RIGI para Vaca Muerta: la discusión que abre sobre incentivos, renta y modelo productivo
La ampliación del régimen al desarrollo de pozos modifica el diagnóstico original del programa. Mientras el Gobierno busca acelerar inversiones, economistas y especialistas plantean dudas sobre el costo fiscal, la redundancia de los incentivos y el impacto sobre el modelo productivo.
6 de marzo 2026 - 10:23hs
RIGI para Vaca Muerta.
La ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) al upstream reabre una pregunta más amplia: para qué se utilizan los incentivos, dónde se necesitan y qué modelo de desarrollo va a tener Argentina a partir de los recursos de Vaca Muerta.
Cuando se lanzó el RIGI, el mensaje era claro: el Estado iba a promover infraestructura estratégica y proyectos exportadores de gran escala. Plantas de tratamiento, ductos, proyectos de GNL. Obras estructurales, no actividad corriente. La producción shale de Vaca Muerta, se decía entonces, ya era rentable. Ya había atravesado su curva de aprendizaje. No necesitaba un régimen excepcional.
Ahora ese diagnóstico cambia. El Gobierno anunció la ampliación del RIGI al upstream general Es decir, la perforación y desarrollo de pozos podrán acceder a estabilidad fiscal por 30 años, reducción de Ganancias, amortización acelerada, beneficios cambiarios y un esquema de reducción progresiva de retenciones.
Los beneficios concretos incluyen estabilidad fiscal por 30 años, reducción del impuesto a las ganancias del 35% al 25%, reducción de retenciones a exportaciones, acceso libre al mercado de cambios, libre disponibilidad de divisas y arancel cero para la importación de bienes de capital.
Más que la integración entre producción e infraestructura, lo que mejora sustancialmente la bancabilidad es que estos beneficios modifican la estructura de costos y retornos de los proyectos.
La pregunta no es menor: ¿qué cambió en el diagnóstico?
En rigor, la Ley Bases (27.742) no excluía al upstream en su redacción original. El artículo 167 establece que el RIGI aplica a grandes inversiones en energía, petróleo y gas, sin distinguir subsectores. La reglamentación posterior, por decreto y no por ley, fue la que limitó su aplicación al excluir el upstream.
Uno de los argumentos para esa exclusión fue el requisito de largo plazo que establece el artículo 172 de la Ley: una inversión califica si el flujo neto de caja de los primeros tres años no supera el 30% del valor presente neto de las inversiones planeadas.
En términos simples, el régimen está pensado para proyectos de recuperación lenta, donde el capital queda inmovilizado durante años antes de generar retornos. La lógica es que un pozo que empieza a generar ingresos casi de inmediato no enfrenta el mismo riesgo que un gasoducto o una terminal portuaria, donde el capital permanece comprometido durante largos períodos antes de recuperarse.
El diseño original del RIGI apuntaba justamente a ese tipo de inversiones: infraestructura energética, terminales de exportación o grandes obras de transporte. El upstream shale, en cambio, funciona con una lógica distinta: inversiones más fragmentadas, ciclos de perforación continuos y recuperaciones de capital relativamente rápidas. Esa diferencia explica parte del debate actual sobre si el régimen fue concebido para este tipo de actividad o si está siendo adaptado sobre la marcha.
Ese requisito de maduración más larga sigue vigente con la ampliación. Es decir, no cualquier proyecto de perforación podrá acceder al RIGI: solo desarrollos de gran escala y repago más lento podrían cumplir las condiciones.
El argumento a favor: el upstream no es solo perforar
Quienes defienden la medida sostienen que el debate original subestimó la naturaleza del desarrollo no convencional. En shale, la producción no se limita a perforar pozos individuales. Implica el desarrollo integral de áreas que requieren sistemas de captación, plantas de tratamiento, separación, ductos internos y una logística intensiva de agua y arena.
Además, la producción declina rápidamente, lo que obliga a sostener programas de perforación continuos y reinversión permanente.
Desde esa perspectiva, el desarrollo shale funciona como un sistema industrial de gran escala que requiere flujos constantes de capital para sostener y expandir la producción.
Bajo esa lógica, extender el régimen a desarrollos completos de áreas podría mejorar el flujo de caja de los proyectos, facilitar la disponibilidad de divisas y mejorar su bancabilidad.
Sin embargo, el requisito de recuperación más lenta previsto en el régimen sigue siendo una condición relevante: no cualquier programa de perforación podría calificar. Solo desarrollos de gran escala podrían eventualmente cumplir el filtro legal.
