Royalties petroleras en Neuquén: el sostén fiscal que define el presupuesto provincial

En mayo de 2026, con Vaca Muerta consolidada como el segundo yacimiento de shale gas más grande del mundo y el cuarto en tight oil, la discusión sobre cómo se distribuyen y administran los recursos que genera la actividad hidrocarburífera en Neuquén es más urgente que nunca. La provincia enfrenta un ciclo de inversión extraordinario —con compromisos que superan los 10.000 millones de dólares anuales proyectados para los próximos tres años— y al mismo tiempo debe resolver tensiones estructurales: cómo usar ese flujo de regalías sin caer en la trampa de la dependencia, cómo negociar con las operadoras en un contexto de precios internacionales volátiles y cómo garantizar que el boom energético se traduzca en desarrollo económico genuino para los 700.000 habitantes de la provincia.

Neuquén percibe regalías petroleras desde la década de 1930, cuando los primeros pozos de Plaza Huincul comenzaron a producir de forma sistemática. Pero la estructura fiscal que conocemos hoy se consolidó con la transferencia de las áreas concesionadas al Estado provincial en 1994, en el marco de la reforma del sector energético que privatizó YPF. Desde entonces, la provincia recibe el 12% del valor del hidrocarburo extraído en boca de pozo —tasa base establecida por la Ley 17.319 y sus modificaciones— con la posibilidad de negociar porcentajes adicionales en cada licitación o prórroga de concesión. Entre 2014 y 2019, cuando el desarrollo de Vaca Muerta comenzó a escalar en serio, las regalías representaban entre el 25% y el 28% de los ingresos provinciales totales. En 2023 ese porcentaje trepó al 34%, impulsado por el aumento de la producción no convencional y por la mejora en los precios de referencia internos. Los números concretos hablan por sí solos: en 2023 Neuquén recaudó aproximadamente 480.000 millones de pesos en concepto de regalías, equivalentes a unos 1.400 millones de dólares al tipo de cambio oficial promedio de ese año. En 2024, con una mayor producción y un ajuste parcial de las fórmulas de valuación, esa cifra se ubicó en torno a los 1.650 millones de dólares.

El mapa de actores que determinan el flujo de regalías es complejo. YPF sigue siendo la operadora dominante, con participación en los principales bloques no convencionales —Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur— en sociedad con Chevron, Petronas, Shell y Equinor, entre otras. Pan American Energy (PAE) opera áreas convencionales maduras en el norte neuquino. TotalEnergies lidera el desarrollo de Vaca Muerta Sur, el megaproyecto de exportación de GNL que, si se concreta, podría duplicar la producción de gas de la cuenca en el mediano plazo. Vista Energy, con foco en tight oil, perforó en 2024 un promedio de 35 pozos por mes en Bajada del Palo Oeste y proyecta sostener ese ritmo. La producción total de la cuenca Neuquina superó en abril de 2026 los 390.000 barriles por día de petróleo y los 165 millones de metros cúbicos diarios de gas, lo que representa aproximadamente el 52% de la producción nacional de crudo y el 65% del gas. Cada barril adicional que se extrae activa la fórmula de regalías y engrosa las arcas provinciales. En paralelo, la provincia cobra también el canon superficiario y ha negociado en varias concesiones recientes porcentajes adicionales que llevan la alícuota efectiva a entre el 15% y el 18% en algunos bloques estratégicos.

