Definiciones en CERAWeek
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, eligió Houston para hacer los anuncios más concretos de la semana: la licitación de 15 nuevas áreas en Vaca Muerta.
En concreto, el mandatario de Neuquén dijo ante un auditorio de ejecutivos petroleros, durante Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, en el corazón de la Semana Internacional de Energía de Cambridge (CERAWeek, por sus siglas en inglés), precisó el 19 de agosto como fecha de inicio del proceso de licitación de 15 nuevas áreas no convencionales a cargo de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), y anticipó los lineamientos de un esquema fiscal diferencial que la provincia diseña específicamente para los proyectos de gas natural licuado (GNL).
Los dos anuncios no son independientes. La licitación de agosto es la primera ronda de un proceso más largo -Figueroa mencionó días antes, en el evento Vaca Muerta Insights 2026, que la provincia proyecta licitar un total de 100 áreas- y el paquete fiscal para el GNL es el marco que buscará hacer atractivas esas concesiones para los actores con vocación exportadora.
La arquitectura fiscal que viene
El esquema que Figueroa presentó en Houston tiene tres componentes. El primero es una alícuota diferencial de regalías para el metano destinado a proyectos de GNL, más baja que la tasa general del 18% que la provincia aplica desde 2025 a las nuevas concesiones no convencionales. El segundo es la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos sobre ese gas antes de que ingrese al proceso de licuefacción. El tercero es la tasa cero para las exportaciones.
"La alícuota en Vaca Muerta es menos de la mitad que lo que rige en Estados Unidos, pero ahora trabajamos para que sobre el metano haya una alícuota aún más baja», sostuvo el gobernador.
La afirmación merece matiz: las regalías federales onshore en EE.UU. oscilan entre 12,5% y 16,67% según la normativa vigente -el One Big Beautiful Bill Act (la ley de reconciliación presupuestaria aprobada en julio de 2025 bajo la administración Trump) restableció esa banda después de que la administración anterior la había elevado- y en estados productores como Texas los propietarios privados de tierras cobran entre 20% y 25%. La comparación varía según el segmento que se tome y la naturaleza del recurso.
Lo más relevante del anuncio no es el número (que Figueroa aún no precisó) sino la intención regulatoria de desacoplar fiscalmente el metano destinado al GNL del resto de la producción gasífera, reducir la carga tributaria en el upstream de la cadena de licuefacción, y eliminar el efecto cascada de los Ingresos Brutos antes de que el gas cambie de estado.
El proyecto de ley que formalizará ese esquema se elabora en conjunto con YPF y todavía no tiene fecha de ingreso a la Legislatura provincial. La negociación sobre la tasa exacta para el metano sigue abierta.
En la apertura de sesiones del 1° de marzo, Figueroa había anticipado que discutía con el presidente de la compañía, Horacio Marín, una regalía específica sin dar porcentajes. Lo que se escuchó en Houston es la misma conversación, ahora enunciada frente a inversores internacionales.
Las 15 áreas y el efecto Continental
La licitación de agosto corre en paralelo al trabajo legislativo sobre el GNL y tiene su propia lógica. GyP gestiona el proceso y aún no publicó el listado de los 15 bloques. Lo que sí está definido es que todos tienen potencialidad no convencional y que el interés del mercado ya se expresó: en los días previos al viaje a Houston, Figueroa señaló que las presentaciones ante inversores en Nueva York generaron consultas concretas sobre la licitación.
El caso que el gobernador eligió para ilustrar el cambio de clima inversor es Continental Resources, la independiente estadounidense fundada por Harold Hamm. En diciembre de 2025 la provincia le aprobó, mediante el Decreto 1761/2025, la compra del 90% del bloque Los Toldos II Oeste, en el norte de la formación, cerca de Rincón de los Sauces. Es la primera vez que la compañía opera directamente fuera de los Estados Unidos.
En enero de 2026 cerró además un acuerdo con Pan American Energy (PAE) para incorporarse como socia no operadora en cuatro áreas adicionales en Neuquén y Río Negro, operación que aguarda aprobación provincial.
Para Figueroa, esa secuencia no es anecdótica. “Atraer a Continental genera un círculo virtuoso. Que a su vez puedan atraer empresas de servicios, y que ahora podamos atraer empresas del midstream sería una gran ventaja en la que ganamos todos”, dijo desde el escenario de Houston.
El problema del midstream
La mención del midstream al cierre de la presentación fue uno de los pocos momentos en que Figueroa salió de la narrativa de las oportunidades para señalar un cuello de botella real. Vaca Muerta produce más de lo que su infraestructura de transporte y procesamiento puede manejar con eficiencia exportadora, y la brecha entre capacidad de producción y de evacuación es uno de los principales argumentos que los analistas usan para relativizar las proyecciones más optimistas de corto plazo.
La provincia financia con fideicomisos privados parte de la red vial del Circuito Petrolero, pero el salto en exportaciones de GNL requiere inversión en gasoductos, plantas de licuefacción y capacidad portuaria que hoy no existe.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la nueva ley de hidrocarburos son los instrumentos que la provincia cita como garantías jurídicas para atraer ese capital. Figueroa participó en la redacción de ambos y los presentó en Houston como evidencia de que el país y la provincia trabajan alineados. «Hemos podido conformar una seguridad jurídica que hoy es un capital intangible muy valorado por los inversores», afirmó.
Los proyectos de GNL que esa arquitectura busca anclar tienen estados de avance distintos. Southern Energy ya tomó su Decisión Final de Inversión (FID, por sus siglas en inglés del término Final Investment Decision) para ambos buques (el Hilli Episeyo en mayo de 2025 y el MKII en agosto de ese año) y el proyecto está en ejecución con inicio de operaciones previsto para 2027.
La iniciativa conjunta de YPF con Eni y XRG (el brazo de inversiones de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi, ADNOC por sus siglas en inglés de Abu Dhabi National Oil Company), en cambio, apuntaba su FID para el primer semestre de 2026 según declaraciones públicas de Eni, aunque la decisión no estaba confirmada al cierre de esta nota. En ese proyecto, la norma provincial que defina la tasa de metano es uno de los eslabones que falta cerrar.