La pregunta: el shale ya funcionaba sin RIGI
La infraestructura que hoy se presenta como justificación ya se estaba construyendo antes del régimen.
Vaca Muerta creció a tasas cercanas al 20% anual sin estabilidad fiscal de 30 años. Se expandieron plantas, ductos y sistemas midstream. Hubo project finance, emisiones de deuda y entrada de operadores internacionales.
Hoy el shale representa cerca del 70% de la producción nacional.
Si el modelo shale exige inversión permanente por su propia naturaleza técnica -pozos horizontales, fractura masiva, declino rápido y reinversión constante- entonces esa infraestructura no sería consecuencia del RIGI, sino del propio modelo productivo.
En 2024 el sector hidrocarburífero invirtió USD 12.830 millones, por encima incluso de las proyecciones empresarias. La pregunta entonces no es si el sector necesita inversión, sino si requiere un régimen excepcional para sostenerla.
El economista Juan Carlos Hallak, especialista en desarrollo productivo y competitividad internacional, advierte que en este tipo de esquemas aparece con frecuencia el problema de lo que se conoce como “redundancia” del incentivo.
“Siempre en los regímenes de inversión se da el problema de la redundancia: darle incentivos a inversiones que se hubieran hecho de todas formas”, explicó.
Según señaló, es muy difícil saber si una exención impositiva genera inversión nueva o si simplemente subsidia decisiones que ya estaban en marcha.
“Eso es muy difícil de saber ex ante y también es muy difícil de saber ex post. Pero es el punto central para evaluar estos regímenes”, indicó.
En el caso de Vaca Muerta, Hallak considera que el impacto diferencial podría ser limitado. “El upstream ya está bastante desarrollado. Creo que el impacto que pueden tener los beneficios impositivos del RIGI sobre las decisiones de inversión es relativamente bajo en comparación con el costo fiscal potencial, que además se extiende por 30 años”, señaló.
El economista también advierte que hoy las principales restricciones a la expansión no necesariamente son impositivas. “Lo que más mueve el amperímetro es el riesgo país, es decir la tasa de financiamiento de estas inversiones”, explicó.
Además, señaló que existen restricciones operativas que limitan la velocidad de expansión. “Hoy Vaca Muerta está cerca de ciertos límites operativos. Hay restricciones de infraestructura, falta de personal especializado y otros cuellos de botella. Eso también reduce la elasticidad de la inversión frente a incentivos fiscales”.
Si esas restricciones son las que predominan, el riesgo es otorgar beneficios fiscales a inversiones que se habrían realizado de todas formas.
El cálculo del costo fiscal depende justamente de ese supuesto. “Si la inversión se hubiera hecho igual, entonces el Estado simplemente deja de cobrar impuestos. Si no se hubiera hecho sin el incentivo, entonces el costo fiscal real es menor”, explicó.
Hallak también advierte que el plazo de adhesión del régimen es limitado. Aunque el Gobierno lo prorrogó por un año adicional, “si al RIGI le queda aproximadamente un año abierto, quienes probablemente entren son proyectos que ya estaban avanzados. Eso también hace más probable que el régimen termine captando inversiones que de todas formas se iban a realizar”.
En la misma línea, el ex subsecretario de Hidrocarburos y actual director del Instituto de Gas y Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA), Juan José Carbajales, cuestionó la necesidad de extender el régimen al upstream. Carbajales calificó la medida como un “regalito” para un sector que ya muestra fuerte dinamismo. Según sostuvo, los proyectos que hoy se presentan como potenciales beneficiarios “iban a suceder de todas formas”.
“No se necesita un régimen de 30 años para algo que ya está en marcha”, señaló. “No se necesita un régimen de 30 años para algo que ya está en marcha”, señaló.
El especialista también planteó que, si el objetivo es estimular el entramado productivo del sector energético, los incentivos podrían haberse orientado hacia otros segmentos de la cadena.
Según indicó, muchas pymes proveedoras del sector enfrentan actualmente aumentos de costos y mayores dificultades financieras, por lo que un esquema de promoción podría haber tenido mayor impacto si se concentraba en ese segmento.
La consultora energética Cecilia Garibotti coincide en que el diagnóstico merece mayor discusión. “Eso no significa que el RIGI sea incorrecto, pero el diagnóstico que lo justifica merece mayor fundamentación”, señaló.
Y agregó que hasta el momento “tampoco se han presentado estimaciones públicas del costo fiscal que implicaría que nuevas inversiones del sector se acojan al régimen”.
