Resolución 484/2026
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) nació para proyectos que tardan décadas en recuperar el capital comprometido. Mineras que perforan por años antes del primer mineral. Plantas de licuefacción que demandan miles de millones antes de cargar un barco. Infraestructura de transmisión que no genera ingresos hasta que el último tramo queda conectado. Para esos perfiles, el mecanismo tiene una lógica directa: si en los primeros tres años los flujos de caja equivalen a menos del 30% del capital invertido, el proyecto califica como de larga maduración y accede a 30 años de estabilidad fiscal y regulatoria.
El problema apareció cuando el Decreto 105/2026, en febrero pasado, incorporó el upstream onshore no convencional a ese universo. Los pozos de Vaca Muerta no se comportan como una mina de cobre ni como un gasoducto.
La curva que no encajaba
Un pozo de shale oil arranca con producción muy alta. Esa cúspide inicial puede concentrar una fracción significativa de los ingresos totales de los primeros años, lo que hace que el cociente financiero —valor presente de los flujos netos de caja sobre valor presente de las inversiones, medido en los primeros 36 meses— se acerque o supere el límite del 30% antes de que el proyecto haya desplegado siquiera la mitad de su capex total.
La Secretaría de Energía lo identificó sin rodeos en los considerandos de la Resolución 484/2026, publicada este lunes en el Boletín Oficial: la incorporación del upstream onshore no convencional al RIGI «presenta características estructurales» que hacían incompatible ese umbral con el perfil real de estos proyectos.
Pero la foto de los primeros tres años no captura la economía real de un desarrollo de yacimientos no convencionales. Para sostener una meseta de producción, las operadoras deben perforar de manera continua: cada pozo que declina exige uno nuevo para mantener el volumen. Es una inversión perpetua, no un proyecto que se construye una vez y produce durante décadas. El Ministerio de Economía eleva ese umbral al 35%, un ajuste de 5 puntos porcentuales que reconoce esa paradoja: alta generación temprana de caja más compromiso de capital sostenido en el tiempo no son condiciones contradictorias. Son, precisamente, el perfil del no convencional.
El cambio aplica a todos los sectores del RIGI de manera simultánea. La Subsecretaría de Energía Eléctrica, la Secretaría de Minería y la Secretaría de Industria avalaron técnicamente que el ajuste no desnaturaliza el carácter de largo plazo del régimen.
Lo que estaba esperando este ajuste
La corrección llega con proyectos concretos en carpeta. Las tres solicitudes de upstream ya presentadas ante el Comité Evaluador concentran una inversión comprometida de más de u$s 12.900 millones. Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) presentaron en marzo su solicitud para el bloque Los Toldos II Este, con una inversión de u$s 2.400 millones hasta 2028, destinada a alcanzar 70.000 barriles diarios en dos etapas de 35.000 cada una. Pampa Energía propuso u$s 4.500 millones para el desarrollo de Rincón de Aranda. Phoenix Global Resources avanzó con el proyecto de mayor escala del lote: u$s 6.000 millones para sus bloques en el hub Neuquén y el hub Río Negro.
Tecpetrol es el caso que mejor ilustra la secuencia normativa. La empresa había presentado en agosto de 2024 una solicitud RIGI para la infraestructura de Los Toldos II Este, todavía sin resolución en ese momento. Cuando el Decreto 105/2026 habilitó el upstream onshore, amplió esa solicitud para incluir el desarrollo productivo completo y subió el monto comprometido de u$s 1.500 millones a u$s 2.400 millones. Con la Resolución 484/2026, el perfil financiero del proyecto queda ahora dentro del umbral que el régimen exige para considerar una inversión de larga maduración.
El RIGI acumula su tercera modificación sustancial desde su sanción en julio de 2024, después de los Decretos 940 y 1028 del mismo año y del Decreto 105/2026 de febrero.
La arquitectura del régimen demostró ser iterable: cada ajuste responde a una fricción real detectada en la implementación. El plazo de adhesión, extendido hasta julio de 2027, mantiene abierta la ventana para proyectos que todavía están en etapa de estructuración financiera.