Royalties petroleras en Neuquén: la dependencia fiscal que define un modelo provincial

En julio de 2026, con Vaca Muerta consolidada como el segundo yacimiento de shale gas más grande del mundo y en plena expansión de su capacidad de transporte, la pregunta sobre cómo se distribuye la renta petrolera en Neuquén vuelve a estar en el centro del debate fiscal argentino. No es una discusión académica: los royalties que percibe la provincia determinan salarios estatales, obras públicas, transferencias a municipios y la capacidad del gobierno provincial de sostener servicios sin depender del Tesoro Nacional. En un país donde el federalismo fiscal es crónicamente disputado, Neuquén representa el caso más extremo de una provincia que construyó su modelo de desarrollo sobre la extracción de recursos no renovables. Entender cómo funciona ese mecanismo es entender cómo se financia —y cómo se puede romper— el equilibrio político y económico del interior patagónico.

Las regalías petroleras en Argentina tienen base legal en la Ley 17.319 de Hidrocarburos de 1967 y sus modificaciones, que fijan un porcentaje sobre el valor en boca de pozo de la producción. Históricamente ese porcentaje fue del 12% para petróleo y gas, aunque la Ley 27.007 de 2014 habilitó a las provincias a percibir hasta un 3% adicional en concepto de regalías complementarias para nuevas concesiones no convencionales. En Neuquén, la expansión del shale en Vaca Muerta —que comenzó a escala comercial alrededor de 2014-2015 con las primeras concesiones masivas en Loma Campana— transformó el perfil de ingresos provinciales. Desde entonces, los royalties pasaron de representar un ingreso relevante pero manejable a convertirse en el pilar estructural de las finanzas públicas neuquinas. En 2019, antes de la pandemia, la provincia recibía alrededor de 35.000 millones de pesos anuales por este concepto; en 2023, con precios internacionales sostenidos y producción récord, esa cifra superó el billón de pesos, aunque la inflación erosionó parte del poder adquisitivo real de esos ingresos.

Hoy, en 2026, Neuquén percibe regalías de más de 30 operadoras activas en su territorio, con YPF, TotalEnergies, Shell, Pampa Energía y Vista Energy entre las principales. La producción provincial de petróleo supera los 110.000 barriles diarios —con Vaca Muerta aportando más del 85% de ese total— y la de gas se ubica por encima de los 90 millones de metros cúbicos diarios, equivalente a más del 50% de la producción nacional. Con un precio del petróleo Medanito que oscila entre 68 y 74 dólares por barril y un tipo de cambio oficial administrado, el flujo de royalties en dólares que ingresa a la caja provincial ronda los 1.400 millones de dólares anuales, según estimaciones del propio Ministerio de Hacienda neuquino. A eso se suman los ingresos por canon superficiario, impuestos provinciales específicos —el Impuesto a los Ingresos Brutos que las operadoras tributan en Neuquén— y los dividendos que percibe el Estado provincial a través de su participación en Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa pública que tiene participación en bloques estratégicos. GyP, con activos en Fortín de Piedra y participación minoritaria en varios bloques no convencionales, transfirió en 2025 cerca de 280 millones de dólares al Tesoro provincial entre dividendos y canon.

El modelo tiene virtudes evidentes pero también vulnerabilidades estructurales que el sector conoce bien. La principal: la dependencia de variables exógenas que Neuquén no controla. El precio del petróleo, el tipo de cambio y las políticas fiscales nacionales —en particular el esquema de retenciones a las exportaciones de crudo y gas— pueden reducir drásticamente el valor efectivo de las regalías sin que el gobierno provincial pueda hacer nada al respecto. En 2020, con el derrumbe del precio del petróleo durante la pandemia, los ingresos por regalías cayeron casi un 30% interanual en dólares, generando una crisis presupuestaria que obligó a renegociar deuda y recortar obra pública. Un segundo riesgo es la concentración geológica: más del 70% de los pozos activos se ubica en apenas cuatro bloques —Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Fortín de Piedra—, lo que expone a la provincia a shocks específicos si alguno de esos bloques reduce actividad. Por otro lado, el potencial sigue siendo enorme: las estimaciones técnicas del Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR) y de consultoras internacionales como Rystad Energy sitúan los recursos recuperables de Vaca Muerta en más de 16.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, de los cuales apenas se ha extraído una fracción mínima. Si se consolidan los gasoductos de exportación —GPNK II, el corredor a Chile y eventualmente la infraestructura de GNL— el flujo de regalías podría crecer de forma sostenida durante décadas.

