El RIGI Upstream en Vaca Muerta
Cuando Pampa Energía presentó en julio de 2025 su primera solicitud al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para Vaca Muerta, el número sobre la mesa era u$s 426 millones. El objetivo contemplaba una Planta Central de Tratamiento (CPF) con capacidad para 45.000 barriles diarios, oleoductos y gasoductos para vincular Rincón de Aranda con los sistemas troncales de la cuenca. Un proyecto relevante, pero circunscripto a lo que el régimen permitía por entonces.
Lo que el Ministerio de Economía recibió el lunes, y que confirmó Luis Caputo en su cuenta de X, es algo más robusto. Pampa formalizó la solicitud de RIGI para el upstream completo de Rincón de Aranda, con una inversión estimada en más de u$s 4.500 millones, un número que cubre tanto la infraestructura ya solicitada como la producción misma del bloque, incluyendo la zona norte que hasta ahora quedaba fuera del alcance del régimen.
La diferencia entre ambos números no es sólo de escala, también refleja el cambio regulatorio que introdujo el Decreto 105/2026, que a fines de febrero incorporó la explotación y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos al régimen. Con ese decreto, lo que antes eran dos proyectos -infraestructura por un lado, producción por el otro- se consolidó en uno solo.
Un proyecto que cambia el perfil de Pampa
Rincón de Aranda es un bloque de 240 km² en la ventana del shale oil de Vaca Muerta. Pampa lo adquirió a mediados de 2023, cuando se lo compró a TotalEnergies, y desde entonces lo convirtió en el mayor desembolso en un único activo de sus 20 años de historia.
La apuesta fue temprana y los resultados contundentes: el bloque comenzó 2025 produciendo menos de 1.000 barriles diarios y cerró el cuarto trimestre en 17.100, un crecimiento del 355% interanual. El promedio anual fue de 9.500 barriles diarios, contra 900 en 2024.
La compañía liderada por Marcelo Mindlin llegó a operar con cuatro equipos de perforación simultáneos durante la fase de aceleración -hoy sostiene dos equipos de alta especificación- acumuló 10 pads conectados y redujo el lifting cost desde los u$s 24 por barril de la etapa inicial, cuando el transporte era por camión, a u$s 8 con la conexión al oleoducto La Amarga Chica Norte.
Con la CPF definitiva y la vinculación al sistema troncal, la proyección baja a u$s 5 por barril. En ese plano, cada pozo en el bloque registra una producción inicial de 1.600 barriles diarios y una recuperación acumulada estimada de entre 1,2 y 1,3 millones de barriles.
En ese marco, Rincón de Aranda concentró u$s 776 millones de los u$s 1.100 millones de capex total del grupo en 2025, y la compañía proyecta una inversión similar para este año: u$s 771 millones solo en el bloque. El proyecto impulsó además que Pampa superara por primera vez en su historia la barrera de los u$s 1.000 millones de EBITDA ajustado anual.
Zona Norte: lo que el RIGI Upstream habilita
La solicitud presentada el lunes significa un salto de u$s 426 millones a u$s 4.500 millones y se concentrará en la zona norte del bloque. Se trata del sector del área que, sin los beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios del régimen, tenía una economía más ajustada y un horizonte de inversión más largo. Con el RIGI Upstream, esa zona entra en la ecuación.
Horacio Turri, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Pampa, lo precisó en la presentación de resultados del cuarto trimestre, el 2 de marzo: la ampliación del régimen a la producción tendrá "un impacto significativo en el desarrollo de la zona norte, con efecto tanto en la curva de rampa como en el total de crudo recuperable".
En este contexto, están sobre la mesa más de 100 pozos adicionales que, de aprobarse la solicitud, quedarían bajo el paraguas de estabilidad fiscal por 30 años, reducción del impuesto a las ganancias del 35% al 25%, libre disponibilidad de divisas y exención de retenciones a exportaciones a partir del tercer año.
Sin RIGI upstream, el objetivo ya comprometido era 28.000 barriles diarios para mediados de 2026 y un plateau de 45.000 en 2027. Con la zona norte habilitada, esa meseta podría sostenerse más tiempo y el volumen total recuperable del bloque aumenta de manera significativa.
El eco de esa diferencia se lee también en las reservas: las P1 de Rincón de Aranda crecieron 352% durante 2025 y el shale pasó a representar el 69% de las reservas probadas totales de Pampa (296 millones de barriles de petróleo equivalente-, un 28% más que el año anterior).
El primer test del RIGI ampliado
El Decreto 105/2026 estableció que para acceder al RIGI Upstream, los proyectos deben superar un piso de inversión de u$s 600 millones y tratarse de producción incremental, no de activos ya en operación. La norma exige además segregación física y trazabilidad mediante sistemas de medición independientes entre los volúmenes bajo RIGI y los que no lo están —un requisito operativo no menor para un bloque que ya tiene producción activa.
Pampa cumple holgadamente el umbral. Con u$s 4.500 millones comprometidos y un activo que ya demostró su capacidad de ejecución, Rincón de Aranda se perfila como el proyecto de shale oil de referencia para testear cómo funciona el régimen en la práctica para el upstream.
Desde su lanzamiento, el RIGI acumuló 10 proyectos aprobados por u$s 25.479 millones, concentrados en infraestructura, GNL y minería. La presentación de Pampa es la primera en acogerse a la ventana abierta por el decreto de febrero, al momento de su presentación.
Exportaciones, reservas y lógica de financiamiento
A su vez, el perfil exportador del proyecto ya es visible en los números. El 47% de las ventas de petróleo de la firma se destinó al exterior en el tercer trimestre de 2025, una proporción que tiende a crecer a medida que la producción escala y la infraestructura de transporte se consolida.
En cuanto al financiamiento del capex, el CFO Adolfo Zuberbuhler fue explícito en el earnings call: el plan base no contempla nueva emisión de deuda para Rincón de Aranda. La expansión se financia con caja propia y flujo de fondos, una postura que refuerza la solidez del proyecto pero que también subraya el atractivo del RIGI: los beneficios cambiarios y la reducción de la carga impositiva mejoran el retorno sin necesidad de apalancar el balance.
Con el plazo de adhesión al régimen abierto hasta julio de 2027, la aprobación de la carpeta de Pampa marcará el ritmo al que otros operadores con proyectos similares en la cuenca neuquina tomen la misma decisión.