RedacciónEn junio de 2026, cuando el precio internacional del petróleo oscila entre los 70 y 75 dólares por barril y la producción de Vaca Muerta sigue batiendo récords trimestrales, la discusión sobre las regalías hidrocarburíferas en Neuquén adquiere una centralidad que trasciende la técnica fiscal. Se trata, en el fondo, de la pregunta más importante que puede hacerse una provincia productora: ¿cuánto vale su subsuelo y quién captura ese valor? Con una participación de las regalías que en ciertos ejercicios fiscales superó el 35% de los recursos totales provinciales, Neuquén es, en términos comparativos, una de las jurisdicciones subnacionales más dependientes de la renta extractiva de toda América Latina. Entender cómo funciona ese mecanismo de transferencia es condición necesaria para evaluar la sostenibilidad fiscal de la provincia y el atractivo real que Neuquén ofrece a los inversores del sector.
El régimen de regalías en Argentina tiene raíces en la Ley 17.319 de Hidrocarburos de 1967, pero el salto cualitativo se produjo con la reforma constitucional de 1994 y, sobre todo, con la provincialización de los recursos del subsuelo que consagró la Ley 26.197 de 2006, conocida como la ley corta. Esa norma transfirió a las provincias la titularidad de los yacimientos y la capacidad de otorgar concesiones, consolidando un esquema donde Neuquén cobra una alícuota del 12% sobre el valor del petróleo y el gas en boca de pozo para concesiones convencionales, porcentaje que puede extenderse hasta el 18% en ciertos acuerdos de prórroga. Durante la primera década del siglo, cuando la producción convencional declinaba a un ritmo del 3% anual, los ingresos por regalías caían en términos reales. La irrupción de Vaca Muerta cambió ese vector de manera drástica: entre 2017 y 2025, la producción de petróleo no convencional en Neuquén pasó de representar menos del 30% del total provincial a superar el 75%, y la de gas no convencional alcanzó proporciones similares. En términos absolutos, la provincia recaudó en 2024 aproximadamente 1.800 millones de dólares en concepto de regalías de petróleo y gas, una cifra que la convierte en la principal fuente de ingresos genuinos por un margen amplio sobre el impuesto a los ingresos brutos y las transferencias nacionales.
En 2026, los actores centrales del esquema son bien conocidos. YPF lidera la producción con participación en bloques que generan más de 300.000 barriles de petróleo equivalente por día solo en la cuenca neuquina. Junto a ella, TotalEnergies opera Vaca Muerta con una inversión comprometida de 1.500 millones de dólares para el período 2025-2027 en el bloque Fenix y adyacentes; Chevron mantiene su sociedad histórica con YPF en Loma Campana; Vista Energy, la empresa de Miguel Galuccio, se consolida como el jugador independiente de mayor crecimiento con una producción que roza los 60.000 barriles diarios; y Pan American Energy (PAE) expande su posición en los bloques de la Dorsal Neuquina. A estas empresas se suma la creciente presencia de operadores chinos como Sinopec y CNOOC, que participan en joint ventures con empresas argentinas. Cada barril producido activa la fórmula de cálculo de regalías: el precio de referencia establecido por la Secretaría de Energía de la Nación —que puede diferir del precio de mercado interno—, multiplicado por el volumen extraído y aplicada la alícuota vigente, define el monto que la empresa operadora debe girar a la provincia. Para el gas, la referencia es el precio en el punto de ingreso al sistema de transporte, lo que genera disputas técnicas frecuentes sobre la deducción de costos de tratamiento y compresión.
El principal desafío estructural del modelo es la volatilidad. Una caída del precio del Brent de 10 dólares por barril equivale, con los volúmenes actuales, a una pérdida de entre 150 y 200 millones de dólares anuales en regalías para Neuquén. Esa exposición obliga a la provincia a mantener fondos anticíclicos que en la práctica resultan insuficientes cuando los shocks son prolongados. El segundo problema es la brecha entre el precio de referencia regulado y el precio de exportación: mientras el barril Medanito cotizó en torno a los 68 dólares en el mercado doméstico durante gran parte de 2025, los exportadores obtenían precios más cercanos al Brent internacional. Esa diferencia implica que las regalías se calculan sobre una base artificialmente deprimida, un punto de tensión permanente entre la provincia y las operadoras. La oportunidad, en cambio, está en el crecimiento sostenido de la producción: la aceleración de los proyectos de GNL —en particular el proyecto Argentina LNG y la expansión de Oldelval para crudos— podría incrementar los volúmenes exportables y, con precios internacionales superiores como base de cálculo, elevar significativamente la masa de regalías. Si la producción neuquina de petróleo alcanza el millón de barriles diarios proyectado para 2030, los ingresos por regalías podrían duplicarse respecto a los niveles de 2024, incluso sin mejoras en el precio.
Las decisiones que están sobre la mesa en los próximos meses son múltiples y de alto impacto. El gobierno provincial negocia con las operadoras la metodología de cálculo del precio en boca de pozo para el gas destinado a plantas de GNL, lo que puede modificar la base imponible de las regalías para toda una generación de contratos. Al mismo tiempo, el Congreso Nacional debate reformas a la Ley de Hidrocarburos que podrían afectar la distribución entre Nación y provincias. En paralelo, Neuquén trabaja en diversificar su base fiscal mediante el desarrollo del litio en la cordillera y la atracción de industria del conocimiento, aunque esos sectores tardarán años en generar ingresos comparables a los del petróleo. La pregunta de fondo sigue sin respuesta: ¿puede una provincia que extrae entre 500.000 y 700.000 barriles equivalentes diarios garantizar a sus ciudadanos servicios de calidad y ahorro intergeneracional, o la lógica de corto plazo del ciclo político siempre se impondrá sobre la racionalidad fiscal de largo plazo? La respuesta que dé la gestión actual condicionará a Neuquén durante las próximas dos décadas.
La Secretaría de Energía de la Nación establece un precio de referencia para el crudo (conocido como precio de cuenca o precio pizarra) que se aplica como base de cálculo. Para el petróleo, este precio suele ubicarse por debajo del Brent internacional y puede diferir del precio pactado en contratos de compraventa. Al valor resultante se le deducen los costos de flete y tratamiento reconocidos normativamente, y sobre ese neto se aplica la alícuota del 12% al 18% según el tipo de concesión.
¿Qué ocurre con las regalías cuando una empresa obtiene una prórroga de concesión?En los acuerdos de prórroga negociados bajo el artículo 27 bis de la Ley 17.319, las provincias productoras suelen exigir una alícuota incrementada, que en el caso de Neuquén ha llegado al 18% para períodos de explotación adicionales. Además, las prórrogas suelen incluir compromisos de inversión mínima obligatoria y, en algunos casos, participaciones del Estado provincial a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa pública provincial.
¿Qué rol cumple Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en el esquema de ingresos provinciales?GyP actúa como empresa estatal provincial con participación directa en bloques productivos, lo que le permite capturar renta no solo vía regalías sino también como operador o co-operador de yacimientos. Sus utilidades y dividendos constituyen un ingreso adicional al de las regalías, aunque de menor magnitud. También es el vehículo a través del cual la provincia negocia las condiciones de las concesiones y controla el cumplimiento de los compromisos de inversión de los operadores privados.
