Corría el mes julio de 2014 cuando Mauricio Macri, por entonces jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, flanqueado por referentes de la primera línea del PRO como Federico Pinedo, Guillermo Dietrich y Federico Sturzenegger, recibió en las oficinas de la Usina del Arte, en el barrio de La Boca, a una comitiva de YPF encabezada por Miguel Galuccio y algunos vicepresidentes de la petrolera bajo control estatal como Fernando Giliberti (Planeamiento) y Germán Fernández Lahore (Legales) para discutir la conveniencia de aprobar la reforma de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) que impulsaba el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner para dinamizar inversiones en el incipiente desarrollo de Vaca Muerta.
Sturzenneger, que a fines de los ’90 tuvo un breve paso por YPF en los inicios de su carrera profesional, fue quien, por diseño político o por motus propio, jugó el rol de policía malo y se mostró más crítico de los cambios regulatorios que se proponían. El actual ministro de Desregulación del Estado perdió ese contrapunto y finalmente la mayoría de los legisladores del PRO votaron a favor de la sanción Ley 27.007, que fue clave para apuntalar la explotación de Vaca Muerta porque introdujo en el marco normativo la figura de la concesión no convencional de hidrocarburos (Cench) y limitó el alcance fiscal y tributario de la provincia de Neuquén. “La verdad es que llegamos mal preparados y Federico no puso sostener su posición. Después de la reunión Mauricio (Macri) directamente dijo la gente de YPF nos había cagado a palos”, recuerda a EconoJournal un ex funcionario que participó de ese encuentro.
Una década después
Las vueltas del destino y el movimiento circular que suele guiar la historia argentina quisieron, sin embargo, que 10 años más tarde Sturzennegger tuviera un rol protagónico en la redacción de la Ley Bases —sancionada en julio del año pasado—, que incorporó nuevas modificaciones en la Ley 17.319. Tal vez sin buscarlo abiertamente, esas modificaciones debilitaron algunos aspectos estratégicos de la reforma que promovió la Ley 27.007. En concreto, la Ley Bases flexibilizó dos puntos centrales fijados por la norma aprobada en 2014: el primero era el tope de un 12% sobre las regalías que podía cobrar Neuquén sobre la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta; el segundo impedía que la provincia pudiera imponer en carry —es decir, sin asumir compromiso de inversión— a Gas y Petróleo, la petrolera estatal de Neuquén, como socio obligatorio de los privados asegurándole un porcentaje minoritario de las nuevas concesiones en Vaca Muerta.
Desde la teoría libertaria, la Ley Bases barrió con esos dos límites que el Congreso nacional había establecido para la provincia, dueña y autoridad de aplicación de los recursos hidrocarburíferos desde la sanción de la reforma constitucional de 1994.
A partir de esos cambios regulatorios, la gobernación de Neuquén decidió aumentar del 12 al 18% el piso de regalías que reclama a las petroleras a la hora de negociar una nueva concesión de hidrocarburos o aprobar el cambio de titularidad en una ya existente. También tomó la decisión de establecer, como condición de esa negociación con petroleras privadas, que GyP tendrá al menos un 10% de participación accionaria de las nuevas Cench que otorgue la provincia en Vaca Muerta. Así lo indicaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.
Esos nuevos requerimientos se incluyeron en la negociación con YPF y TotalEnergies para aprobar el traspaso en favor del primero de la participación accionaria de La Escalonada y Rincón de la Ceniza que estaba en manos de la compañía francesa, que fue aprobada por la provincia esta semana. Y también en otras operaciones que se anunciarán en los próximos días. A principios de año, la provincia ya había avanzado con la percepción de un bono para solventar infraestructura —topeado en el 6% del monto de la transacción de venta de un activo en Vaca Muerta— para convalidar el cambio de titularidad de una concesión no convencional.
Razones
Los argumentos de la provincia para justificar la aplicación de nuevos instrumentos para capturar una porción mayor de la renta petrolera que genera Vaca Muerta son atendibles. Fuentes de la gobernación neuquina explican que el nivel de riesgo del play no convencional en la cuenca Neuquina es sideralmente inferior que el que existía hace 10 años. “Hoy un proyecto de shale oil en Vaca Muerta tiene una TIR (Tasa Interna de Retorno) cercana al 40% cuando en 2014, la rentabilidad era negativa”, señalaron en un despacho provincial. “En cuencas mucho más desarrolladas, como por ejemplo Canadá, el royalty (regalía) que cobra el Estado varía en función de cuán productiva o rentable sea la zona donde esté emplazado el yacimiento. ¿Por qué en Neuquén no podemos migrar hacia ese modelo?”, se preguntaron.
