Neuquén sube el canon del agua en Vaca Muerta para forzar el reúso en perforaciones no convencionales

La provincia del Neuquén formalizó esta semana un incremento progresivo del canon por uso de agua en perforaciones no convencionales, una señal de precio diseñada para encarecer el consumo de agua fresca y acelerar la adopción de tecnologías de reúso y recirculación en Vaca Muerta. La Disposición 260/26 de la Subsecretaría de Recursos Hídricos, ratificada por el Decreto Provincial 792, establece que desde el 1 de julio de 2026 el canon equivaldrá a 2,5 litros de combustible Oil Grado 3 de YPF por cada metro cúbico utilizado, y que desde el 1 de enero de 2027 ese valor subirá al equivalente de 3 litros por metro cúbico. La indexación al precio del combustible —en lugar de una cifra fija en pesos— es el mecanismo elegido para blindar el canon contra la inflación y mantener su poder de incentivo en el tiempo.

La medida se inscribe en un contexto hídrico crítico. Neuquén declaró la emergencia hídrica en octubre de 2025, tras años de caudales por debajo de la media histórica en los ríos Neuquén, Limay y Negro, las tres cuencas que alimentan el sistema productivo provincial. El crecimiento sostenido de la actividad no convencional en la cuenca Neuquina elevó la demanda industrial de agua a niveles que, según los fundamentos del decreto, superaron la capacidad de los canones vigentes para generar desincentivos reales al consumo discrecional. En ese marco, el gobierno de Rolando Figueroa optó por una herramienta económica —el precio— antes que por restricciones administrativas directas al volumen extraíble, una decisión que reconoce la importancia del sector para la economía provincial pero impone una señal clara sobre la externalidad hídrica.

El agua es un insumo crítico en la estimulación hidráulica (fractura). Un pozo de shale oil en Vaca Muerta puede demandar entre 15.000 y 25.000 metros cúbicos de agua por etapa de fractura, dependiendo del diseño del pad y la cantidad de fracturas por pozo. Con pad drilling de alta densidad —la práctica dominante en los bloques de mayor producción como Loma Campana, La Tortuga o Aguada del Chañar—, los volúmenes escalan de forma proporcional. Las principales operadoras activas en la formación —YPF, Vista Energy, Pampa Energía, Shell y TotalEnergies, entre otras— ya cuentan con sistemas de tratamiento y reutilización de agua de producción y agua flowback, pero la proporción de agua fresca sigue siendo significativa en la mezcla total utilizada en las operaciones. La nueva estructura de canones apunta precisamente a ese diferencial: encarecer el agua fresca para que la ecuación económica favorezca la inversión en infraestructura de tratamiento y recirculación.

El impacto sobre la balanza operativa de las empresas dependerá del precio spot del Oil Grado 3 de YPF al momento de la liquidación. Con valores de referencia de mediados de 2026, el canon equivalente a 2,5 litros por metro cúbico representa un costo unitario de agua que, aunque modesto en relación al costo total de perforación y completación de un pozo —que puede superar los 8 millones de dólares en el caso de pozos horizontales de larga extensión—, acumula relevancia cuando se multiplica por los volúmenes totales de una campaña de drilling intensiva. Para una operadora que perfora 80 o 100 pozos por año, el incremento del canon puede traducirse en varios millones de dólares adicionales anuales, suficientes para justificar la inversión en plantas móviles de tratamiento o en acuerdos de agua de producción con terceros. La norma también aclara que el canon se aplica según el destino final del agua, incluso cuando el abastecimiento provenga de terceros o prestadores de servicios, lo que cierra una potencial vía de elusión.

La proyección de mediano plazo indica que la presión sobre el recurso hídrico en la cuenca Neuquina no cederá. El Plan Gas.Ar y los compromisos de producción asociados a los proyectos de GNL —incluido el acuerdo firmado recientemente entre la provincia y el consorcio liderado por YPF y Petronas para potenciar el Proyecto GNL Argentina— demandan un crecimiento sostenido de la actividad de perforación al menos hasta 2030. Eso implica más pozos, más fracturas y, potencialmente, más demanda de agua. El gobierno neuquino deberá calibrar la escalada del canon con la velocidad de adopción de tecnologías de reúso por parte de las operadoras: una suba demasiado abrupta podría encarecer la producción en un momento en que Argentina compite por atraer inversión extranjera frente a otros plays no convencionales. Lo que está pendiente de definición es si la provincia avanzará también en un esquema de bonificaciones o créditos fiscales para los proyectos que demuestren tasas de reúso superiores a un umbral determinado, tal como anticipan los considerandos del decreto al instruir a los organismos provinciales a desarrollar mecanismos de incentivo para proyectos con aprovechamiento complementario del agua captada.

Puntos clave

• Desde julio de 2026, el canon por agua en perforaciones no convencionales equivaldrá a 2,5 litros de Oil Grado 3 de YPF por metro cúbico; desde enero de 2027, subirá a 3 litros, con indexación automática al precio del combustible.
• La emergencia hídrica declarada en Neuquén en octubre de 2025 es el marco regulatorio que justifica la medida, en un contexto donde la demanda industrial de agua por la actividad no convencional supera la capacidad de los canones anteriores para desincentivar el consumo.
• Un pozo de shale en Vaca Muerta puede demandar entre 15.000 y 25.000 m³ de agua por etapa de fractura; el nuevo canon afecta directamente la ecuación económica del uso de agua fresca frente a la inversión en sistemas de reúso.
• La norma cierra la posibilidad de elusión al establecer que el canon se aplica según el destino final del agua, independientemente de quién realice el abastecimiento.

Preguntas del sector

La norma vincula el valor del canon al precio vigente del combustible en el momento de la liquidación, lo que implica una actualización automática ante cada variación de precio. Las empresas deberán acreditar el volumen utilizado mediante declaraciones juradas y documentación respaldatoria, y el monto a pagar se determinará multiplicando los metros cúbicos consumidos por el precio del litro de Oil Grado 3 vigente al momento del devengamiento, con los factores 2,5 o 3 según el período aplicable.

Las principales alternativas ya operativas en la cuenca incluyen el tratamiento y recirculación de agua de retorno (flowback) mediante plantas móviles de filtración y desalinización, y el uso de agua de producción tratada como fluido base para las mezclas de fractura. Operadoras como YPF y Vista ya reportan tasas de reutilización superiores al 40% en algunos bloques. Escalar esas tasas al 70-80% requiere inversión en infraestructura de almacenamiento y transporte de fluidos que puede estar operativa en 18 a 36 meses, dependiendo del bloque y del volumen de operaciones.