El Gobierno nacional volvió a plantear su intención de avanzar en una mayor desregulación del mercado energético y anticipó que el Plan Gas podría comenzar a quedar atrás de manera gradual a partir del año próximo, en un contexto marcado por el crecimiento de Vaca Muerta y una mayor participación privada en infraestructura y generación.
El esquema, sancionado por el Decreto 892/2020 y extendido por la Resolución SE 600/2024 hasta 2028, fue diseñado para garantizar producción e incentivar inversiones mediante contratos de largo plazo, volúmenes asegurados y un precio mínimo subsidiado. Surgió en un escenario de caída de la producción local y fuerte dependencia de importaciones a precios más altos.
Sin embargo, el coordinador de Energía y Minería, Daniel González, fijó un cronograma para su desactivación progresiva a partir de 2026. “Nuestra idea es que el Plan Gas se termine. En 2020 se necesitaba, ahora no se necesita más. El gas en Vaca Muerta es eficiente en su desarrollo”, afirmó.
La salida del esquema no se plantea a través de una derogación, sino mediante una migración gradual hacia contratos plurianuales directos entre privados. En ese proceso, las productoras dejarían de renovar acuerdos con el Estado y pasarían a vender directamente a generadores, distribuidoras e industrias.
Según explicó González, el argumento técnico para avanzar en este cambio es la dependencia cruzada entre el mercado del gas y el eléctrico. “Gas hay, pero prácticamente todo el gas está contratado por el Plan Gas y entonces el generador no tiene gas disponible por la existencia del programa”, señaló durante un evento de Moody’s. Bajo esta lógica, el esquema vigente limita el desarrollo del mercado spot eléctrico.
En ese marco, el Gobierno remarcó que las inversiones del sector continuarían siendo financiadas mayormente por capital privado y defendió el retiro progresivo del Estado de la obra pública energética. “La exportación y la entrada de capitales para financiar esta inversión es fenomenal en los próximos años y ya está sucediendo hoy. Hay un cambio estructural que no hay forma de pararlo”, sostuvo González.
El Ejecutivo también aclaró que se respetarán los contratos vigentes y que la salida será gradual. “Productores y generadores van a empezar a salir voluntariamente del Plan Gas porque comenzarán a contratar a largo plazo. Gradualmente va a ir sucediendo solo”, afirmó.
Cambios en el mercado eléctrico
El avance sobre el Plan Gas se inscribe dentro de una transformación más amplia del mercado eléctrico. El Gobierno introdujo modificaciones en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), históricamente caracterizado por una fuerte presencia estatal y subsidios a la generación.
Entre los cambios, se busca expandir un mercado spot eléctrico y habilitar que grandes usuarios, generadores y comercializadores celebren contratos directos entre privados, con señales de precios más cercanas al mercado.
El proceso de transición se apoya en la Ley de Bases 27.742 y el Decreto 450/25, que establece la comercialización de electricidad como actos de derecho civil y comercial, promoviendo la libre elección de proveedor por parte de los grandes usuarios.
En la misma línea, la Resolución SE 21/2025 habilita contratos directos para nuevos proyectos de generación iniciados desde enero de 2025, mientras que la Resolución 400/2025 avanza en la normalización del MEM bajo un esquema de precios basados en costos marginales.
Nuevo rol para CAMMESA
Dentro de este esquema, CAMMESA dejará de ser el comprador centralizado de combustibles y el intermediario obligado en los contratos. Los generadores térmicos pasarán a gestionar y adquirir su propio combustible, asumiendo riesgos operativos que anteriormente absorbía el Estado.
La compañía volvería así a sus funciones técnicas originales: administrar el despacho, operar el sistema y actuar como proveedor de última instancia.
Condiciones del sistema y desafíos
El proceso de reforma se da sobre un sistema que presenta fragilidades estructurales. Expertos y calificadoras como Moody’s advierten sobre márgenes de reserva de potencia inferiores al 5%, lo que aumenta la vulnerabilidad ante picos de demanda o fallas técnicas.
A esto se suman limitaciones en la infraestructura de transporte, con redes de alta tensión saturadas que dificultan trasladar energía más barata hacia los centros de consumo.
En paralelo, persiste la sensibilidad tarifaria: pese a subas superiores al 200% en algunos casos, los usuarios aún cubren alrededor del 72% del costo real, lo que introduce tensiones frente a futuros ajustes.
Inversiones en infraestructura
Para abordar estos límites, el Gobierno impulsa iniciativas con financiamiento privado. Entre ellas, licitaciones para ampliar el sistema de transporte eléctrico con la construcción de 500 kilómetros de líneas de alta tensión en el AMBA, y una convocatoria para incorporar 700 MW de almacenamiento en baterías en todo el país.
