ENI reconoció los avances
La aprobación provincial, instrumentada a través de los decretos 0475, 0476 y 0496 del Ministerio de Energía de Neuquén, formalizó la cesión del 50% de Pluspetrol a YPF en las áreas Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas. La petrolera estatal pasa a ser titular única de los tres bloques tras la formalización de las escrituras. El swap entre ambas compañías había sido acordado a comienzos de año y formaba parte de un intercambio más amplio de activos orientado a asegurar el gas que alimentará la planta flotante de licuefacción que YPF desarrolla junto a la italiana Eni y XRG, brazo internacional de inversiones de Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC, del inglés Abu Dhabi National Oil Company, la petrolera estatal de Abu Dabi).
La jugada neuquina cierra el segundo de los tres pilares regulatorios que YPF identificó como condición operativa para avanzar hacia la Decisión Final de Inversión (FID) del proyecto Argentina LNG. El consorcio apuntaba originalmente a tomar esa decisión en el primer semestre de este año, pero el horizonte se corrió hacia fines de 2026. Eni dejó asentado en su Form 6-K ante la Securities and Exchange Commission (SEC) el 26 de febrero pasado un «avance significativo hacia el FID del proyecto Argentina LNG en sociedad con YPF y XRG».
Lo que cerró en febrero: el RIGI que habilita el upstream
El primer pilar se resolvió con la firma del Decreto 105/2026, publicado en el Boletín Oficial el 19 de febrero. La norma prorrogó por un año, hasta el 8 de julio de 2027, el plazo de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) e incorporó al sector de Petróleo y Gas del régimen la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro. El piso de inversión para esos proyectos quedó fijado en u$s 600 millones. La misma norma redujo de u$s 600 millones a u$s 200 millones el umbral para el subsector exploratorio y productivo costa afuera.
La letra chica del decreto incorpora una cláusula clave para la arquitectura contractual de Argentina LNG. En áreas donde coexistan actividades sometidas al RIGI con otras que no lo estén, el vehículo titular del proyecto (VPU en la jerga del régimen) debe garantizar la segregación y trazabilidad mediante sistemas de medición independientes. Esa exigencia obliga a YPF y sus socios a separar físicamente la producción destinada al tren exportador del resto de la actividad en los bloques que terminen encuadrados bajo el nuevo marco.
El ajuste normativo se complementó a mediados de abril con la Resolución 484/2026 del Ministerio de Economía, que elevó del 30% al 35% el umbral del cociente financiero previsto en el artículo 172 de la Ley 27.742 para los primeros tres años de cada proyecto.
El cambio reconoce una característica estructural del shale neuquino. La alta generación inicial de caja convive con un compromiso de capital sostenido en el tiempo (cada pozo que declina exige uno nuevo para sostener la meseta productiva), y el umbral del 30% no reflejaba esa dinámica.
Lo que cerró esta semana: la cesión Pluspetrol-YPF en Neuquén
El segundo pilar quedó cerrado con la firma de los decretos provinciales. Las tres áreas involucradas no son homogéneas. Meseta Buena Esperanza, con 303,71 km², y Aguada Villanueva, con 281 km², son concesiones de explotación convencional actualmente en producción. Las Tacanas, con 411 km², se originó como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales por un plazo de cuatro años y fue encuadrada posteriormente como Lote Bajo Evaluación, conforme a la normativa provincial.
El paquete suma 995,71 km² consolidados bajo titularidad única. La unificación del control operativo es precondición para que los socios internacionales puedan ingresar al upstream con claridad jurídica sobre la procedencia del gas. El salto regulatorio siguiente (la reconversión de las áreas al régimen de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, necesario para encuadrar el desarrollo bajo el nuevo RIGI) todavía está por darse. La formalización de las escrituras de cesión es el trámite inmediato; la reconversión a CENCH queda como la instancia normativa siguiente.
