El primer sí del RIGI al upstream petrolero relanzó la cuenta regresiva.
Con la aprobación de Rincón de Aranda, el desarrollo de Pampa Energía por u$s 4.500 millones en Vaca Muerta, el Comité Evaluador dejó habilitado el camino para una fila de proyectos de shale oil que, entre las presentaciones ya formalizadas y las que están en preparación, supera los u$s 60.000 millones. El régimen viene acelerando: pasó de 16 a 20 proyectos aprobados en pocas semanas y acumula u$s 46.000 millones autorizados, con 21 expedientes todavía en estudio.
YPF encabeza por monto. Su proyecto LLL Oil, presentado en mayo, compromete u$s 25.000 millones y es el mayor expediente individual del régimen: un cluster de cinco bloques contiguos en la ventana de petróleo, con una meseta de 240.000 barriles diarios proyectada para 2032 y más de mil pozos.
Detrás, Pluspetrol formalizó junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) un plan de u$s 12.000 millones para Bajo del Choique-La Invernada, el área que le compró a ExxonMobil, con el que apunta a 100.000 barriles diarios. Tecpetrol, también con GyP, presentó Los Toldos II Este por u$s 2.400 millones, orientado a 70.000 barriles diarios en dos etapas. Y GeoPark sumó, con GyP, un desarrollo de u$s 1.000 millones en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste.
Las que se preparan para entrar
La fila no termina ahí. Chevron prepara una de las presentaciones de mayor escala, un plan por más de u$s 10.000 millones para El Trapial, el yacimiento que le compró a TotalEnergies, de Francia, en 2022 y donde ya viene invirtiendo. Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria, de Suiza, anticipó un proyecto de u$s 6.000 millones para sus bloques en los hubs de Neuquén y Río Negro. A esa lista se suman los planes anunciados por Vista, la segunda productora de petróleo del país, y por TanGo Energy, que avanza con un esquema exploratorio en el no convencional.
La aprobación de Aranda también deja una guía operativa para las carpetas que vienen. El Decreto 105/2026 reserva los beneficios del régimen a la producción incremental y exige segregación física entre los volúmenes nuevos y los que ya estaban en marcha, de modo que ningún operador puede llevar al RIGI un activo que ya produce bajo el esquema tributario general. Varias de las presentaciones más grandes se apoyan en áreas adquiridas o parcialmente desarrolladas.
Chevron compró El Trapial a TotalEnergies y ya invirtió en el bloque, YPF estructuró LLL Oil sobre cinco áreas contiguas de su concesión histórica de Loma La Lata, y la propia Pampa partió de un bloque que ya producía.
La solución que aplicó Pampa, concentrar el plan en la zona norte del área y separarla de la base existente, define el camino que esas operadoras pueden replicar para delimitar la producción nueva. Con el primer caso ya resuelto, el diseño de esa frontera dejó de ser una incógnita regulatoria y pasó a tener un antecedente concreto.
Por qué la aprobación de Aranda empuja al resto
La definición sobre Rincón de Aranda funciona como referencia para todas las que siguen. Es la primera carpeta de explotación y producción de crudo que el Comité aprueba desde que el Decreto 105/2026 abrió el régimen al upstream onshore, y fija el parámetro con el que las operadoras de la cuenca neuquina van a leer sus propios tiempos. El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, había anticipado el ritmo días atrás, cuando señaló que el régimen ya tenía 16 proyectos aprobados y otros dos a punto de salir.
El atractivo del régimen para estos desarrollos pasa sobre todo por el costo de capital. La estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por 30 años acerca el financiamiento de estos proyectos a las condiciones de jurisdicciones desarrolladas, lo que mejora el caso de inversión de cada bloque.
El plazo de adhesión sigue abierto hasta el 8 de julio de 2027 y el Comité fue reformado a comienzos de año para sumar representantes provinciales y agilizar la evaluación. Con la primera aprobación del segmento ya resuelta, la señal para las que esperan es que el camino quedó trazado.
El efecto agregado se mide en producción y exportaciones. Solo entre los proyectos de petróleo ya presentados, los objetivos de meseta combinados de YPF, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa superan ampliamente la producción actual de la formación de Vaca Muerta, que ya aporta cerca del 70% del crudo del país. La salida de buena parte de ese volumen está prevista por el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), cuya puesta en marcha en 2027 acompaña los cronogramas de los desarrollos del norte de la cuenca. Con la primera carpeta del segmento aprobada y una fila que supera los u$s 60.000 millones detrás, la ventana de adhesión abierta hasta julio de 2027 concentra la mayor cartera de upstream petrolero que el régimen reunió hasta ahora.