Los contratos muestran fuertes diferencias en los valores acordados por las productoras con los compradores extranjeros. Los factores que influyen y el país que más debe pagar.
El precio de exportación del gas deVaca Muerta no responde a un valor único. Las condiciones comerciales varían según el mercado de destino, la época del año y la modalidad de entrega acordada entre productores y compradores. En consecuencia, en los contratos relevados la diferencia entre los valores más bajos y los más altos es ciertamente importante: supera el 60%.
La principal variable es la estacionalidad. Buena parte de las fórmulas presentadas ante la Secretaría de Energía divide el año entre los meses cálidos y el período de mayor demanda, que generalmente se extiende de mayo a septiembre.
Durante el invierno, los precios aumentan y, en muchos casos, los volúmenes contratados adquieren carácter firme.
Durante el primer semestre de 2026, Vaca Muerta y el resto de la cuenca explicaron el 91% del gas argentino autorizado para exportación. De los 14.027 millones de metros cúbicos habilitados, 12.812 millones correspondieron a esa región.
En cambio, durante el verano es más frecuente encontrar acuerdos interrumpibles, en los que la entrega puede quedar sujeta a las condiciones de disponibilidad del sistema.
Esa diferencia entre precio y seguridad de suministro es uno de los elementos que explica la dispersión de valores observada en los contratos.
La variación entre estaciones del año alcanza aproximadamente el 40% cuando el precio se mide en el punto de transporte y puede superar el 55% al considerar el valor en frontera.
Un ejemplo es el contrato de Pampa Energía con la generadora de electricidad chilena Colbún: el precio pasa de US$ 5,13 por millón de BTU en verano a US$ 7,27 en invierno en el punto de entrega fronterizo.
Los datos surgen de un análisis de los certificados de exportación de gas autorizados entre el 9 de enero de 2025 y el 17 de julio de 2026 que fue difundido por La Mañana de Neuquén. Las habilitaciones tienen, según cada operación, vencimientos que llegan hasta enero de 2029.
Chile concentra la mayor variedad de contratos
Chile es el mercado donde aparece la mayor diversidad de compradores y fórmulas comerciales. Entre las empresas que reciben gas argentino figuran, además de Colbún, Shell Chile, Cinergia Chile, Pampa Energía Chile y Tecandes, con acuerdos particulares con las compañías productoras.
En algunos casos, los contratos presentan estructuras similares. Pluspetrol y Pampa Energía, por ejemplo, acordaron con Colbún un esquema de US$ 2,89 por millón de BTU durante los meses cálidos y US$ 4,53 en el período frío, medido en transporte. En frontera, los valores llegan a US$ 5,13 y US$ 7,27, respectivamente.
Los acuerdos de Shell Chile muestran otra combinación. La empresa firmó contratos con su filial argentina y con Pampa Energía por US$ 3,84 por millón de BTU en frontera durante el verano y US$ 5,62 en invierno para el gas enviado por Paso Guañaco. La diferencia entre ambas temporadas ronda el 47%.
El factor transporte en los precios que paga Brasil
Brasil presenta una estructura de precios todavía más elevada.
Parte del gas argentino destinado a ese mercado debe atravesar territorio boliviano, lo que incrementa los costos asociados al transporte y explica una parte de la diferencia respecto de los envíos directos a Chile.
El contrato de Tecpetrol refleja esa situación: el precio pasa de US$ 3,41 a US$ 5,35 por millón de BTU en transporte entre verano e invierno. En frontera, los valores se ubican en US$ 5,60 y US$ 7,79. Esta última diferencia constituye la mayor brecha estacional identificada en el relevamiento.
Los acuerdos con precios fijos para el gas
No todos los acuerdos aplican ajustes vinculados con la temporada. Pan American Energy, por ejemplo, estableció con Colbún un precio de US$ 4,53 por millón de BTU en transporte y US$ 4,87 en frontera durante todo el año.
Vista Energy utilizó una estructura similar en uno de sus contratos con Cinergia Chile, con un valor fijo de US$ 3,57 en transporte y US$ 5,32 en frontera, sin modificaciones entre verano e invierno.
Otros productores optaron por fórmulas variables. YPF y Pluspetrol, en determinados expedientes, vinculan el precio con un promedio ponderado de la producción de la cuenca neuquina que se actualiza mensualmente. En esos casos, el certificado no contiene un valor final predeterminado.
Gasener también presenta una metodología diferente: el precio está relacionado con el Brent más un recargo del 18% hasta fines de 2025 y luego pasa a calcularse sobre un promedio de precios de la Cuenca Neuquina, manteniendo ese adicional.
Uruguay aporta menos información pública
La información disponible sobre las exportaciones hacia Uruguay es más limitada. Pluspetrol tiene acuerdos con ANCAP, YPF con UTE y Vista Energy con Cinergia Holding International, pero los expedientes públicos no exhiben las fórmulas de precios con el mismo nivel de detalle que los contratos destinados a Chile y Brasil.
Parte de las condiciones comerciales podría encontrarse en anexos reservados o acuerdos privados entre las compañías. Por ese motivo, los documentos disponibles no permiten establecer una comparación completa con los otros dos mercados.
En términos de volumen, Uruguay también representa una participación menor dentro de las exportaciones argentinas de gas.
Vaca Muerta concentra las ventas externas
La evolución de las exportaciones confirma el peso creciente de la Cuenca Neuquina. Durante el primer semestre de 2026, Vaca Muerta y el resto de la cuenca explicaron el 91% del gas argentino autorizado para exportación. De los 14.027 millones de metros cúbicos habilitados, 12.812 millones correspondieron a esa región.
Un año antes, la participación había sido del 72%. En el primer semestre de 2025, la Cuenca Neuquina había aportado 11.546 millones de metros cúbicos sobre un total de 15.980 millones.
La concentración también se observa entre los principales yacimientos. Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, aportó 3.500 millones de metros cúbicos destinados a Chile y Brasil. San Roque y Aguada Pichana Este, de Total Austral, sumaron otros 3.137 millones, en este caso enviados íntegramente hacia Brasil.
Entre ambos desarrollos explicaron cerca de la mitad del gas exportado durante los primeros seis meses del año.
