Para futuros operadores de la Cuenca
El gobernador Rolando Figueroa lanzó la Ronda 1/2026 desde Houston a comienzos de mayo.
Quince bloques de la cuenca neuquina, oferentes nacionales y extranjeros, GyP como socio con participación de entre 10% y 20% sin asumir riesgo exploratorio, plazo hasta el 19 de agosto.
La novedad está más adentro del pliego: en cómo la provincia incentiva la actividad y vincula el ingreso de fondos al fisco.
El instrumento encadena tres bonos en cadena que activan en momentos distintos del ciclo de un proyecto: a la firma del contrato, a la declaración de comercialidad, y a cada cesión posterior.
La regalía sigue siendo regalía, atada al precio de boca de pozo. Los bonos cobran otra cosa.
El primer bono: piso de u$s 500.000 con fórmula inversa
El Bono de Acceso se paga al Estado Provincial dentro de los tres días hábiles posteriores a la fecha efectiva del contrato. El pliego fija un piso absoluto de u$s 500.000 y una fórmula:
Bono de Acceso Mínimo = (Actividad de Referencia / Compromiso Mínimo de Inversión) × K
El bono mínimo es inversamente proporcional al compromiso de inversión que el oferente garantice.
Quien se compromete a más Unidades de Trabajo en el primer período exploratorio paga menos a la entrada. Quien se compromete al mínimo paga más bono. La provincia cobra a la entrada solo cuando no pudo cobrar antes en plan de trabajos.
El factor K es un coeficiente que GyP definió bloque por bloque, y que el pliego describe como ajuste «que contempla la probabilidad de éxito del proyecto en función de las incertidumbres geológicas y/o técnicas existentes y del conocimiento disponible». El Anexo VIII desagrega los 15 bloques: trece tienen K entre u$s 500.000 y u$s 750.000. Solo uno,
Pampa de las Yeguas NE, alcanza u$s 1.000.000 de coeficiente, la cifra más alta de la convocatoria.
Es también el bloque con la mayor Actividad de Referencia (3.425 UT en solo 51,66 km²). Es vecina de Pampa de las Yeguas I, el área que Pluspetrol cedió a Continental Resources en marzo. El cluster es el mismo; el K traduce una expectativa más alta y una incertidumbre más alta.
El bono del medio: 2% sobre cada barril proyectado
El Bono de Comercialidad opera distinto.
El pliego lo define en el artículo 11.4: una suma fija, por única vez, equivalente a multiplicar el 2% del volumen de Recursos Esperados al momento de solicitarse la Concesión de Explotación, calculados al fin del plazo de dicha concesión, por un dólar.
La fórmula traducida da una captación fiscal de u$s 0,02 por cada barril de petróleo equivalente recuperable proyectado a 35 años vista.
El pliego define Recursos Esperados como el volumen total técnica y económicamente recuperable en el Lote de Explotación, expresado en barriles equivalentes, proyectado al fin del plazo de la concesión, abarcando reservas probadas, reservas probables y recursos contingentes de mejor estimación. La cuantificación sigue los lineamientos de las Resoluciones provinciales 053/2020 y 142/2021, certificada por auditores externos. El pago se ejecuta dentro de los diez días hábiles posteriores a la publicación en el Boletín Oficial del decreto de otorgamiento de la Concesión de Explotación.
Las cuentas son simples: un yacimiento que un Adjudicatario declare con 100 millones de BOE recuperables genera u$s 2 millones de bono. Un yacimiento de 500 millones genera u$s 10 millones. Un yacimiento del orden de los proyectos shale más ambiciosos en cartera de la cuenca, como el plan de Pluspetrol en Bajo del Choique–La Invernada (600 pozos para 100.000 bbl/d en 25 años, presentado al RIGI por u$s 12.000 millones), implicaría un Bono de Comercialidad varias veces mayor.
Lo que cambia respecto del régimen de regalías es la variable que se grava. La regalía del 15% sobre el valor en boca de pozo (más el incremental ofrecido en la oferta, hasta tres puntos porcentuales) sigue al precio: con Brent alto, el fisco provincial recibe más por barril vendido; con Brent bajo, recibe menos. El Bono de Comercialidad fija el ingreso por unidad de volumen recuperable, independiente del precio futuro. Para la provincia, es una opción sobre la geología del bloque, no sobre el mercado.
El doble eje del régimen: precio y volumen
La Ronda 1/2026 implementa una captación fiscal con dos ejes simultáneos. La regalía variable (15% + X) sigue al precio del crudo y al precio del gas en cada momento del Período de Explotación de 35 años. El Bono de Comercialidad queda fijado al declararse la comercialidad y se calcula sobre el volumen recuperable proyectado al fin de la concesión. Cuanto más volumen declare el operador, mayor el bono que la provincia cobra al inicio de la fase productiva.
El esquema premia la prudencia en la declaración de Recursos Esperados, pero la declaración tiene que pasar la auditoría externa exigida por las Resoluciones 053/2020 y 142/2021, y termina condicionando la base de planificación del proyecto. La provincia neutraliza parcialmente el incentivo a subdeclarar mediante la exigencia de certificación independiente.
El tercer bono: 6% sobre cada cesión posterior
El Bono de Cesión, fijado en el artículo 11.5, suma un sexto recorrido por cada operación de cesión de participación en el Contrato: 6% sobre el valor de la transacción, con destino al Tesoro Provincial, dentro de los diez días hábiles de aprobada la adenda correspondiente.
En un mercado de Cuenca Neuquina que en los últimos meses procesó múltiples operaciones de transferencia de áreas (el swap YPF-Pluspetrol del Hub Sur, la cesión de Pluspetrol a Continental, las nominaciones al RIGI), el 6% sobre cualquier transacción futura captura una porción del valor que las operadoras transfieren entre sí.
El Bono de Cesión apunta al fenómeno que Wood Mackenzie viene describiendo para Vaca Muerta en los últimos meses: el realineamiento de portafolios entre operadoras internacionales que recortan carteras y operadoras locales que las consolidan.
El cuarto eslabón: 2,5% en infraestructura
El pliego incorpora además un aporte de Responsabilidad Social Empresaria del 2,5% del compromiso de inversión, pagadero por única vez al obtenerse la Concesión de Explotación.
El destino es financiar equipamientos y obras que contribuyan a la mejora de las infraestructuras con fines económicos, urbanos y de saneamiento. Se suma a una contribución anual de dos Unidades de Trabajo (u$s 10.000 a valor unitario fijado en el pliego) a la Subsecretaría de Hidrocarburos provincial, destinada a capacitación y fiscalización.
Huelga decir que el régimen completo de la Ronda 1/2026 está construido sobre el marco que el Decreto Nacional 1057/2024 instaló a fines de 2024. Esa norma reglamentó los capítulos de hidrocarburos y gas natural de la Ley Bases (Ley 27.742) e instruyó a la Secretaría de Energía a elaborar, junto con las provincias y CABA, pliegos modelo para áreas convencionales y no convencionales. La Ronda 1/2026 de GyP es, en los hechos, el primer pliego provincial neuquino con la estructura completa post-Ley Bases.