Neuquén entrega cinco áreas no convencionales a YPF para el proyecto GNL

La provincia del Neuquén formalizó la entrega de cinco concesiones hidrocarburíferas no convencionales a YPF: Aguada Villanueva Norte, Meseta Buena Esperanza I y II, y Las Tacanas I y II, con una superficie combinada de 673,51 km² sobre la formación Vaca Muerta. El acuerdo incluye un bono de infraestructura de USD 158,22 millones y la perforación de 38 pozos horizontales en la fase piloto, con una inversión total en esa etapa de aproximadamente USD 525 millones. Las áreas fueron cedidas por Pluspetrol a comienzos de abril y ahora quedan bajo operación de la empresa de bandera.

La operación se inscribe en la estrategia más amplia del gobierno nacional y de YPF para consolidar el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) argentino, cuya planta de exportación —impulsada en asociación con Pan American Energy y con el respaldo del régimen RIGI— aspira a procesar entre 25 y 30 millones de toneladas por año en su fase plena. Para que ese proyecto sea viable, YPF necesita asegurar un colchón de reservas certificadas capaz de respaldar contratos de largo plazo de entre 20 y 25 años con compradores asiáticos y europeos. Las nuevas concesiones apuntan precisamente a ese objetivo: ampliar el inventario de bloques operados directamente por la empresa, reducir la dependencia de acuerdos con terceros y mejorar la ecuación de costos de abastecimiento al tren de licuefacción.

En términos de escala, el paquete de 56 concesiones no convencionales que YPF ahora administra en Neuquén —incluyendo las cinco nuevas— abarca 11.331 km², equivalente al 38% de la superficie total de Vaca Muerta dentro de la provincia. La fase piloto del conjunto de concesiones vigentes implica inversiones de USD 9.980 millones y la perforación de 695 pozos. La fase de desarrollo continuo proyecta inversiones de USD 232.700 millones y más de 15.900 pozos: una cifra que sitúa a este programa entre los mayores compromisos de inversión upstream de la historia argentina. Por bloque, Las Tacanas II concentra la mayor inversión unitaria piloto (USD 137,47 millones para 10 pozos), seguida por Meseta Buena Esperanza I (USD 160,93 millones para 12 pozos) y Las Tacanas I (USD 110,35 millones para 8 pozos). Los pozos horizontales tienen ramas laterales de 2.000 metros con 33 etapas de fractura, parámetros en línea con las mejores prácticas de la cuenca para shale gas. La inversión en Responsabilidad Social Empresaria acumulada en las cinco áreas asciende a USD 16,76 millones, respetando el límite del 2,5% de la inversión total comprometida.

El impacto sobre la economía de Neuquén es estructural. Las regalías provinciales sobre gas no convencional se liquidan sobre el precio de boca de pozo: a valores actuales de entre USD 3,5 y USD 4 por MMBTU en contratos domésticos, y con perspectiva de converger hacia precios de exportación GNL de entre USD 9 y USD 12 por MMBTU en mercados spot asiáticos, la diferencia en ingresos fiscales provinciales puede ser de dos a tres veces superior en el escenario exportador. Para Neuquén, que depende en más del 60% de sus ingresos propios de la renta hidrocarburífera, consolidar este pipeline de inversiones es una prioridad presupuestaria de primer orden. Adicionalmente, el bono de infraestructura de USD 158,22 millones —cuya aplicación será supervisada por el Ministerio de Infraestructura provincial— representa una inyección directa al financiamiento de obras en la cuenca, con efecto multiplicador en empleo y servicios petroleros locales. En 2025, el empleo directo en el sector oil & gas neuquino superó los 18.000 puestos registrados, y la expansión de la actividad no convencional es el principal vector de crecimiento de esa masa laboral.

Lo que viene es tan importante como lo que se firmó. El gobierno del gobernador Rolando Figueroa y YPF deberán avanzar en el Acta Acuerdo que detallará el cronograma de obras de infraestructura vinculadas al bono, incluyendo gasoductos colectores, plantas compresoras y accesos viales en la cuenca. Ese documento definirá también los mecanismos de control y certificación de avance. En paralelo, el proyecto GNL enfrenta dos variables críticas en los próximos 18 meses: la aprobación definitiva de la ingeniería de la planta de licuefacción —cuya localización en el litoral patagónico aún genera debate técnico y logístico— y la firma de los primeros contratos de compra firme (off-take agreements) con compradores internacionales, sin los cuales el financiamiento de la planta no puede cerrarse. La competitividad de costos que menciona Figueroa no es retórica: Argentina compite con Qatar, Australia y los nuevos proyectos de GNL de Mozambique y Canadá por los mismos compradores de largo plazo. El costo de producción en Vaca Muerta —hoy estimado entre USD 2,5 y USD 3,5 por MMBTU en las mejores áreas— otorga margen, pero los costos de licuefacción y transporte marítimo pueden erosionarlo si la planta no alcanza escala suficiente desde el primer tren de producción.

Puntos clave

• Las cinco nuevas concesiones suman 673,51 km² y una inversión piloto combinada de aproximadamente USD 525 millones, con 38 pozos horizontales programados.
• El bono de infraestructura de USD 158,22 millones será ejecutado bajo supervisión del Ministerio de Infraestructura de Neuquén, con cronograma y mecanismos de control a definir en un Acta Acuerdo.
• El conjunto de 56 concesiones no convencionales de YPF en Neuquén cubre el 38% de Vaca Muerta provincial y proyecta USD 232.700 millones en inversión de desarrollo continuo con más de 15.900 pozos.
• La viabilidad del proyecto GNL depende de cerrar contratos de compra firme internacionales: sin off-take agreements de largo plazo, el financiamiento de la planta de licuefacción no tiene respaldo bancario suficiente.

Preguntas del sector

Un tren de licuefacción de escala estándar (entre 5 y 7 millones de toneladas por año) requiere un suministro firme de entre 700 y 1.000 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd). Las cinco nuevas áreas, en pleno desarrollo, podrían aportar entre 150 y 250 MMpcd según el potencial estimado de sus bloques. Son un componente necesario pero no suficiente: el proyecto requiere la producción agregada de todos los bloques del portafolio YPF más eventuales contratos de compra con otros productores de la cuenca.

El RIGI ofrece estabilidad fiscal por 30 años, reducción del impuesto a las ganancias al 25% y libre disponibilidad de divisas sobre las exportaciones. Para Neuquén, la clave es que las regalías —fijadas en la Ley de Hidrocarburos en un mínimo del 12% para gas— no están comprendidas en los beneficios del RIGI y se mantienen inalteradas. El upside provincial proviene del mayor precio de referencia del gas destinado a exportación GNL frente al precio doméstico regulado, lo que puede duplicar o triplicar el ingreso por regalía por unidad de volumen producido.