El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, remitió una solicitud formal al ministro de Economía, Luis Caputo, este jueves, pidiendo la expansión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para incorporar los emprendimientos de producción y exploración (upstream) de petróleo y gas natural.
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la comunicación entregada al ministro.
El titular del Ejecutivo neuquino argumentó que la inclusión de proyectos de upstream en el RIGI permitiría:
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“Acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos”.
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“Generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato”.
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“Aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados”.
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“Multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años”.
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“Contribuir significativamente al superávit de la balanza energética”.
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“Garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre las bases de su requerimiento, Figueroa hizo hincapié en que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, subrayó el gobernador.
Los alcances del pedido
Actualmente, el Gobierno Nacional está analizando la posibilidad de sumar al RIGI los proyectos de inversión enfocados en el segmento del upstream de gas húmedo, que en la industria se refiere a los desarrollos en Vaca Muerta donde se extrae gas asociado a derivados líquidos (como etano, butano, propano y gasolinas).
Sin embargo, el pedido de Figueroa va más allá de esta evaluación y exige que la posibilidad de aplicar al RIGI se extienda no solo a los proyectos de gas húmedo, sino también a la producción petrolera en general.
Un debate Histórico en la industria
La concepción inicial del RIGI buscaba respaldar grandes inversiones en infraestructura (como oleoductos, gasoductos y plantas de GNL, y de procesamiento de líquidos) y en proyectos de minería (como litio y cobre). Desde hace tiempo, las compañías petroleras han presionado para que el beneficio se extienda al capital destinado a la perforación de pozos de petróleo en Vaca Muerta. Ahora, el propio Figueroa retoma esta demanda.
En julio del año anterior, mientras se trabajaba en la reglamentación del RIGI, algunas firmas petroleras solicitaron que los incentivos abarcaran el upstream de petróleo, el cual, en la jerga, engloba la producción y exploración.
“Sería una buena alternativa para acelerar el desarrollo de campos de shale oil en Neuquén”, se escuchaba en ese entonces desde una corporación internacional. No obstante, altos funcionarios del Ministerio de Economía y de la Jefatura de Gabinete descartaron de plano esa posibilidad.
“La reglamentación busca que sin contradecir la ley se incluyan los proyectos que realmente necesitan RIGI. El upstream de petróleo no lo necesita y la industria lo sabe”, replicaron en su momento desde los despachos oficiales.
El argumento oficial siempre se basó en que no era apropiado incluir la perforación de pozos de crudo en Vaca Muerta dentro del RIGI. Si una empresa ya ha "deriskeado" el yacimiento (es decir, comprobó su viabilidad geológica y económica) y mantiene altos niveles de actividad, ya ha logrado despejar la ecuación económica de su negocio, por lo que no requeriría incentivos adicionales para continuar perforando pozos de shale oil.
La ambigüedad de la Reglamentación
El Decreto 749/2024, que reglamentó el RIGI y fue publicado el 23 de agosto de 2024, optó por incentivar la “producción, captación, tratamiento, procesamiento, fraccionamiento, licuefacción de gas natural y transporte de gas natural destinado a la exportación de gas natural licuado”.
En términos técnico-regulatorios, cuando se alude a proyectos de gas natural para la exportación, usualmente se da por sentado que se trata de gas seco (con bajo contenido de líquidos y composición estable). Esto se debe a que las plantas de licuefacción exigen gas con especificaciones muy estrictas; históricamente, los proyectos de exportación por gasoducto han sido de gas seco; y el gas húmedo requiere un procesamiento extra, con separación de condensados, generando subproductos que no encajan directamente en el negocio de exportación de gas, sino en las cadenas petroquímicas o de condensados.
Aunque la reglamentación no excluyó de manera explícita el gas húmedo, sí menciona “gas natural destinado a la exportación de GNL”. Dado que un pozo en la ventana de gas húmedo produce tanto líquidos como gas asociado, la interpretación inicial y más cautelosa fue que el incentivo solo aplicaba al gas seco, por ser el único que se ajustaba claramente al texto del decreto.
El medio EconoJournal reportó el mes pasado que la intención del Gobierno es, efectivamente, incorporar bajo el paraguas del RIGI los proyectos de gas húmedo destinados a la exportación de GNL. “Se está trabajando en una ampliación de la reglamentación del RIGI que permita aclarar que aquellas áreas que sean predominantemente gasíferas, pero que tengan líquidos asociados —como por ejemplo Aguada de la Arena y Rincón de la Ceniza, recientemente adquirida por YPF a TotalEnergies— están comprendidas dentro del gas dedicado a exportación. Eso no es lo mismo que decir que se incluyen pozos petroleros», reconoció una fuente oficial a dicho medio.