El horizonte de mediano plazo está marcado por tres decisiones que están en juego simultáneamente. Primero, la negociación entre Neuquén y el gobierno nacional sobre el esquema de retenciones: cualquier reducción de alícuotas —hoy en el 8% para el crudo que se exporta y en escalas variables para el gas— mejora el precio en boca de pozo y, por lo tanto, la base sobre la que se calculan los royalties. Segundo, la renovación de concesiones que vencen entre 2027 y 2032: el gobierno provincial tiene allí un poder de negociación considerable para establecer nuevas condiciones de regalías complementarias, inversiones mínimas garantizadas y participación de GyP. Tercero, la discusión sobre un fondo anticíclico de hidrocarburos que varios economistas y legisladores neuquinos vienen promoviendo desde hace años para amortiguar la volatilidad de precios. La experiencia de fondos similares en Noruega, Alberta o Alaska muestra que la disciplina política para sostener esos mecanismos es el verdadero desafío. Neuquén lleva décadas discutiendo la diversificación de su matriz productiva —turismo, agroindustria, energías renovables— pero los royalties siguen siendo la columna vertebral de sus finanzas. Mientras Vaca Muerta siga produciendo a ritmo creciente, esa dependencia no va a desaparecer: la pregunta es si la provincia es capaz de administrarla con mayor inteligencia fiscal de lo que lo hizo en el pasado.

Puntos clave

• Neuquén percibe alrededor de 1.400 millones de dólares anuales en regalías petroleras, equivalentes a más del 40% de su presupuesto provincial consolidado.
• La producción de gas de la provincia supera los 90 millones de m³/día, más del 50% de la producción nacional, con Vaca Muerta como motor principal.
• Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) aportó cerca de 280 millones de dólares al Tesoro provincial en 2025 entre dividendos y canon superficiario.
• La renovación de concesiones entre 2027 y 2032 representa una ventana crítica para renegociar condiciones y aumentar la participación pública en la renta.

Preguntas del sector

El valor en boca de pozo se determina a partir del precio de venta del hidrocarburo menos los costos de transporte, almacenamiento y procesamiento reconocidos por la autoridad de aplicación. En el caso del petróleo no convencional de Neuquén, ese precio toma como referencia el precio Medanito publicado por la Secretaría de Energía, con ajustes por calidad y destino de la producción. Es un mecanismo que genera disputas frecuentes entre operadoras y gobierno provincial, especialmente cuando los costos de transporte —mayores en bloques alejados de los oleoductos troncales— reducen significativamente la base imponible.

La Ley 2.148 de Coparticipación Provincial de Neuquén establece que los municipios reciben el 10% de las regalías que ingresa a la provincia, distribuido en función de criterios poblacionales y de esfuerzo fiscal. Adicionalmente, los municipios donde se localiza la actividad extractiva —Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral-Có— perciben fondos específicos por impacto territorial. En la práctica, sin embargo, la mayor parte de la renta queda en el nivel provincial, lo que genera tensiones recurrentes con los intendentes de las localidades productoras.

Si las retenciones al crudo exportado —actualmente en 8%— se eliminaran, el precio en boca de pozo aumentaría en una proporción similar para las exportaciones, elevando la base de cálculo de las regalías. Con los volúmenes actuales de producción, esa mejora podría representar entre 80 y 120 millones de dólares adicionales anuales para la provincia, según estimaciones de la Fundación Mediterránea y del IERAL. El efecto real depende del porcentaje de la producción que se destina a exportación versus mercado interno, que tiene precios regulados con menor impacto en boca de pozo.