ANÁLISIS Y OPINIONES
Acta Acuerdo para el GNL entre Neuquén e YPF – Una resignación Fiscal inaceptable por tres décadas ¿Entrega o complicidad?
El acuerdo establece una escala de regalías sobre el gas destinado a licuefacción de 7,5% cuando el precio internacional JKM < USD 16/MMBtu, 10% cuando el precio se encuentra entre USD 16 y USD 20/MMBtu y el 12% cuando el precio supera USD 20/MMBtu lo que significa una resignación fiscal enorme y desfavorable que ningún país con las reservas que posee la Argentnina contempla.
Provincia del Neuquén / YPF S.A.
Suscripto el 4 de junio de 2026
1. Regalías: el corazón del problema fiscal
El esquema de alícuotas es bajo y con techo limitado
El acuerdo establece una escala de regalías sobre el gas destinado a licuefacción:
• 7,5% cuando el precio internacional JKM < USD 16/MMBtu
• 10% cuando el precio se encuentra entre USD 16 y USD 20/MMBtu
• 12% cuando el precio supera USD 20/MMBtu
Esto es significativamente inferior al 12% que fija la Ley 17.319 como piso general para hidrocarburos gaseosos, y muy lejos del 18% que admite como techo. En un proyecto de exportación de GNL —donde los márgenes son elevados precisamente por la diferencia entre el precio del gas en boca de pozo y el precio internacional— la provincia resigna renta en el tramo más valioso de la cadena.
El precio de referencia base puede ser deprimido artificialmente
Las regalías sobre el gas no licuado se calculan sobre el precio de venta a industria publicado por la Secretaría de Energía. El propio acuerdo pide excluir los volúmenes GNL de ese indicador. Esto puede reducir el precio promedio de referencia, achicando la base imponible de las regalías del resto del gas. La provincia se expone a que su precio mínimo de liquidación sea sistemáticamente inferior al valor real del recurso.
El mecanismo de revisión trienal es asimétrico en la práctica
Los umbrales (USD 16 y USD 20/MMBtu) se ajustan cada tres años según el «Ratio» JKM/precio industria. Pero el ajuste es solo de ±USD 2/MMBtu, independientemente de cuánto se aleje el Ratio. Si el GNL cotiza sostenidamente a USD 25 o USD 30, la banda solo se desplaza USD 2. La provincia no captura el upside de precios extraordinarios.
2. Estabilidad Fiscal por 30 Años: una restricción de soberanía sin precedente claro
La garantía de estabilidad fiscal se extiende 30 años desde la puesta en marcha de cada etapa. En un proyecto que puede operar en fases sucesivas, esto podría proyectarse fácilmente a 2060–2070.
Lo que la provincia no puede hacer durante ese período:
• Crear nuevos tributos que alcancen al proyecto
• Modificar alícuotas, bases imponibles o hechos imponibles vigentes
• Eliminar exenciones o cambiar criterios interpretativos que resulten más gravosos
Esto incluye eventuales impuestos ambientales, tasas de infraestructura regional o contribuciones sociales que la provincia pudiera necesitar en el futuro. El costo fiscal potencial es enorme e indeterminado.
3. Exención de Ingresos Brutos: sin tope ni compensación
Se eximen del IIBB todas las transacciones entre VPUs dentro del proyecto GNL cuyo destino final sea exportación. El problema es doble:
• No hay un tope en volumen ni en valor sobre el cual aplica la exención.
• La condición «destino final exportación» es difícil de controlar cuando los hidrocarburos pasan por múltiples etapas y vehículos societarios distintos (los VPUs del RIGI).
• La provincia no recibe compensación por esta exención, que puede ser muy significativa dada la escala del proyecto.
4. El Bono de Infraestructura: USD 175 millones en perspectiva
A primera vista parece un número importante. Pero hay que contextualizarlo:
• Un proyecto GNL de esta escala implica inversiones del orden de USD 30.000–50.000 millones en toda la cadena. USD 175 millones representa menos del 0,5% de la inversión total.
• El bono incluye IVA, con lo cual el componente neto para la provincia es menor.
• La definición de las obras queda para un acta complementaria posterior, lo que le da al concesionario margen de negociación sobre el destino.
• En caso de desacuerdo, la provincia puede definirlo unilateralmente, pero eso presupone capacidad técnica y política de presión que no siempre existe.
5. Arbitraje en París: cesión de jurisdicción con alcance amplio
El acuerdo somete casi todas las controversias al arbitraje de la CCI con sede en París. Las excepciones son limitadas: cobro ejecutivo de tributos, orden público y materia penal/ambiental.
Problemas concretos:
• Un arbitraje internacional CCI cuesta millones de dólares en honorarios y costas. La provincia queda en desventaja estructural frente a YPF y sus socios internacionales en cualquier litigio.
• La interpretación de qué es «materia ambiental reservada a tribunales locales» versus controversia contractual puede ser disputada, dejando incluso conflictos ambientales en zona gris.
• Se incluyen en el arbitraje las controversias derivadas de las Actas CENCHs anteriores (Decretos 777, 778 y 779), ampliando retroactivamente el alcance del mecanismo.
6. Estructura VPU y cesión de concesiones: dilución del control provincial
El acuerdo prevé que YPF cederá las CENCHs a los VPUs del RIGI. Una vez efectivizada esa cesión, el nuevo concesionario reemplaza íntegramente a YPF en el acta acuerdo.
Esto significa que:
• La provincia pierde su contraparte original (YPF, empresa con participación estatal) y puede quedar negociando con vehículos societarios de propósito específico controlados por capitales internacionales privados.
• La capacidad de enforcement provincial sobre los compromisos asumidos se debilita si el VPU no tiene otros activos en la provincia.
• No hay cláusulas de mantenimiento de solvencia ni garantías sobre los VPUs cesionarios.
7. Lo que el acuerdo no dice: las omisiones más costosas
| Ausencia | Impacto |
| Sin cláusula de contenido local obligatorio mínimo | La provincia no asegura empleo neuquino ni proveedores locales |
| Sin compromisos de procesamiento local de condensados/NGLs | Se exportan sin valor agregado provincial |
| Sin esquema de participación provincial en el capital del proyecto | Neuquén no tiene upside accionario |
| Sin mecanismo de revisión ante cambio de control de YPF | Si cambia el accionista de YPF, el acuerdo sigue igual |
| Sin cláusula de trato más favorable | No se protege el estándar provincial frente a acuerdos futuros con otros operadores |
A modo de conclusión es imprescindible anallizar:
El acuerdo prioriza la viabilidad y atracción del proyecto sobre la captura de renta provincial. Eso puede tener justificación en un contexto de competencia internacional por inversiones en GNL. Sin embargo, el diseño presenta debilidades estructurales: regalías por debajo del estándar legal en el tramo más rentable, una estabilidad fiscal de alcance y duración excepcionales, exenciones impositivas sin compensación, y un mecanismo de resolución de disputas que favorece al inversor en términos de costos y capacidad de litigio.
La pregunta central que el acuerdo no responde es si los beneficios en términos de actividad, empleo e infraestructura justifican la renta fiscal resignada durante tres décadas. Esa ecuación depende de supuestos sobre precios internacionales, volúmenes y cronogramas que la provincia asumió sin que queden explícitos en el texto.
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