Lo que sigue sobre la mesa: la ley GNL y la regalía del metano
El tercer pilar es el que sigue abierto. El gobernador neuquino, Rolando Figueroa, anunció formalmente en la apertura del 55° Período de Sesiones Ordinarias de la Legislatura, el 1 de marzo, el envío de una ley provincial específica para los proyectos de GNL. El proyecto normativo contempla tres ejes: un esquema de regalías diferencial para el metano destinado a licuefacción (más bajo que el 18% general que Neuquén aplica desde 2025 a las nuevas concesiones no convencionales), la exención del Impuesto sobre los Ingresos Brutos sobre el gas antes de su ingreso al proceso de licuefacción, y tasa cero a las exportaciones. La norma contempla también un fondo de infraestructura con impacto económico directo en Cutral Có y Plaza Huincul, localidades vecinas a las tres áreas del swap.
La negociación bilateral entre la Casa de Gobierno neuquina y YPF viene sostenida desde hace tres meses. Figueroa aseguró en la apertura de sesiones que el acuerdo estaba avanzado en un 95%, pero que la discusión sobre el porcentaje exacto de regalías aplicable al metano seguía abierta. El punto sensible es cómo se calculará el precio de referencia del gas metano destinado a exportación: el Ejecutivo provincial busca evitar que la integración corporativa entre las empresas del consorcio permita fijar valores intra-grupo artificialmente bajos que reduzcan la base imponible de las regalías.
El diseño fiscal específico del metano es más que un número: es la variable que define el precio sombra del gas que alimenta el tren de licuefacción. En la economía de un proyecto de GNL integrado, el margen de comercialización se construye sobre el diferencial entre el costo del gas entregado en la planta y el precio final del cargamento en destino. Cuanto más baja sea la regalía específica que grava al metano destinado a licuefacción, menor será el costo efectivo del gas transferido desde el upstream al midstream exportador, y mayor el margen del vehículo del proyecto. La disputa técnica sobre el precio de referencia (el punto que Figueroa identificó como el último tramo de la negociación) apunta a impedir que esa optimización fiscal se materialice a costa de la recaudación provincial. Lo que se negocia no es la magnitud del impuesto sino la metodología de cálculo de la base imponible en una cadena donde el comprador, el transportista y el productor pueden pertenecer al mismo grupo económico.
La capa rionegrina del proyecto ya está cerrada. El acta acuerdo firmada en enero pasado entre YPF y el gobierno de Alberto Weretilneck otorgó estabilidad fiscal y regulatoria por 30 años al desarrollo de las plantas flotantes de licuefacción sobre la costa provincial, complementariamente al RIGI. La capa nacional está operativa. La capa neuquina upstream tiene resuelto el cambio de titularidad, pero aguarda la norma que fije el costo fiscal definitivo del gas que irá al tren de licuefacción.
El calendario del FID
El consorcio trabaja con un horizonte acotado. Según reportó Energy Intelligence tras la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto entre YPF, Eni y XRG en febrero, el objetivo apunta a «avanzar hacia una decisión final de inversión en la segunda mitad de 2026». La estructuración financiera, encabezada por JP Morgan, busca un project finance por una magnitud sin precedentes en América Latina. La inversión global del proyecto se estima en u$s 30.000 millones (u$s 20.000 millones para midstream y downstream; u$s 10.000 millones para upstream) y Horacio Marín, CEO de YPF, afirmó en el CERAWeek de Houston que el financiamiento comprometido ya equivale a 2,4 veces la escala necesaria.
La fotografía regulatoria al cierre de esta semana muestra dos condiciones resueltas (el encuadre nacional del RIGI y la titularidad única de las áreas de alimentación) y una todavía en la mesa, que concentra la variable fiscal más sensible del proyecto. El cierre de esa pieza neuquina es lo que habilitará el cálculo definitivo del precio del gas que alimentará la licuefacción, base de toda la modelización del project finance que JP Morgan estructura con bancos globales. La recta final del FID no depende ya del paquete de condiciones, sino del metano.