Energía. Precios del gas de Bolivia y GNL siembran inquietud en la industria y la generación
La estructura de costos del sistema sigue tensionada por la necesidad de importar gas para cubrir los picos de consumo. En abril, el gas proveniente de Bolivia superó los U$S 20 por millón de BTU y el GNL se ubicó en U$S 12,2, contra solo U$S 3 del gas convencional.
La producción argentina de gas natural alcanzó en abril de 2026 los 141 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual del 2,8%, impulsado principalmente por el desarrollo de Vaca Muerta y el avance del shale gas, que ya explica casi seis de cada diez metros cúbicos producidos en el país.
Los datos corresponden al informe de indicadores hidrocarburíferos elaborado por Economía & Energía sobre la base de información de la Secretaría de Energía. El relevamiento muestra que la producción total retrocedió 0,9% respecto de marzo, aunque mantuvo una expansión interanual sostenida.
Sin embargo, hay un dato que preocupa a la industria e inclusive a los generadores de energía, como el caso de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (Epec): crece la dependencia del gas importado de Bolivia, que es el más caro de todos, y del Gas Natural Licuado (GNL) que llega por barcos.
Bolivia superó los U$S 20 por millón de BTU, el GNL se ubicó en U$S 12,2 y el gas distribuido localmente rondó los U$S 3, una cifra exigua comparada con las anteriores. Justamente, el faltante de ese gas lleva a consumir los más caros, lo cual distorsiona los costos.
No convencional
El principal motor continúa siendo el shale gas, cuya producción llegó a 83 millones de metros cúbicos diarios, un 19,7% más que un año atrás. En contraste, la producción convencional cayó 12,7% interanual y el tight gas retrocedió 20,9%.
La participación del shale alcanzó el 59% del total nacional, consolidando el cambio estructural de la matriz gasífera argentina hacia los recursos no convencionales.
Se esperan nueve barcos con GNL para aliviar la tensión por el gas
La Cuenca Neuquina volvió a concentrar el liderazgo de la actividad. Allí la producción de shale gas llegó a 82,6 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento interanual de 19,8%.
Precios del gas
Más allá del crecimiento productivo, uno de los datos más relevantes del informe aparece en la evolución de los precios del gas, que continúan mostrando una amplia dispersión según el origen del suministro y genera incertidumbre por el lado de la demanda industrial o para generación eléctrica.
Bolivia volvió a exhibir los valores más elevados del mercado regional. El gas importado desde ese país se ubicó en torno a los U$S 20 por millón de BTU durante abril, muy por encima de las referencias domésticas y de los precios observados en otros mercados.
En segundo lugar aparece el Gas Natural Licuado (GNL), cuyo valor rondó los U$S 12,2 por millón de BTU. El combustible importado por barco (Argentina contrató nueve) continúa siendo una alternativa significativamente más costosa que la producción local, aunque resulta clave para cubrir los picos de demanda durante el invierno.
El contraste es aún más evidente cuando se compara con el gas distribuido en el mercado interno. El indicador de Local Distribución se ubicó cerca de U$S 3 por millón de BTU, prácticamente una cuarta parte del valor observado para el GNL y muy por debajo del precio del gas boliviano.
El informe de Economía & Energía también muestra que el precio de referencia Henry Hub, utilizado como benchmark en Estados Unidos, cerró abril en torno a U$S 2,8 por millón de BTU y se mantuvo relativamente estable durante los últimos meses.
Concentrado en Neuquén
El crecimiento de la oferta local sigue apoyándose en Vaca Muerta, donde las principales áreas productoras concentraron el 65% del shale gas nacional durante abril.
Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, continuó liderando la producción entre los bloques no convencionales, seguida por Aguada Pichana Este, La Calera, Aguada Pichana Oeste y Sierra Chata.
La actividad gasífera también mostró una recuperación en materia de perforación. Durante abril se terminaron 14 pozos productivos y el promedio mensual de 2026 alcanzó los 10 pozos finalizados. A su vez, el promedio de nuevos pozos con producción no convencional llegó a 12 por mes.
Las proyecciones de precios futuros reflejan además una expectativa de estabilidad relativa en el mercado internacional. Los contratos del Henry Hub para julio de 2027 se ubicaron cerca de U$S 3,3 por millón de BTU, mientras que el índice europeo TTF proyectó valores en torno a U$S 11,8.
Producción de petróleo
En paralelo al desempeño del gas, la producción de petróleo alcanzó en abril los 899.000 barriles diarios, con un crecimiento interanual del 18,6% y una mejora mensual del 1,4%.
El avance volvió a estar impulsado por el shale oil. La producción no convencional llegó a 616.000 barriles diarios, equivalente al 68% del total nacional y un incremento del 39,4% respecto de abril de 2025.
En sentido contrario, la producción convencional continuó retrocediendo y se ubicó en 283.000 barriles diarios, con una caída interanual del 10,4%.
La Cuenca Neuquina concentró nuevamente el liderazgo del sector. Su producción de shale oil alcanzó los 616.100 barriles diarios, con una expansión de 39,5% frente al mismo mes del año pasado.
