La Secretaría de Energía, bajo la órbita del Ministerio de Economía, publicó la Resolución 606/2025, que introduce adecuaciones voluntarias al Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023-2028, conocido como Plan Gas.Ar, esquema lanzado originalmente por Decreto 892/2020 y extendido hasta 2028.
El cambio central radica en el que los productores firmantes que cuenten con acuerdos de provisión de gas natural celebrados con Energía Argentina S.A. (EA, ex ENARSA) para abastecer la demanda prioritaria (principalmente residencial y comercial a través de distribuidoras como Metrogas, Naturgy, Camuzzi y otras) podrán adherir optativamente a esta resolución.
Al hacerlo, deberán aceptar la cesión directa de esos contratos a las distribuidoras correspondientes. De esta forma, EA deja de actuar como intermediaria estatal, pasando los acuerdos a ser bilaterales entre productores privados y distribuidoras.
El procedimiento de cesión será definido e instrumentado por EA en un plazo máximo de 30 días hábiles desde la publicación de la norma en el Boletín Oficial.
Esta adhesión es exclusivamente voluntaria, aplicándose solo a aquellos productores que formalmente se sumen, conforme lo establece el Artículo 2° de la resolución. No se trata de una obligación general para todos los participantes del Plan Gas.Ar.
Contexto de la medida
El ajuste se inscribe en una serie de reformas orientadas a la progresiva desintermediación del Estado en el mercado de gas natural, con miras a fomentar contratos directos entre actores privados, mayor competencia y eficiencia en la cadena de valor.
Se alinea con otras disposiciones recientes, como la Resolución 501/2025, que facilitó el retiro de volúmenes del esquema para destinarlos al sector eléctrico, y los sucesivos ajustes en el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), junto con bonificaciones focalizadas.
El Plan Gas.Ar, en sus distintas rondas desde 2020, ha impulsado un incremento sostenido en la producción, particularmente en Vaca Muerta (Cuenca Neuquina), contribuyendo al superávit energético y a la reducción de importaciones. Sin embargo, con la maduración del esquema y la expansión de infraestructura (como el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner), el gobierno busca transitar hacia un mercado más liberalizado de cara al vencimiento parcial del programa en 2028.
Implicancias técnicas y operativas
Para los productores adherentes, la cesión implica una relación contractual directa con las distribuidoras, lo que podría mejorar la previsibilidad en los cobros y facilitar recontractualizaciones futuras, al eliminar un eslabón estatal. Para las distribuidoras, representa mayor responsabilidad en la gestión de abastecimiento prioritario, aunque con potenciales beneficios en negociación de precios y volúmenes.
EA mantiene un rol transitorio en la instrumentación, pero su salida como contraparte reduce la exposición fiscal del Estado en compensaciones y garantías. Fuentes del sector consultadas por Shale24 indican que la medida es vista como un paso ordenado hacia la normalización del mercado mayorista de gas, en línea con las reglas de adaptación progresiva del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).