Los desafíos son varios y están interrelacionados. El primero es la volatilidad de precios: el barril de crudo Medanito, referencia local, cotiza con descuento respecto al Brent y está sujeto a regulaciones internas que pueden desacoplar el precio de boca de pozo del valor internacional. Cuando el gobierno nacional fijó precios de sostén durante períodos de baja internacional, eso amortigüó el impacto sobre las regalías, pero también generó distorsiones en la ecuación de inversión. El segundo desafío es la auditoría: la provincia debe verificar que las operadoras declaren correctamente los volúmenes producidos y los valores de realización. La Dirección Provincial de Petróleo y Gas ha reforzado sus capacidades técnicas, pero la asimetría de información con las grandes multinacionales sigue siendo estructural. El tercer riesgo es la dependencia: cuando los hidrocarburos financian más del 30% del presupuesto, cualquier caída en producción o precio impacta directamente en salarios públicos, obra pública y transferencias a municipios. En 2020, el derrumbe del precio del petróleo dejó a la provincia con un bache fiscal de casi 300 millones de dólares que debió cubrirse con endeudamiento. La oportunidad, en cambio, es enorme: con el proyecto GNL Argentina avanzando —Total como líder con participación de YPF y Tecpetrol—, el escenario de exportaciones de gas licuado podría generar regalías adicionales por entre 800 millones y 1.200 millones de dólares anuales a partir de 2030, según estimaciones del propio gobierno provincial.

La proyección para los próximos años es en general optimista, pero condicional. El gobernador Rolando Figueroa ha priorizado la negociación de prórrogas de concesión como ventana para mejorar las condiciones fiscales: en al menos cuatro bloques vencidos o próximos a vencer entre 2025 y 2028, la provincia aspira a elevar la alícuota efectiva y a incorporar cláusulas de regalías escalonadas por nivel de producción. Si el RIGI —Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones creado en 2024— cataliza los proyectos de exportación previstos, Neuquén podría ver sus ingresos por regalías crecer un 40% en términos reales en el período 2026-2030. Pero hay decisiones críticas pendientes: la habilitación del oleoducto Vaca Muerta Sur, cuya capacidad de 360.000 barriles diarios liberaría cuellos de botella logísticos y elevaría el precio de realización del crudo neuquino; la definición del esquema tarifario del gas en invierno 2026, que condiciona la rentabilidad de los productores y por ende su capacidad de inversión; y la negociación paritaria con el sindicato de petroleros, que históricamente se resuelve en Neuquén con un costo salarial que las operadoras trasladan al argumento de menores inversiones. En ese tablero de decisiones simultáneas, las regalías son mucho más que una fuente de ingresos: son el núcleo alrededor del cual gira la política económica de la provincia más estratégica del sistema energético argentino.

Puntos clave

• Las regalías hidrocarburíferas representan aproximadamente el 34% de los ingresos totales de Neuquén, con una recaudación estimada de 1.650 millones de dólares en 2024.
• La alícuota base es del 12% del valor en boca de pozo, pero negociaciones en prórrogas elevan la tasa efectiva a entre 15% y 18% en bloques estratégicos.
• La cuenca Neuquina produce más de 390.000 barriles/día de petróleo y 165 MMm³/día de gas, lo que equivale al 52% y 65% de la producción nacional respectivamente.
• El proyecto GNL Argentina podría generar regalías adicionales de entre 800 y 1.200 millones de dólares anuales desde 2030, según proyecciones provinciales.

Preguntas del sector

El precio de boca de pozo se determina a partir del precio de realización del crudo o gas —es decir, el precio efectivo de venta— menos los costos de transporte y tratamiento hasta el punto de entrega. En el caso del gas, la Secretaría de Energía publica precios de referencia que sirven de base cuando no existe un mercado spot líquido. Las operadoras están obligadas a reportar mensualmente los volúmenes y valores a la autoridad concedente provincial.

El RIGI no modifica directamente la alícuota de regalías, que es un derecho provincial sobre los recursos naturales. Sin embargo, al otorgar estabilidad fiscal y exenciones impositivas nacionales a proyectos de gran escala, incentiva inversiones que aumentan la producción y, por ende, la base imponible sobre la que se calculan las regalías. El riesgo para la provincia es que algunas cláusulas de estabilidad podrían limitar su capacidad de renegociar condiciones en futuros vencimientos de concesión.

La Ley provincial 2615 establece que los municipios productores —principalmente Añelo, Cutral Co, Plaza Huincul y Rincón de los Sauces— reciben un porcentaje de coparticipación de las regalías. Añelo, epicentro de Vaca Muerta, pasó de recibir 50 millones de pesos anuales a comienzos de la década pasada a más de 8.000 millones en 2024, lo que le permite financiar infraestructura que en otra circunstancia requeriría transferencias nacionales.