RIGI: el dilema entre subsidiar inversiones o impulsar el desarrollo

El RIGI, régimen al que pueden aplicar proyectos en los que se inviertan más de 200 millones de dólares, que da estabilidad de las reglas de juego durante los próximos 30 años, exenciones impositivas, acceso a libre disponibilidad de divisas a partir de los tres años y “seguridad jurídica” a partir de la cesión de los ámbitos de litigio, ya es un viejo conocido. Sin embargo, en él pueden enmarcarse varios tipos de proyectos productivos, desde minería hasta automotrices, cada uno con sus especificidades. 

Para entender las diferencias entre las distintas etapas de la producción hidrocarburífera y su relación con el RIGI, de forma tal de distinguir en cuáles tiene más sentido y en cuáles menos, vamos a concentrarnos en cuatro segmentos de la producción: el upstream, el midstream, las plataformas de exportación y los proyectos de adición de valor.

Los de abajo  

Para tener petróleo y gas, lo primero que hay que hacer es extraerlos, con el método y tecnología necesario para cada cuenca. En los albores del RIGI, esta etapa no estaba contemplada dentro de las posibles para adherirse, ya que el Gobierno consideraba que no era necesario otorgar el beneficio en la etapa de extracción. 

Sin embargo, en febrero de 2026 mediante el decreto 105/26 se realizó un cambio en la reglamentación para habilitar proyectos en áreas que no estaban siendo explotadas ni exploradas –tanto cuando se sancionó la Ley Bases como al momento de solicitar la aplicación al RIGI–. En la norma se hace explícita mención, además, al carácter exportador de los proyectos que adhieran. El objetivo es facilitar la producción de pozos que nutran a los proyectos de los que vamos a hablar más adelante. 

Ahora bien, más allá del mayor o menor acuerdo con el régimen, cabe preguntarse sobre la necesidad de ampliar los posibles beneficiarios. Si se observa la cantidad de pozos de la Cuenca Neuquina con objeto de explotación terminados y en perforación, ambos aumentaron su nivel en los últimos años, por lo que el planteo original del Gobierno al excluirlos en la Ley Bases tenía sentido: es una actividad que de todas maneras iba a crecer (y vienen a buen ritmo en el año en curso). 

La ampliación del alcance, entonces, se planteó como un mecanismo para evitar la fragmentación de operaciones que se encuentran integradas dentro de un mismo proyecto exportador. Sin embargo, este problema es una característica de todos los proyectos del RIGI que se encuentran integrados en empresas que también tienen proyectos por fuera. Por ejemplo, si una automotriz construyera una planta mediante el RIGI y tuviera otra por fuera, debería realizar los procesos de trazabilidad necesarios para garantizar no utilizar los beneficios de una en la otra. 

El problema es que para evitar esa fragmentación se da un beneficio a algo que probablemente hubiera ocurrido de todas maneras. Del mismo modo en que pasó con algunos proyectos de litio, en el upstream parte de las decisiones de inversión ya estaban tomadas, solamente que se adelantaron los plazos. En estos casos, la ampliación de los proyectos funciona como una transferencia de recursos desde el Estado hacia los privados. Es decir, el problema redunda en dar beneficios a algo que de todas maneras estaba creciendo, tal como se analizó en la anterior columna de esta sección, y que fuentes sectoriales consultadas afirmaron que esas inversiones se habrían realizado sin dudar, más allá del RIGI. 

Entonces, la pregunta que queda es cuál es la lógica de la ampliación. Se pierden ingresos fiscales vía la disminución del impuesto a las ganancias de las empresas y del pago de retenciones, ¿qué se gana? Probablemente la respuesta provenga de una mayor disponibilidad de dólares en estos primeros años del plan de estabilización del gobierno, debido a la aceleración de los plazos de inversión de las empresas. 

De Neuquén al mundo 

Muy distinto es el caso de los proyectos que habilitan el transporte y la exportación de la producción. Tal como se comentó en la anterior columna, los hidrocarburos no pueden transportarse desde el pozo en camiones o trenes, requieren de ductos para moverse, ya sea a las refinerías, centro de almacenamiento o a las plataformas de exportación. 

Tanto los ductos en sí mismos como las plataformas exportadoras requieren montos gigantescos de inversión y, una vez hechos, tardan muchos años en recuperar la inversión realizada, por lo que los plazos de estos proyectos se cuentan en decenas de años. Difícilmente hubieran sido realizados –o estarían planificados– sin la existencia del RIGI como marco habilitador y nivelador de las condiciones de inversión frente a otras economías más estables, como lo son Estados Unidos o los países árabes. 

Teniendo eso en cuenta, los números del RIGI son muy claros al respecto. Según el último informe de la consultora Paspartú, dirigida por Juan José Carbajales, quien fuera subsecretario de Hidrocarburos de la Nación durante 2020 y 2021, de los USD 22.914 millones de inversión total comprometida en los 17 proyectos con resolución firme al primero de julio, más de la mitad corresponde a infraestructura de transporte y exportación de hidrocarburos. 

Cuatro proyectos concentran esa masa de inversión: el oleoducto Vaca Muerta Sur, popularmente conocido como VMOS (USD 2.900 millones), que llevará el petróleo neuquino a la costa rionegrina; el gasoducto San Matías (USD 1.300 millones), que aportará gas al futuro polo de licuefacción sobre la costa atlántica; la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner (USD 550 millones), que suma capacidad de evacuación de gas hacia el norte del país; y el proyecto de licuefacción de Southern Energy (FLNG, USD 6.878 millones), que instalará un buque licuefactor sobre la boca del Golfo San Matías.

