cuenca, permitiendo que los contratos reflejen la oferta efectiva y no esquemas históricos ya superados.
Uno de los aspectos más relevantes de la resolución es la derogación del programa Transport.Ar, iniciativa impulsada entre 2022 y 2025 para ampliar la infraestructura gasífera mediante financiamiento y gestión estatal.
Este programa había sido diseñado para acelerar la construcción de gasoductos estratégicos destinados a evacuar la producción de Vaca Muerta, siendo su obra emblemática el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, posteriormente denominado Gasoducto Perito Pascasio Moreno (GPM).
Sin embargo, el actual gobierno considera que el modelo de planificación estatal no logró alcanzar los niveles de eficiencia y expansión esperados, por lo que se propone reemplazarlo por un esquema basado en la iniciativa privada y en mecanismos competitivos de asignación de capacidad.
La resolución también ordena rescindir, en un plazo de diez días, el contrato de transporte firme celebrado entre ENARSA y CAMMESA sobre el Gasoducto Perito Moreno.
Este contrato había sido diseñado para reservar capacidad estatal destinada principalmente a:
No obstante, la Secretaría de Energía sostiene que dicha capacidad no fue utilizada plenamente para reemplazar combustibles líquidos en la generación eléctrica, lo que generó costos innecesarios para el sistema.
La rescisión busca liberar esa capacidad para que pueda ser asignada mediante mecanismos de mercado, permitiendo que productores, generadores eléctricos, industrias o comercializadores compitan por su utilización.
El rediseño del sistema introduce un cambio profundo en el paradigma de asignación de capacidad de transporte.
Concursos abiertos y no discriminatorios
A partir de la implementación de la resolución, la capacidad disponible en los gasoductos se asignará mediante procesos competitivos abiertos, bajo principios de acceso no discriminatorio. Este mecanismo reemplaza las reservas directas del Estado y busca asegurar que el transporte sea utilizado por aquellos agentes que valoren más su utilización.
Redefinición de rutas del gas
La reorganización del sistema también implica la creación de nuevas rutas de transporte y la eliminación de aquellas que ya no responden a la geografía actual de la producción gasífera. Esto permitirá que el gas proveniente de la Cuenca Neuquina pueda abastecer de manera más eficiente tanto al AMBA como a las regiones del norte argentino.
Participación de la inversión privada
La reconfiguración se alinea con una estrategia más amplia de apertura del sector energético, en la cual la expansión de la infraestructura será impulsada principalmente por el sector privado. Un ejemplo de esta orientación fue la licitación adjudicada en octubre de 2025 a Transportadora de Gas del Sur (TGS) para ampliar el sistema troncal y desarrollar infraestructura complementaria vinculada al transporte y exportación de gas.
Otro eje central de la resolución es la búsqueda de una integración operativa del sistema de transporte, eliminando las fronteras contractuales entre distintos activos.
Actualmente, la red gasífera argentina se compone de gasoductos operados por:
La nueva normativa propone que todos estos activos funcionen como una cadena integrada, lo que permitirá optimizar el uso de la capacidad total del sistema y reducir ineficiencias.
La implementación de la reconfiguración requerirá una profunda actualización del marco regulatorio vigente.
El ENARGAS, o eventualmente el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad que podría surgir de la unificación de organismos regulatorios, deberá:
Estos cuadros tarifarios deberán contemplar los costos de operación y mantenimiento de activos estratégicos, incluyendo:
La resolución establece además que la reorganización no deberá afectar los ingresos reconocidos a las transportistas en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de 2025, lo que implica que los costos asociados a las nuevas rutas se distribuirán entre los cargadores del sistema.
La redefinición del sistema de transporte constituye un paso clave para implementar plenamente la apertura del mercado gasífero prevista en la normativa reciente.
En particular, la medida habilita la aplicación efectiva de la Resolución 400/2025, que permite la contractualización directa entre productores, generadores eléctricos y grandes usuarios industriales.
Hasta ahora, esta apertura se encontraba limitada por la incertidumbre respecto al costo del transporte de gas. Sin una estructura clara de rutas y tarifas, resultaba imposible para los agentes fijar precios competitivos en el mercado mayorista.
Asimismo, la reorganización permite avanzar en la implementación de la Resolución 606/2025, que eliminó la obligación de los productores de reservar un excedente cercano al 30% de su producción para abastecer a la industria en el marco del Plan Gas.Ar.
La resolución también establece la derogación del Decreto 689/2002, que otorgaba un tratamiento regulatorio especial a los contratos de exportación de gas natural.
Según la Secretaría de Energía, ese régimen generaba distorsiones en el sistema de transporte, ya que establecía condiciones diferenciadas para el uso de infraestructura nacional.
A partir de la nueva normativa, el principio rector será que toda utilización del sistema de transporte deberá remunerarse de manera equitativa, independientemente de si el gas se destina al consumo interno o a mercados de exportación.
En paralelo a la reconfiguración del sistema de transporte, el gobierno implementó modificaciones en el mecanismo de traslado del precio del gas a las tarifas finales mediante la Resolución 60/2026.
La normativa redefine los períodos estacionales utilizados para calcular el costo del gas reconocido en tarifa:
El cambio permite incorporar el precio del GNL que se importará para cubrir el pico de demanda invernal dentro del período tarifario correspondiente, asegurando que dicho costo se refleje en las facturas de los usuarios.
Este ajuste también se vincula con el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados, que busca reducir la intervención estatal en la formación de precios.
Otro elemento relevante del nuevo modelo energético es la licitación lanzada por ENARSA para que la importación de Gas Natural Licuado sea realizada por comercializadores privados.
Desde 2008, las compras de GNL habían sido realizadas exclusivamente por el Estado con financiamiento del Tesoro Nacional. El nuevo esquema busca trasladar ese riesgo comercial al sector privado y permitir que el costo del gas importado se refleje directamente en las tarifas.
La licitación prevé la adjudicación de cargamentos destinados a cubrir la demanda del invierno, en un contexto internacional marcado por la volatilidad de los precios energéticos.
A pesar de sus objetivos de eficiencia y apertura de mercado, la implementación de la reconfiguración no estará exenta de desafíos.
Entre los principales riesgos se destacan:
Asimismo, la transición hacia un modelo plenamente competitivo requerirá consolidar mecanismos regulatorios que aseguren transparencia, previsibilidad y estabilidad para las inversiones.
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