Las exenciones aceleraron inversiones que ya eran beneficiosas. Sin el régimen, esa ganancia se obtenía con un precio de u$s 53. El barril supera los u$s 105.
Los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) permiten a las petroleras de Vaca Muerta sostener una rentabilidad real anual en dólares del 15%, incluso si el precio del petróleo cae a u$s 48 por barril. Sin promoción, ese retorno se alcanzaría con un precio de u$s 53. Actualmente, el barril supera los u$s 100.
Las exenciones impositivas y aduaneras y los beneficios cambiarios del RIGI permiten ahorrar u$s 5 por barril producido si se considera únicamente la inversión necesaria para construir un pozo. El ahorro asciende a u$s 9 por barril cuando se incluye el desarrollo integral del proyecto, con instalaciones de superficie, ductos intracuenca, plantas de tratamiento y reparaciones.
Los datos pertenecen a la consultora Aleph Energy, dirigida por Daniel Dreizzen, que celebró su quinto aniversario, con una presentación sobre la actualidad del sector energético y minero nacional, de la que participó en el cierre el secretario de Coordinación de Energía y Minería nacional, Daniel González.
El informe indica que el costo para la perforación y terminación de un pozo, más la ejecución de 50 etapas de fractura en la roca neuquina, es de u$s 15,4 millones. La producción alcanza un pico inicial de 1028 barriles diarios y, durante los primeros doce meses, acumula el 25% de la producción total.
Los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos quedaron habilitados para acceder a los beneficios del RIGI y a las ventajas de rentabilidad que el régimen genera tras la entrada en vigencia, en febrero pasado, del decreto 105/26.
Esa normativa modificó la reglamentación original del RIGI, que solo contemplaba proyectos de exploración fuera de la costa, mar adentro, con una inversión mínima de u$s 600 millones.
Así se abrió la promoción fiscal, cambiaria y aduanera a la producción no convencional en tierra con el umbral general de u$s 200 millones y, además, se extendió el plazo de adhesión de proyectos de inversión hasta el 8 de julio de 2027.
Esa modificación representó un punto de inflexión que duplicó la cartera total de inversiones del régimen, al saltar de u$s 68.000 millones a más de u$s 138.000 millones, según un informe del Observatorio del RIGI (UNSAM-Conicet).
Fuentes gubernamentales que participan en el comité evaluador del régimen explicaron que “el RIGI y la desregulación del sector de hidrocarburos sirvieron para acelerar la extracción del enorme potencial de recursos de Vaca Muerta, con proyectos que permanecieron paralizados durante años y que ahora comenzaron a concretarse”.
“La inclusión de Vaca Muerta en el RIGI es para mejorar la competitividad respecto de nuestros competidores, que son Permian y otras cuencas de Estados Unidos, y también sirvió para poner en valor áreas de Vaca Muerta que son marginales. Hay muchos pozos que son rentables solo con el RIGI”, graficó la misma fuente oficial.
La extracción de petróleo en Vaca Muerta mantiene un crecimiento sostenido: a agosto de 2026 alcanzó los 946.000 barriles diarios y está proyectado superar la barrera del millón de barriles diarios en el corto plazo.
Para 2030, Draizzen proyecta tres escenarios de producción para la cuenca neuquina. En el más bajo, la producción alcanzaría los 1,6 millones de barriles diarios si el precio internacional del petróleo cae a u$s 50, se mantiene el cepo cambiario para las empresas en Argentina, el riesgo país trepa a 750 puntos básicos y vence, en julio de 2027, el plazo para presentar proyectos al RIGI, tal como establece la normativa vigente.
En el escenario intermedio, Vaca Muerta podría alcanzar una producción de 1,9 millones de barriles diarios, en caso de que el precio internacional del crudo se sostenga en u$s 70, se elimine el cepo cambiario y el riesgo país fluya en torno a los 400 puntos básicos.
La consultora plantea un escenario optimista en el que la producción escala hasta los 2,2 millones de barriles diarios. Para alcanzar ese nivel, será necesario que el riesgo país baje de los 400 puntos básicos, se facilite el acceso al financiamiento y se elimine el cepo cambiario.
En los cinco años de Aleph Energy disertó el economista Federico Semeniuk, de la consultora Ecolatina, y planteó que el éxito de un boom primario de Argentina no depende solo del volumen del recurso, sino del entorno institucional y del modelo de gestión adoptado.
“Los recursos naturales deben entenderse como una plataforma de desarrollo y no como lo único que va a salvar a la Argentina”, dijo Semeniuk, y planteó que Argentina juega la "Copa Mundial de Economía” en el grupo de los recursos naturales. Para ilustrar su planteo, Semeniuk citó tres ejemplos:
Holanda descubrió en la década de 1960 el gigantesco yacimiento de gas de Groningen. Las exportaciones de ese recurso generaron un importante ingreso de divisas que apreció el florín holandés, elevó los costos salariales y redujo la competitividad de la industria manufacturera, lo que derivó en un deterioro del aparato productivo local.
Mozambique, por su parte, descubrió grandes yacimientos de gas en la década de 2000. Allí, la llegada de operadoras globales dio lugar a un enclave económico aislado del resto del país, sin desarrollo de infraestructura, proveedores locales ni un derrame significativo sobre la sociedad. Semeniuk señaló, además, la debilidad institucional del gobierno y su escasa capacidad para regular el fenómeno económico.
Los proyectos de extracción y producción de petróleo que ya fueron aprobados para adherir al RIGI son:
Pluspetrol, empresa de la familia argentina Rey, desarrollará el proyecto Bajo del Choique-La Invernada. Inversión: u$s 12.240 millones. Perforación y puesta en producción de 620 pozos horizontales. También la construcción de cuatro instalaciones de tratamiento de producción temprana, un oleoducto de 45 kilómetros y un gasoducto de 20 kilómetros. Es el norte de Vaca Muerta.
Tecpetrol, del Grupo Techint: Los Toldos y Los Toldos II Este, que son áreas concesionadas a Tecpetrol en sociedad con el 10% de las acciones de la empresa estatal neuquina GyP. Inversión: u$s 6391 millones.
Pampa Energía, de Marcelo Mindlin: producción de petróleo en Rincón de Aranda. Inversión: u$s 4522 millones.
Además, el Gobierno aprobó el RIGI para proyectos de infraestructura, como oleoductos, gasoductos y plantas de procesamiento de hidrocarburos:
Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS). Oleoducto de evacuación de 430 kilómetros que conectará la cabecera en Allen (Río Negro) con la terminal de exportación en Punta Colorada. El consorcio VMOS S.A. está integrado por YPF, Pan American Energy (PAE), Vista, Pampa Energía, Chevron, Shell, Pluspetrol y Tecpetrol. Inversión: u$s 2900 millones. Detalle: permitirá transportar hasta 700.000 barriles diarios.
El Consorcio Southern Energy, integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, comprometió una inversión total de u$s 15.156 millones para su megaproyecto de licuefacción de gas natural en las costas de Río Negro, en el golfo San Matías.
TGS: la empresa controlada por Marcelo Mindlin y la familia Sielecki presentó un proyecto para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno – Tramo I (TGS). Inversión: u$s 550 millones.
Mega: la compañía cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) ampliará la planta de procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGL, por sus siglas en inglés: etano, propano, butano, gasolina natural) ubicada en Loma de la Lata, el poliducto que transporta los líquidos a Bahía Blanca y la planta de fraccionamiento en esa ciudad. Inversión: u$s 365 millones.