A ellos hay que sumar el proyecto MKII, un segundo buque licuefactor de la misma empresa por otros USD 6.878 millones, que ya está en trámite de aprobación. Es decir, el transporte y las plataformas de exportación son uno de los centros de gravedad del régimen y de las nuevas inversiones del país. 

En los últimos días de julio, el Gobierno aprobó algunos proyectos más, llegando a 21, por un total de 46 mil millones de dólares, tal como se observa en la página web pública. Sin embargo, el sitio no cuenta con una estructura muy amigable para analizar los proyectos aprobados y en evaluación, por lo que no son claras las diferencias con los valores reportados por Paspartú. 

Siguiendo los datos publicados en la web oficial, algo llamativo surge en lo referido a la concentración geográfica de los proyectos. Río Negro absorbe hoy el 41% de la inversión aprobada bajo el régimen, por encima de San Juan (29%), Neuquén (13%) y Salta (9%). Lo llamativo –o contraintuitivo– es que Vaca Muerta se encuentra, principalmente, en tierras neuquinas, por lo que no es la principal beneficiaria hasta ahora del régimen. Incluso más si nos paramos a principios de julio, para cuando el proyecto de Rincón de Aranda de Pampa Energía, enfocado en el upstream del que hablamos antes, no estaba aprobado y que por sí solo representa el 78% aprobado para Neuquén. 

Esta concentración en Río Negro se debe a que por ahí van a salir los barcos de licuefacción para exportar GNL, por lo que concentra tanto los proyectos de transporte mediante ductos como las plataformas de exportación de Southern Energy, así como también mediante el VMOS en la zona de Punta Colorada.

En este caso, estos proyectos difícilmente ocurrirían en una economía tan volátil como la de Argentina, por lo que su aprobación resulta en una buena noticia, más allá de la afectación a las arcas públicas por la potencial recaudación perdida. Principalmente porque la puesta en marcha de estos proyectos es una condición necesaria para el despegue exportador y productivo de Vaca Muerta. Sin esa vía de escape, la producción de gas no tendría un mercado claro, por la estacionalidad de la demanda en Argentina y la de petróleo tampoco podría alcanzar los niveles planificados. 

Sin embargo, la propia secuencia de las inversiones en plataformas de exportación y ductos esconde algo de lo que se mencionó anteriormente. Dos de los tres proyectos de Río Negro (VMOS y el de GNL de Southern Energy) se aprobaron el año pasado. En los dos casos, son proyectos que para ser económicamente rentables requieren de la provisión constante y en volúmenes de gas y petróleo, por lo que incluso casi un año antes de la extensión del RIGI al upstream, los actores económicos vinculados a Vaca Muerta ya proyectaban una inversión suficiente en extracción para poder llevar adelante los proyectos. De lo contrario, no hubiera prosperado la iniciativa. 

Del gas y otros demonios  

Hasta acá hablamos de extraer y de transportar. Hay una tercera posibilidad para el gas de Vaca Muerta: transformarlo en otra cosa. La aprobación del proyecto de Pampa Energía para construir una planta de urea granulada en Bahía Blanca, con una inversión de USD 2.700 millones, abre una ventana para pensar qué tipo de proyectos el RIGI debería priorizar y cuáles simplemente subsidia.

La urea es un fertilizante nitrogenado que se produce a partir de gas natural. El proceso es una transformación química: el gas se convierte primero en amoníaco y luego en urea, un producto sólido que se puede almacenar, transportar y aplicar en el campo como fertilizante. A diferencia de la licuefacción para exportar GNL, que básicamente enfría el gas para mandarlo en barco, la producción de urea agrega considerablemente más valor al recurso. 

Actualmente, Argentina consume unas 2,5 millones de toneladas de urea al año y solo cuenta con una planta de Profertil en Bahía Blanca, que tiene capacidad para producir 1,3 millones de toneladas. El resto se importa. Para ponerlo en perspectiva, en 2024, las compras externas de urea superaron el millón de toneladas por un valor de unos USD 400 millones, con un 35% del volumen proveniente de países del Golfo Pérsico, cuyo abastecimiento depende de que el tránsito por el Estrecho de Ormuz se mantenga abierto. La planta de Pampa Energy, con una capacidad proyectada de 2,1 millones de toneladas anuales, no solo cubriría el déficit de importación sino que generaría un excedente exportable con destino natural en Brasil, que importa entre siete y ocho millones de toneladas de urea por año. 

Es decir, existe una gran diferencia entre los tipos de inversiones de un tipo y del otro. No se trata de que un tipo de proyectos –los que agregan menos valor– sean peores, ya que aportan a la balanza comercial del país millones de dólares como es el caso del GNL y que difícilmente pudieran alcanzarse esos volúmenes de exportaciones con otro tipo de bienes. Pero sí lleva a reflexionar acerca de la posibilidad de otorgar beneficios diferenciados a quienes realicen una mayor agregación de valor, generen I+D localmente, contraten proveedores locales, etc., de forma tal de que los sectores ganadores de la economía no se conviertan en enclaves, sino que aporten a un desarrollo más distribuido del país.