RIGI para upstream: tres proyectos comprometen USD 12.900 millones y el régimen se flexibiliza
El Decreto 105/2026 incorporó al upstream de hidrocarburos al RIGI. Pampa Energía, Phoenix Global Resources y Pluspetrol presentaron las primeras solicitudes. La Resolución 484/2026 ajustó el umbral de rentabilidad para que el shale encaje mejor.
La ampliación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) al segmento de upstream de hidrocarburos abrió en pocas semanas una nueva fase de inversiones estructurales en Vaca Muerta. Desde la formalización del Decreto 105/2026 en febrero, se presentaron ante el Comité Evaluador al menos tres solicitudes de adhesión que, en conjunto, superan los USD 12.900 millones de inversión comprometida. La novedad tiene implicancias técnicas, fiscales y geográficas: amplía las fronteras productivas del shale más allá del núcleo histórico de Añelo y redefine la ecuación financiera de los proyectos.
El primer hito regulatorio fue la incorporación formal del upstream onshore no convencional al universo de beneficiarios del régimen. Antes del decreto, sólo estaban incluidos los pozos de dedicación exclusiva para la exportación de gas natural licuado. La ampliación cubrió ahora la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro, con condiciones específicas para proyectos en zonas con menor nivel de desarrollo previo. El segundo hito, más reciente, fue la Resolución 484/2026 de la Secretaría de Energía, que flexibilizó el umbral de rentabilidad inicial para acomodar el perfil particular del shale.
El ajuste técnico es relevante. El RIGI original establecía que un proyecto calificaba como estratégico y de largo plazo si, en los primeros 36 meses, el valor presente de los flujos netos de caja no superaba el 30% del valor presente de las inversiones. Ese esquema funciona para minería, LNG o infraestructura de transmisión, donde los ingresos aparecen tarde. Pero un pozo de shale oil tiene un perfil inverso: arranca con producción muy alta y luego declina rápido. La cúspide inicial puede concentrar una fracción significativa de los ingresos totales de los primeros años, acercando ese cociente financiero al límite del 30% antes de que el proyecto haya desplegado siquiera la mitad del capex total. La modificación eleva el umbral al 35%, permitiendo que más desarrollos no convencionales encajen en el esquema.
El argumento técnico de la Secretaría de Energía reconoce explícitamente que los desarrollos no convencionales presentan estructuras de inversión y recuperación de capital específicas, con una recuperación inicial acelerada pero con necesidad de reinversión continua a lo largo de proyectos que pueden extenderse entre 20 y 35 años. El beneficio para las compañías que acceden al régimen es significativo: estabilidad fiscal y regulatoria por 30 años, reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias, y exención de aranceles para la importación de bienes de capital.
El primero corresponde a Pampa Energía, que en julio de 2025 presentó una solicitud inicial por USD 426 millones para infraestructura en el bloque Rincón de Aranda, y que en marzo de 2026 amplió la presentación a un proyecto integral por más de USD 4.500 millones que cubre tanto la infraestructura como el desarrollo productivo del área. El plan busca cuadruplicar la producción actual de la compañía, con una planta de procesamiento de crudo de 40.000 barriles diarios en construcción que está previsto que entre en operación en mayo de este año.
El segundo proyecto es de Tecpetrol, del Grupo Techint, y se vincula con su desarrollo en la zona norte de Vaca Muerta, donde la compañía viene ejecutando el proyecto Los Toldos II Este, su mayor desarrollo en no convencional. El objetivo operativo apunta a los 70.000 barriles diarios para mediados de 2027, lo que equivale a cerca del 10% de la producción nacional actual.
El tercer proyecto, el más grande del segmento upstream presentado hasta ahora, corresponde a Phoenix Global Resources, con una inversión prevista de USD 6.000 millones. La firma propone un desarrollo conjunto de varios bloques ubicados en Neuquén y Río Negro, abarcando zonas de la llamada ventana del petróleo que hasta ahora tuvieron menor nivel de explotación. A esta lista se acaba de sumar la solicitud de Pluspetrol, que anunció un plan de USD 12.000 millones a 25 años en el bloque Bajo del Choique–La Invernada, con el objetivo de alcanzar los 100.000 barriles diarios a través de cuatro plantas de procesamiento, ductos de evacuación y la perforación de más de 600 pozos.
A casi dos años desde la implementación original del RIGI, se han aprobado once proyectos por un total aproximado de USD 17.000 millones en distintos sectores. La incorporación del upstream agrega una dimensión que el régimen no cubría inicialmente, y todo indica que la lista seguirá creciendo. El secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, estimó que en total podrían presentarse aproximadamente siete proyectos en esta modalidad durante los próximos meses. CEOs de YPF, Vista y otras operadoras han adelantado que analizan presentaciones específicas para bloques en desarrollo.
El Gobierno también extendió por un año adicional el plazo de adhesión al régimen, que originalmente vencía en julio de 2026 y ahora se prorrogó hasta julio de 2027. El argumento oficial es que la estructuración, evaluación y decisión de proyectos de inversión de gran escala requiere tiempos que exceden el plazo original. La combinación de ampliación sectorial, flexibilización técnica y prórroga temporal configura un esquema más favorable para captar las inversiones que la industria necesita para sostener el salto productivo en los próximos años.
Desde la perspectiva geográfica, el impacto del nuevo RIGI redefine el mapa productivo. Los proyectos presentados hasta ahora se ubican en zonas alejadas del foco central de Añelo: Rincón de Aranda al sur, el norte neuquino hacia Rincón de los Sauces y bloques compartidos entre Neuquén y Río Negro. Esa expansión hacia zonas con menor desarrollo previo está explícitamente prevista en el diseño del régimen, que prioriza proyectos en áreas donde la rentabilidad todavía requiere un incentivo adicional. Para los proveedores regionales, el cambio implica que la demanda de servicios ya no estará concentrada en un solo polo.