En la provincia advierten, además, que entre 2015 y 2020 se otorgaron concesiones por 35 años de duración en áreas demasiado extensas donde muchas veces los privados no cumplimentaron los desembolsos incluidos en los planes de desarrollo presentados. Esos programas de inversión no son vinculantes (obligatorios), sólo proyectan un nivel de actividad a futuro.
“Hay empresas que obtuvieron una renta especulativa más propia de un negocio inmobiliario que al de una petrolera. De ahí la decisión de la provincia de otorgar de ahora en más bloques más chicos con superficies que no superen los 250 km2”, señaló otra fuente provincial.
Parte de ese trasfondo quedó evidenciado en la decisión de la provincia de declarar, por primera vez desde que se aprobó la Ley 27.007 en 2014, la caducidad de una concesión no convencional en Vaca Muerta por falta de inversión. Este martes la gobernación que dirige Rolando Figueroa reconvirtió el bloque Puesto Silva Oeste porque Pluspetrol, que contaba con una Cench a su favor, no llevó adelante el plan piloto de US$ 14,2 millones que había comprometido. Así quedó asentado en el Decreto provincial Nº 1148/25. A raíz de eso, el área regresó al estatus de una concesión de explotación convencional que expira en 2027. La provincia está negociando con Pluspetrol y Geopark, una petrolera independiente fondeada en Canadá, la re-concesión de ese bloque. A cambio exige no sólo un incremento de la alícuota de regalías, sino también el ingreso de Gas y Petróleo de Neuquén con un porcentaje minoritario del 10% del capital social.
Pago anticipado
Si bien la decisión de la gobernación neuquina apunta a percibir un 18% de regalías en las nuevas Cench —como en el caso de Puesto Silva Oeste—, la dinámica de la negociación con los privados prevé alternativas intermedias. Por caso, la provincia podría sostener un techo del 12% sobre ese impuesto si la petrolera con la que está discutiendo una nueva concesión o el cambio de titularidad de una existente acepta adelantar un pago (up front) por una cifra equivalente o representativa del 6% adicional de regalías.
“Es un monto propuesto por los privados que se canalizará bajo el paraguas del bono que creó la provincia para financiar obras de infraestructura. Las empresas deben acerca una propuesta económica por un monto que represente cuánto percibiría Neuquén por ese incremental de regalías a lo largo de los 35 años de concesión. Es una oferta que obviamente contempla un descuento porque es un pago por adelantado. Si a la provincia le sirve ese dinero para financiar la ampliación de la infraestructura (tal vez el principal mandato electoral con el que asumió el gobernador Rolando Figueroa en 2023), se puede evaluar esa opción”, explicó un alto directivo del sector petrolero que está al tanto de la nueva dinámica.
Gas y Petróleo
La obligatoriedad de asegurar para GyP un 10% del capital accionario de los nuevos bloques es más compleja de digerir para la industria, según un relevamiento realizado por este medio entre varios directivos del sector. No sólo porque va a contramano del espíritu de la Ley 27.007, sino también porque implica traccionar a un socio minoritario que, al menos en el apalancamiento financiero que requieren los nuevos desarrollos, no aporta valor directo.
Desde la óptica neuquina, sin embargo, la decisión de insistir con un repotenciamiento del rol de GyP se explica, por un lado, por la necesidad de edificar una plataforma provincial que permita traccionar el ingreso de petroleras independientes a Vaca Muerta como por ejemplo Continental Resources, cuya primera plana visitó la Argentina la semana pasada. En un despacho provincial lo pusieron en estos términos: “Si el ingreso de nuevos inversores va a depender únicamente de operadoras que ya están instaladas en la cuenca, que aspiran a cobrar una precio del acre demasiado alto cuando reciben el interés de otra petrolera, va a ser complicado que el entorno de jugadores se dinamice”. “GyP puede allanar, si la dotamos de mejores y mayores recursos, el ingreso de compañías independientes del shale de EE.UU. Además, puede contribuir en la articulación de actores del sistema como comunidades, sindicatos y actores del sector público”, agregaron.
Fuentes privadas consultadas por este medio coincidieron en relativizar la consistencia de la mirada provincial.
De fondo, lo que emerge es la pregunta de saber cómo bascula la búsqueda de Neuquén de incrementar su participación en la renta petrolera con un escenario de achicamiento de márgenes de la explotación de Vaca Muerta por la retracción de los precios internacionales del crudo que hoy navegan en la banda de los 65 dólares.
En esa clave, las proyecciones del Departamento de Energía de EE.UU. (DOE, por sus siglas en inglés), publicadas en agosto, que visualizan que el precio del Brent a fines de 2026 por debajo de los 55 dólares, no ayudan a disipar ese interrogante.
Por el contrario, aún asumiendo que los números trazados por el gobierno estadounidense persiguen una intencionalidad política para setear expectativas inflacionarias decrecientes, la mayoría de los analistas internacionales coincide en que la temporada de precios podría estirarse más de lo esperado.