La pregunta que surge es directa: ¿qué problema nuevo está resolviendo la ampliación del régimen?
image
El punto técnico más delicado
En el shale aparece además un desafío regulatorio adicional. Es difícil separar la producción incremental de la producción existente.
Los volúmenes fluyen por el mismo sistema de infraestructura. Los pozos declinan rápidamente y la producción forma parte de una red integrada que comparte plantas de tratamiento, ductos y sistemas de evacuación.
En la práctica, delimitar qué volumen corresponde al proyecto incentivado puede depender de proyecciones y declaraciones juradas difíciles de auditar externamente.
El riesgo no es técnico solamente: es fiscal. Si no se verifica con precisión, el Estado podría terminar otorgando beneficios sobre producción que habría ocurrido de todos modos.
Carbajales también advirtió sobre la complejidad operativa de aplicar el régimen en el yacimiento. Según explicó, podrían coexistir volúmenes beneficiados y no beneficiados dentro de la misma infraestructura de evacuación. En ese contexto, advirtió que la implementación del régimen requerirá una letra chica muy precisa para poder medir correctamente qué producción accede a los beneficios.
“Paradójicamente, para que la aplicación del RIGI tenga sentido se va a necesitar un rol muy activo del Estado”, advierte Garibotti.
economy-factory-industry-metal-stock-1791454
La dimensión estratégica
El debate de fondo excede al sector energético. El RIGI es el régimen de promoción más potente del país: estabilidad fiscal por 30 años, reducción impositiva, beneficios cambiarios y menores cargas sobre exportaciones. Otorgarlo al sector más dinámico de la economía abre interrogantes más amplios.
¿Qué sectores merecen un régimen excepcional? ¿Cómo se priorizan beneficios fiscales en un contexto de restricción fiscal? ¿Qué significa definir una actividad como estratégica? ¿Es coherente promover selectivamente sectores en un esquema que se presenta como pro-mercado?
Además, la ampliación del régimen no incluye mecanismos de fortalecimiento de proveedores locales. A diferencia de otros esquemas sectoriales, los proyectos bajo RIGI quedan exentos de requisitos de contenido nacional y pueden importar bienes de capital con arancel cero.
El efecto podría ser una competencia asimétrica para fabricantes locales, especialmente en un contexto donde muchos proveedores internacionales reciben subsidios en sus países de origen.
Hallak advierte de todas formas que los requisitos de contenido local por sí solos no son suficientes si no están acompañados por políticas más amplias de desarrollo productivo. “Solo imponer requisitos de contenido nacional no alcanza. Tiene que haber políticas de apoyo a la calidad, certificaciones, financiamiento, articulación entre proveedores y empresas tractoras, formación de recursos humanos”, explicó.
Según su análisis, hoy muchas de esas dinámicas están ocurriendo de forma espontánea alrededor de Vaca Muerta. “La expansión de Vaca Muerta está arrastrando el desarrollo de proveedores. Algo está pasando fuerte en términos industriales”, señaló. Pero considera que una estrategia más activa podría potenciar ese proceso.
“Como policymaker yo tendría una política activa de desarrollo de proveedores: monitorear qué industrias están creciendo, hablar con ellas, entender qué instrumentos necesitan. El contenido nacional podría ser uno de esos instrumentos, pero dentro de una política más amplia”. “Como policymaker yo tendría una política activa de desarrollo de proveedores: monitorear qué industrias están creciendo, hablar con ellas, entender qué instrumentos necesitan. El contenido nacional podría ser uno de esos instrumentos, pero dentro de una política más amplia”.
También advirtió que en el escenario internacional muchos países subsidian a sus industrias. “Un montón de países subsidian a sus industrias. Si vos decidís no apoyar en lo más mínimo a la tuya, inclinás la cancha en contra”.
El debate de fondo
El shale funciona como un sistema industrial continuo. El RIGI es una herramienta extraordinaria de política económica. La discusión, en última instancia, no es solamente energética.
Es sobre cómo se asignan incentivos en una economía con recursos fiscales escasos y sobre qué tipo de desarrollo se busca construir alrededor de sectores estratégicos.
Paradójicamente, para que el régimen cumpla su objetivo y no termine funcionando como una transferencia fiscal implícita hacia inversiones que ya eran rentables, será necesario un Estado con alta capacidad técnica de auditoría y control.
La pregunta vuelve entonces al punto inicial: para qué se utilizan los incentivos y qué modelo productivo busca construir Argentina a partir de sus recursos naturales.
