Al mismo tiempo, otros 21 proyectos permanecen en trámite, conformando uno de los mayores pipelines de inversión privada registrados en Argentina en los últimos años.
La distribución sectorial muestra con claridad hacia dónde se orienta el capital.
La minería continúa liderando el régimen con 11 proyectos aprobados, representando el 58% de la inversión comprometida. Sin embargo, la incorporación del proyecto petrolero Rincón de Aranda modificó el equilibrio relativo entre sectores.
El segmento de Petróleo y Gas pasó de cuatro a cinco proyectos, incrementando su participación del 32% al 38% del total invertido bajo el régimen. En términos absolutos, el sector elevó su inversión comprometida desde U$S 20.206 millones hasta U$S 24.706 millones, acercándose rápidamente al peso de la minería.
Por su parte, los proyectos de energías renovables representan el 2% del total, mientras que la siderurgia e infraestructura explican otro 2%, reflejando una menor participación relativa frente a los megaproyectos vinculados a minería e hidrocarburos.
Más que la cantidad de proyectos, la distribución permite identificar una tendencia: mientras la minería mantiene el mayor número de iniciativas, petróleo y gas ganan protagonismo gracias al desarrollo de infraestructura asociada a Vaca Muerta y al gas natural licuado.
Dos motores distintos de crecimiento
El mapa de inversiones aprobado bajo el RIGI muestra dos grandes vectores de crecimiento claramente diferenciados.
Por un lado, la minería concentra la mayor cantidad de proyectos y consolida a Argentina como uno de los principales destinos de inversión para minerales críticos.
Por otro, el desarrollo de Vaca Muerta comienza a ingresar en una nueva etapa, donde la prioridad ya no es únicamente incrementar la producción, sino construir la infraestructura necesaria para escalar las exportaciones de petróleo y gas.
El nuevo ciclo minero
Dentro del segmento minero, el cobre y el litio aparecen como los principales protagonistas del nuevo ciclo inversor.
Entre los proyectos de cobre sobresalen Vicuña, en San Juan, con una inversión estimada en U$S 12.000 millones; Los Azules, también en San Juan, con U$S 2.672 millones; y Mendocino, en Mendoza, por U$S 891 millones.
En litio destacan Rincón, en Salta, con U$S 2.744 millones, y Cauchari-Olaroz, en Jujuy, por U$S 1.241 millones.
El mapa también incorpora inversiones destinadas a la producción de oro y plata, como Veladero (U$S 3.800 millones), Diablillos (U$S 764 millones) y Gualcamayo (U$S 520 millones), consolidando el peso de la región cuyana y del NOA dentro del nuevo esquema de inversiones mineras.
Vaca Muerta entra en su etapa exportadora
A diferencia de la minería, donde la inversión se concentra principalmente en nuevos desarrollos productivos, el bloque de petróleo y gas está dominado por proyectos de infraestructura destinados a ampliar la capacidad exportadora.
El principal exponente es Argentina LNG, liderado por Southern Energy, con una inversión de U$S 15.156 millones.
El proyecto contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías que permitirán transformar el gas natural proveniente de Vaca Muerta en Gas Natural Licuado (GNL) para su exportación a mercados internacionales.
Según las estimaciones del proyecto, el complejo podría generar alrededor de U$S 20.000 millones en divisas entre 2027 y 2035 y ya cuenta con un contrato de exportación firmado con la empresa estatal alemana SEFE.
La viabilidad de ese esquema exportador depende, sin embargo, de una infraestructura específica.
En ese contexto se incorpora el Gasoducto San Matías, con una inversión de U$S 1.300 millones, concebido exclusivamente para abastecer las unidades flotantes de licuefacción mediante un ducto de 471 kilómetros entre Tratayén y Punta Colorada.
A este sistema se suman dos obras complementarias.
El Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), de U$S 3.200 millones, conectará Neuquén con una nueva terminal portuaria en Río Negro y permitirá transportar hasta 377.400 barriles diarios, con el objetivo de duplicar las exportaciones de petróleo.
En paralelo, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, desarrollada por TGS con una inversión de U$S 550 millones, incrementará en 14 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte de gas hacia Buenos Aires y el Litoral mediante nuevas plantas compresoras y un tramo paralelo de ducto.
El upstream abre un nuevo capítulo
La aprobación de Rincón de Aranda, liderado por Pampa Energía, constituye además un punto de inflexión para el régimen.
El proyecto se convirtió en uno de los primeros grandes desarrollos de exploración y producción de hidrocarburos aprobados tras la ampliación del RIGI al segmento upstream mediante el Decreto 105/2026.
La modificación habilitó que proyectos de explotación de hidrocarburos "costa adentro" puedan acceder a los beneficios del régimen, estableciendo un monto mínimo de inversión de U$S 600 millones por proyecto.
El nuevo esquema también exige sistemas de segregación y medición independientes cuando convivan áreas adheridas y no adheridas bajo un mismo operador, buscando evitar la superposición de beneficios fiscales.
Dentro de este segmento, YPF aparece como el principal impulsor con LLL OIL, un proyecto de U$S 25.000 millones que representa el mayor Vehículo de Proyecto Único (VPU) presentado hasta el momento.
A este pipeline se suman el desarrollo de El Trapial, impulsado por Chevron con una inversión proyectada de U$S 13.800 millones, ambos aún en trámite.
Más allá de los anuncios: el verdadero compromiso de inversión
El volumen de inversiones anunciado suele convertirse en el principal indicador para medir el avance del RIGI. Sin embargo, desde una perspectiva financiera, existe una diferencia relevante entre la inversión total proyectada y la inversión legalmente comprometida.
El régimen establece montos mínimos de Inversión en Activos Computables (AC) para que un proyecto pueda calificar como Vehículo de Proyecto Único (VPU). En términos generales, ese piso es de U$S 200 millones para minería, energía, tecnología y proyectos vinculados al procesamiento de gas y GNL, mientras que para los desarrollos de upstream asciende a U$S 600 millones.
Sobre esos montos recaen las obligaciones legales y las eventuales penalidades por incumplimiento.
En consecuencia, la inversión total anunciada representa el escenario proyectado por cada empresa, mientras que la inversión en Activos Computables constituye el compromiso mínimo exigible bajo el régimen.
Esta diferencia también impacta sobre el denominado derrame local.
El compromiso de contratación de proveedores nacionales equivale al 20% de la inversión mínima asegurada y no de la inversión total anunciada, por lo que el efecto económico garantizado por el régimen debe analizarse sobre ese piso obligatorio.
A su vez, la obligación de ejecutar entre el 20% y el 40% de la inversión durante los dos primeros años puede adelantar desembolsos para cumplir con los plazos establecidos por la normativa.
Del anuncio a la ejecución
Dos años después de su creación, el RIGI ya permite identificar un patrón claro de asignación de capital. La minería continúa concentrando la mayor cantidad de proyectos, mientras que el crecimiento de petróleo y gas refleja la consolidación de un nuevo esquema exportador basado en Vaca Muerta y el desarrollo de infraestructura energética.
Sin embargo, el verdadero desafío del régimen comienza en la etapa de ejecución. Más allá del volumen de inversiones comprometidas, variables como el cumplimiento de los cronogramas, la materialización de los Activos Computables, el desarrollo de proveedores nacionales y la puesta en operación de la infraestructura serán las que determinarán el impacto económico efectivo del RIGI sobre la capacidad exportadora y el desarrollo productivo del país.
