El proyecto de recuperación terciaria que Pan American Energy llevará al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones plantea una pregunta que excede al yacimiento. El RIGI reservó el beneficio para "nuevos desarrollos", y Cerro Dragón es la antítesis de esa categoría: más de 70 años en producción, más de 4.500 pozos y un aporte que llegó al 22% del crudo convencional argentino. El test, entonces, no es sobre PAE sino sobre la elasticidad del propio régimen y la llave tecnológica que habilita, nuevamente. una fase productiva.
El encuadre legal es reciente. La producción de petróleo y gas costa adentro entró al RIGI en febrero, por el Decreto 105/2026, que fijó un piso de u$s 600 millones en activos computables y definió "nuevo desarrollo" como un área que, al sancionarse la ley de bases, no tuviera explotación significativa. La solicitud de PAE quedó dimensionada en u$s 680 millones, apenas por encima de ese umbral. La compañía sostiene la elegibilidad por un argumento acotado: el esquema habilitaría zonas del área que hasta ahora no eran económicas.
Qué cuenta como "nuevo" en un campo de seis décadas
La distinción que el Comité Evaluador deberá resolver es si "nuevo desarrollo" se mide por el área concesionada o por el segmento técnico que se interviene. Leído por el área, Cerro Dragón no califica.
Leído por el barril que hoy queda atrapado y sin método económico para extraerlo, el terciario por polímeros sí constituye una actividad inédita sobre roca ya perforada. De prosperar, sería el primer proyecto de petróleo convencional y de recuperación terciaria en obtener el sello, en un registro dominado hasta ahora por el GNL, el oleoducto de Vaca Muerta, la minería y los parques solares.
La definición no es semántica. Si el régimen admite el caso, abre la puerta a que el resto del convencional maduro argentino, en pleno declino, reclame el mismo tratamiento, con las consecuencias fiscales que eso implica para un instrumento pensado para inversiones de gran escala y capital nuevo.
La economía que vuelve decisiva la estabilidad de 30 años
Dividir los u$s 680 millones por los 24 millones de barriles incrementales arroja unos u$s 28 por barril de capital comprometido por unidad de producción adicional. La cifra no debe leerse como lifting cost, sino como el costo de capital de exprimir un yacimiento que ya entregó la mayor parte de su petróleo. En esa franja de retorno estrecho, la estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por tres décadas deja de ser un accesorio y pasa a definir la viabilidad del desembolso. Esa es la razón estructural por la que un proyecto de barril marginal busca un régimen diseñado para megaproyectos.
La técnica refuerza la lectura. La recuperación terciaria entra cuando se agotaron el flujo natural y la inyección de agua; el polímero eleva la viscosidad del fluido para barrer el crudo pesado Escalante, de baja movilidad, y suma alrededor de cuatro puntos al factor de recobro.
El único antecedente a escala en la cuenca es Manantiales Behr, ahora de Pecom, que con polímeros sostiene cerca de 27.000 barriles diarios. En todo el Golfo San Jorge operaban unas 20 plantas de este tipo, apenas dos de PAE; la compañía pasaría sola a 22 plantas, reescribiendo el mapa de inyección de la cuenca.
El plan tampoco es un punto de partida. En 2025 Chubut autorizó reconvertir Cerro Dragón en concesión no convencional tras detectar shale gas, y PAE comprometió cerca de u$s 250 millones para un piloto en ejecución.
La presentación al RIGI separa de ese piloto el componente terciario y lo escala, en sintonía con el alivio fiscal que el Gobierno otorgó a las áreas maduras frente al declino del convencional.
Sobre una base actual cercana a 70.000 barriles diarios, el pico de 11.300 barriles que promete el proyecto equivale a un alza del 16% en el campo, sostenida hasta el cierre de la concesión en 2047.