Redacción
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) redefine la ecuación fiscal de Neuquén hacia 2030: la provincia resignaría 8,1 millones de dólares en ingresos por coparticipación federal a cambio de proyectar ingresos acumulados superiores a 2.400 millones de dólares derivados de la expansión del sector petrolero y gasífero, según las proyecciones presentadas por el gobernador Rolando Figueroa.
La inclusión del sector hidrocarburífero neuquino en el RIGI, que contempla una reducción de 10 puntos porcentuales en el impuesto a la Ganancias, representa un ejercicio de ingeniería fiscal donde el costo inmediato es mínimo comparado con los beneficios esperados. En el contexto actual, con Vaca Muerta produciendo 435.000 barriles de petróleo equivalente diarios y representando aproximadamente el 40% de la producción petrolera nacional, cualquier mecanismo que acelere inversiones tiene impacto directo sobre las cuentas provinciales. Neuquén captura recursos vía coparticipación federal de impuestos a la renta de sus trabajadores y empresas, sistema que se vería reducido por la menor carga tributaria del RIGI, pero que Figueroa apunta compensar con mayor volumen de actividad.
La mecánica del intercambio es clara en los números: 8,1 millones de dólares acumulados hasta 2030 de costo fiscal versus 2.400 millones de dólares de ingresos adicionales acumulados. La ratio es de aproximadamente 1 a 296. El gobernador fundamenta esta proyección en un argumento de competitividad internacional: la reducción del costo de la renta permite que el gas natural licuado (GNL) neuquino compita en términos de costo de producción con la oferta estadounidense en los mercados internacionales, particularmente en Asia y Europa. La producción de GNL en Neuquén (concentrada en la planta de YPF en Quintero y proyectos de expansión) requiere márgenes operativos competitivos. Con un impuesto a la renta que lleve el costo de producción a paridad con Estados Unidos, la ventaja económica de desarrollar proyectos en Vaca Muerta frente a esquistes como Permian o Bakken se amplifica, acelerando inversiones que de otro modo podrían demorarse o relocalizarse.
El impacto se concentra en tres dimensiones. Primero, inversión privada: operadores como Shell, TotalEnergies y YPF tienen en sus planes expansiones en Vaca Muerta condicionadas a rentabilidad. Una reducción de 10 puntos en impuesto a la renta mejora el VAN de proyectos y acelera decisiones de inversión capital. Segundo, producción y empleo: mayor inversión implica más perforación, construcción de infraestructura, contratación de servicios y puestos de trabajo. Tercero, rentas del Estado: más actividad genera mayor recaudación de impuestos internos (IIBB, inmobiliario), mayores dividendos de YPF y regalías, y ampliación de la base tributaria. Las proyecciones de Figueroa asumen que este círculo virtuoso comienza en 2027 con impacto visible y se profundiza en 2028 y años posteriores.
Para Neuquén, el RIGI es piedra angular de un plan fiscal a cuatro años diseñado para financiar infraestructura provincial. El gobernador explicitó que la economía neuquina podría duplicar su tamaño hacia 2030, lo que demanda inversiones masivas en rutas petroleras, gasoductos, energía, agua, saneamiento, vivienda y servicios públicos. Con 2.400 millones de dólares acumulados en ingresos adicionales, Neuquén podría financiar estas obras sin recurrir a endeudamiento adicional. Figueroa planteó dos escenarios: cancelar la deuda provincial (cuyo monto actual se estima en 1.200-1.500 millones de dólares según fuentes del sector público) o mantener parcialmente la deuda y crear un fondo soberano con los excedentes, maximizando rentabilidad. La decisión sobre deuda versus fondo soberano tendrá implicaciones sobre gobernanza fiscal a largo plazo y capacidad de financiamiento autónomo de la provincia.
Lo que viene es validación de supuestos. Las proyecciones de Figueroa son de impacto positivo garantizado si: (a) Shell, TotalEnergies y otros operadores efectivizan inversiones de ampliación en Vaca Muerta; (b) precios del petróleo y gas se mantienen en rangos económicamente viables (crudo Brent encima de 60 USD/barril, gas en Asia arriba de 10 USD/MMBtu); (c) no hay disrupciones geopolíticas que reduzcan demanda global de energía. Hasta ahora, el RIGI ha atraído anuncios de inversión, pero faltan capitalizaciones concretas. La prueba será si 2027 efectivamente muestra una aceleración en perforaciones, en producción total y en ingresos tributarios provinciales. También está pendiente la definición de reglas de inversión del fondo soberano si se opta por esa vía, y el balance entre financiamiento de obra pública versus reducción de deuda. En octubre de 2026, el gobernador cierra un ciclo de presentación del caso RIGI; en 2027 deberá reportarse si las proyecciones se alinean con la realidad operativa del sector.
El RIGI reduce la carga impositiva en 10 puntos de impuesto a la renta, mejorando el VAN de proyectos de desarrollo. Para operadores como Shell y TotalEnergies, esto significa menor costo de capital y mayor rentabilidad operativa en escenarios de precios moderados. Sin embargo, la transmisión no es automática: depende de decisiones de inversión en el corto plazo y de rentabilidad del proyecto comparada con alternativas globales (Permian, Bakken, Novatek en Siberia). Un proyecto competitivo se vuelve más atractivo; un proyecto marginalmente rentable puede pasar del no-go al go. La proyección de Figueroa asume que la elasticidad de inversión respecto a menor carga tributaria es positiva y significativa.
¿Qué volumen de producción adicional es necesario en Vaca Muerta para que las proyecciones de ingresos fiscales de 2.400 millones de dólares sean alcanzables?Las proyecciones no especifican volúmenes de producción objetivo, pero pueden inferirse: si la economía provincial se duplica en cuatro años, la producción de petróleo y gas debe crecer significativamente desde los actuales 435.000 BOE/día. Un crecimiento conservador sería alcanzar 550.000-600.000 BOE/día hacia 2030. Aplicando márgenes operativos del sector (alrededor de 40-50% del valor bruto de producción después de costos), y precios moderados (Brent 70 USD/barril, gas 8-10 USD/MMBtu), el incremento de ingresos fiscales por mayor recaudación de impuestos y regalías alcanzaría la cifra proyectada. La pregunta clave es si Shell y TotalEnergies invertirán capital suficiente para crecer 125.000-165.000 BOE/día adicionales en los próximos 18-24 meses.
