Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) puso en marcha la Ronda 1/2026 de Vaca Muerta, la primera licitación provincial de áreas hidrocarburíferas en nueve años. La convocatoria ofrece 15 bloques con concesiones de explotación de hasta 35 años, y un criterio de selección que privilegia la cercanía a infraestructura de evacuación ya operativa.
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La licitación fue lanzada formalmente en Houston por el gobernador Rolando Figueroa, en un intento por diversificar el mapa de operadores de la formación no convencional.
Dos fechas clave, no una
El pliego oficial fija dos instancias distintas en el cronograma. Los interesados tienen plazo hasta el 10 de agosto para formular consultas y pedidos de aclaración sobre las bases del proceso.
La presentación de ofertas vence el 19 de agosto, a las 11 horas, con apertura de sobres esa misma tarde a las 15 horas.
Ambos trámites se realizan en la sede de GyP, en Aramendia 200, ciudad de Neuquén. Entre ambas fechas, las empresas pueden visitar las áreas licitadas a su propio costo y riesgo para evaluar su potencial antes de ofertar.
Quince áreas, cinco clústeres
Los bloques en juego son Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas Noreste, Santo Domingo II y Totoral Este.
GyP los agrupó en cinco clústeres según su perfil geológico y nivel de riesgo:
- El clúster Noreste reúne a La Tropilla I, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur y Águila Mora Noreste, con potencial petrolero pero parte de su superficie fuera del límite geológico óptimo de la formación.
- El Sudeste concentra el mayor potencial gasífero, aunque con mayor complejidad estructural por la presencia de fallas geológicas.
- El clúster Frontera, integrado por Totoral Este y La Hoya, representa la apuesta más exploratoria por tratarse de zonas casi vírgenes de desarrollo hidrocarburífero.
- Pampa de las Yeguas Noreste es, según la propia provincia, el bloque de menor riesgo de toda la ronda: es el más chico, pero está rodeado por áreas productivas como El Orejano y Rincón de la Ceniza.
- Clúster Noroeste: considerado el sector de mayor magnetismo comercial de la convocatoria.
El riesgo exploratorio queda en manos del privado
Cada oferente deberá asumir con carácter exclusivo el costo y el riesgo de toda la etapa exploratoria, sin derecho a reintegro por parte de GyP. Ese primer período puede extenderse hasta ocho años, divididos en dos etapas de cuatro.
Si se confirman descubrimientos comercialmente viables, la empresa podrá acceder a una concesión de explotación de hasta 35 años, prorrogable con aprobación del Poder Ejecutivo provincial.
GyP, por su parte, retendrá en todos los casos la titularidad del permiso de exploración y de la eventual concesión. La empresa provincial mantendrá además una participación de entre el 10% y el 20% bajo la modalidad de carry, sin aportar capital durante la fase exploratoria.
La proximidad a infraestructura, un criterio central
Varios de los bloques fueron seleccionados no solo por su potencial geológico, sino por su cercanía a desarrollos ya en producción con sistemas de evacuación de petróleo y gas disponibles. Esa proximidad reduce los tiempos y costos de conexión a la red troncal para cualquier operador que confirme reservas comerciales.
En Vaca Muerta, ese factor suele pesar tanto como la calidad de la roca. Esta lógica se enlaza con la discusión más amplia sobre la capacidad de evacuación de la cuenca: proyectos como el VMOS, la ampliación de Puerto Rosales y Puerto Galván, y la futura terminal de Argentina LNG en Bahía Blanca integran el mismo entramado logístico que deberá absorber el eventual crecimiento productivo de estas áreas.
Un esquema que premia la actividad
El pliego combina un piso de ingresos con incentivos a la inversión real. Cada oferente debe pagar un bono de acceso mínimo de 500.000 dólares para participar de la compulsa. Las propuestas pueden mejorarse ofreciendo una regalía superior a la base del 15%, con un tope máximo del 18%.
Si hay descubrimiento comercial, se suma un bono de comercialidad equivalente al 2% del volumen de recursos esperados al fin del plazo de la concesión.
También existe un bono de cesión del 6% del valor de la transacción, aplicable en caso de traspaso de participación entre socios. El criterio de adjudicación prioriza el Plan de Trabajos de Exploración, medido en Unidades de Trabajo que reflejan la cantidad de pozos y estudios sísmicos comprometidos, por sobre la sola oferta económica.
En caso de otorgarse una concesión de explotación, el adjudicatario deberá además realizar una contribución de responsabilidad social empresaria por única vez, destinada a financiar equipamiento y obras de infraestructura local.
