Con el anuncio del Secretario de Energía, el RIGI se extenderá a los proyectos energéticos más avanzados de la cuenca neuquina. Los proyectos y lo que falta definir para su reglamentación.
El gobierno desde los tiempos de la discusión legislativa para la aprobación del RIGI como parte de la Ley de Base aseguraba que no había forma de incorporar la perforación de pozos no convencionales a los beneficios fiscales, cambiario y aduaneros, a pesar de los sucesivos planteos que fueron recibiendo desde entonces por parte de las empresas operadoras.
Sin embargo, el avance de los grandes proyectos exportadores de gas y petróleo, el costo del financiamiento, la necesidad de afilar la competitividad para salir al mercado internacional y la caída que este año registró el precio del petróleo -y que se presume podrá profundizarse en 2026-, obligaron a revisar la postura oficial y anunciar finalmente su incorporación.
Desde la semana pasada, la Secretaría de Energía se encuentra dedicada a analizar la forma de poder incoporar el upstream no convencional, es decir la exploración y producción de petróleo y gas en Vaca Muerta, al esquema del Régimen de Incentivos de Grandes Inversiones, algo que será motivo de un decreto reglamentario del Título VII de la Ley de Bases, en donde anida el régimen.
El avance de los grandes proyectos exportadores de gas y petróleo, el costo del financiamiento, la necesidad de afilar la competitividad para salir al mercado internacional y la caída que este año registró el precio del petróleo, obligaron a revisar la postura oficial
El tema no es menor para la ecuación económica, ya que el combo de incentivos diseñados para atraer inversiones a gran escala ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a proyectos que superen los u$s200 millones en sectores clave como energía, minería, tecnología e infraestructura, otorgando seguridad jurídica y estabilidad por 30 años.
En la industria aseguran que lo que destrabó la insistente negativa del Gobierno fue el desarrollo del mayor proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que lleva adelante YPF con sus socios la italiana Eni y Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), que tras la firma trilateral plantearon la necesidad de la adecuación del Régimen para incorporar proyectos de inversión en el segmento del upstream de ‘gas húmedo’.
Para otros fue la coyuntura que obliga a apuntalar las inversiones de 2026 en un contexto futuro de precios a la baja como coinciden distintos analistas, de hecho esta semana el barril del brent cruzó la barrera de los US$60, y se teme que esa tendencia pueda llevarlo más cerca de los 50 para el año próximo.
Con un esquema tributario de los más altos del mundo, con costos de financiamiento muy superiores a los que pueden acceder otros proyectos de esta magnitud, y los costos que resultan hasta un 50% mayores a desarrollos similares en el no convencional de los Estados Unidos, por ahora la única referencia válida para Vaca Muerta, dieron motivos de sobra para la revisión.
La coyuntura obliga a apuntalar las inversiones de 2026 en un contexto futuro de precios a la baja como coinciden distintos analistas, y se teme que esa tendencia pueda llevarlo más cerca de los 50 para el año próximo.
En ese sentido, lo expresó el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al dar el anuncio en el Almuerzo del Día del Petróleo, luego de un encuentro del ministro de Economía, Luis Caputo, con el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, uno de los voceros públicos de la adaptación de RIGI a todas aquellas actividades de upstream que se realizan en su provincia.
Las dudas sobre cómo será el RIGI del upstream
Lo que resta esperar ahora son algunas definiciones del alcance de la reglamentación, en particular vinculadas a cómo se va a adecuar al RIGI ya vigente.
Es decir si se mantiene el umbral mínimo de inversión de US$200 millones en el plazo de dos años, si abarcará solo proyectos nuevos o también a los nuevos pozos de áreas ya en desarrollo, y si se requerirán producción incremental, y en ese caso a partir de que referencia, entre otros aspectos.
Es que la particularidad del no convencional obliga a la reinversión permanente cada año para sostener los niveles de producción, más aún si la idea es incrementarlos, con lo cual el flujo de inversión es constante, a diferencia del convencional que se concentra al comienzo de la operatoria.
El momento en que se realiza el anuncio también es determinante, ya que casi toda la industria está involucrada en dos de los mayores proyectos de infraestructura no solo de Vaca Muerta sino de la industria energética de la Argentina, como lo son el Vaca Muerta Oil Sur y las distintas fases del Argentina LNG que comenzarán a ponerse en marcha en 2027.
Para llegar a esa fecha, las compañías deben comenzar a perforar masivamente (upstream) en el segundo semestre de 2026, de manera de poder conectar los pozos para empezar a producir cuando el llenado de los ductos así lo requiera, y abrir entonces el grifo exportador.
