Neuquén promulgó la Ley 3566 y blindó fiscalmente el proyecto de GNL con YPF por 30 años

El gobernador Rolando Figueroa promulgó el 9 de julio la Ley 3566, que aprueba el Acta Acuerdo firmada el 4 de junio entre YPF y la Provincia de Neuquén para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). La norma garantiza estabilidad fiscal provincial por 30 años contados desde la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, condicionada a la vigencia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El acuerdo obliga a YPF a desembolsar 175 millones de dólares en infraestructura, ejecutables mediante obras directas o aportes económicos a proyectos definidos con el ejecutivo provincial. Con esta promulgación, Neuquén completa el primer ciclo normativo que necesita el proyecto para avanzar hacia la fase de ingeniería y financiamiento internacional.

El proyecto de GNL impulsado por YPF se inscribe en un contexto donde Argentina acumula un superávit gasífero creciente pero carece de infraestructura de licuefacción propia. La producción de gas en Vaca Muerta superó en 2025 los 130 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), con el no convencional aportando ya más del 55% del total nacional. Sin embargo, la exportación de gas sigue atada a gasoductos hacia Chile, Brasil y Bolivia —con capacidad física limitada— y a la estacionalidad del mercado interno. La construcción de una planta de GNL permitiría monetizar los excedentes en forma de exportaciones spot a mercados de mayor precio, como Asia y Europa, desacoplando los ingresos argentinos de la demanda regional.

Las concesiones alcanzadas por el acuerdo —Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y Las Tacanas II— se ubican en el corazón del área Loma Campana y adyacencias, bloques con perfiles de producción comprobados en la formación Vaca Muerta. Estas áreas concentran reservas probadas que, bajo un esquema de explotación intensiva vinculado al proyecto exportador, podrían sostener suministro continuo a una planta de licuefacción de mediana escala —estimada entre 10 y 25 millones de toneladas anuales (MTPA) en distintas etapas— durante las próximas tres décadas. La estabilidad fiscal por 30 años es el plazo estándar que exigen los financistas internacionales para proyectos de esta escala, dado que el retorno de la inversión en plantas de GNL rara vez se materializa antes del décimo año de operación. El compromiso de YPF de 175 millones de dólares en infraestructura provincial representa un piso mínimo de compensación territorial, una cifra que deberá crecer considerablemente cuando se definan las inversiones totales del complejo exportador, estimadas en el rango de 8.000 a 30.000 millones de dólares según el tamaño final de la planta.

Para Neuquén, el impacto potencial es estructural. La provincia recauda regalías por el 12% del valor en boca de pozo del gas producido en su territorio. Si el proyecto de GNL genera un incremento sostenido de la producción asociada a las áreas no convencionales incluidas en el acuerdo, el aumento de regalías podría representar cientos de millones de dólares anuales adicionales al fisco provincial. Además, la construcción de un gasoducto dedicado al complejo exportador —cuyo trazado y financiamiento aún no están definidos públicamente— demandará inversiones en infraestructura que dinamizarán la economía neuquina durante la fase de construcción, estimada en entre tres y cinco años. Desde una perspectiva nacional, el GNL es el vector que Argentina necesita para transformar el superávit de Vaca Muerta en divisas genuinas: cada MTPA exportado equivale a ingresos de entre 600 y 900 millones de dólares anuales al precio actual del GNL en los mercados spot asiáticos, que oscilaron entre 10 y 14 dólares por MMBTU en el primer semestre de 2026.

El paso siguiente es la aprobación nacional del RIGI para las áreas específicas incluidas en el acuerdo, sin la cual la estabilidad fiscal provincial carece de efecto práctico. La Secretaría de Energía de la Nación deberá también definir el marco regulatorio para la exportación de GNL a largo plazo, incluyendo los contratos de suministro (off-take agreements) que los financistas exigen antes de comprometer capital. YPF, por su parte, necesita confirmar socios estratégicos del lado comprador —empresas asiáticas o europeas con capacidad de absorber volúmenes de largo plazo— para cerrar el financiamiento del proyecto. La ingeniería básica y el estudio de impacto ambiental de la planta costera son los hitos técnicos más próximos. En paralelo, la Legislatura neuquina deberá seguir de cerca la reglamentación de la Ley 3566 para asegurar que los 175 millones de dólares comprometidos por YPF se ejecuten con criterios de transparencia y beneficio territorial verificable.

Puntos clave

• La Ley 3566 garantiza estabilidad fiscal provincial por 30 años para las concesiones no convencionales incluidas en el proyecto de GNL, condicionada a la vigencia del RIGI nacional.
• YPF asume un compromiso mínimo de 175 millones de dólares en infraestructura provincial, cifra que representa una fracción del costo total del proyecto, estimado en miles de millones de dólares.
• Las cinco concesiones alcanzadas por el acuerdo (Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y II) están en zonas de producción comprobada de Vaca Muerta, con perfil adecuado para suministro sostenido a largo plazo.
• El proyecto convierte a Neuquén en el primer eslabón de la cadena de valor del GNL argentino, con impacto directo en regalías, empleo e infraestructura regional.

Preguntas del sector

La Ley 3566 condiciona expresamente la estabilidad fiscal a la efectiva vigencia y cumplimiento del RIGI. Si el régimen nacional fuera modificado sustancialmente o derogado, la garantía provincial quedaría en suspenso, lo que obligaría a renegociar el acuerdo o a que la Provincia diseñe un mecanismo alternativo de protección fiscal que no dependa del marco federal. Esta es la principal fuente de riesgo jurídico para los inversores externos que evalúen participar en el proyecto.

Una planta de GNL de 10 MTPA —escala mínima considerada competitiva en los mercados internacionales— requiere un suministro de gas de entre 35 y 40 MMm³/d de manera continua. Las concesiones incluidas en el acuerdo deberán demostrar, mediante un plan de desarrollo de reservas certificado, que pueden alcanzar y mantener ese caudal durante al menos 20 años. Actualmente, la producción combinada de esas áreas está por debajo de ese umbral, lo que implica que el plan de perforación intensiva asociado al proyecto será determinante para la viabilidad del financiamiento.