Otra Argentina. Eso es lo que promete ser la industria energética, que no mucho atrás era importador neto por US$ 10.000 millones al año y, para 2041, podrá ser exportador neto por US$ 45.000 millones. Otra Argentina. Es lo que ya es el sector, cuya balanza comercial -negativa hasta 2023- terminó positiva en US$ 5000 millones en 2024, en US$ 8000 millones en 2025 y lo sería en US$ 12.000 millones en 2026. Otra Argentina, en continua expansión, con proyectos, cada vez, más ambiciosos.
Por caso, Pampa Energía. Desarrolla en Rincón de Aranda, Neuquén, su proyecto de shale oil. Lanzado en US$ 1500 millones, ya era el desembolso más ambicioso en un solo activo de los 20 años de historia del grupo. Pero la reciente ampliación del RIGI al upstream hizo que, en marzo, Pampa subiera la apuesta: solicitó el ingreso al régimen para un desembolso, total, de US$ 4500 millones -es decir, el triple- en ese yacimiento.
“La aplicación del RIGI al upstream cambia significativamente la escala del proyecto, al viabilizar la zona norte del bloque”, explica Gustavo Mariani, su CEO. “Podremos llevar el desarrollo del yacimiento a una dimensión mucho mayor y sumar más de 100 pozos adicionales”, agrega. Señala que el plan original contemplaba el desarrollo del 50 por ciento del bloque. “Con el RIGI, vamos a poder expandir el alcance, adelantar el ramp-up de producción y llevar el plateau por encima del diseño original”, apunta.
Triplicar el desembolso se debe a, ahora, tener un proyecto “más ambicioso, con mayor alcance, mayor producción y mayor potencial exportador”. “Además, al viabilizar la zona norte, el desarrollo se extenderá por, aproximadamente, ocho años más”, añade.
Rincón de Aranda es el proyecto central de Pampa en este año. Clave, no sólo porque acelerará el crecimiento en Vaca Muerta: también, por su escala e impacto en el crecimiento de la compañía, remarca Mariani. “Además, vamos a seguir trabajando en nuestros yacimientos de gas El Mangrullo y Sierra Chata. El objetivo es incrementar nuestra producción de abastecer a la nueva demanda (por la ampliación del Gasoducto Perito Moreno), a nuestras centrales y los proyectos de GNL. Actualmente, Pampa es la tercera productora de gas de Vaca Muerta y queremos seguir consolidando esa posición de liderazgo”, define.
Con una participación superior al 15 por ciento, Pampa también es el mayor generador eléctrico del país. “Generación sigue siendo un negocio central. Que hoy tengamos una agenda muy fuerte en petróleo y gas no cambia eso”, aclara el CEO. “En 2026, el foco va a estar en seguir mejorando la eficiencia operativa, la disponibilidad de nuestros activos y la rentabilidad. Además, vamos a continuar profundizando la integración con nuestra producción de gas”, informa.
Eso significará priorizar la disponibilidad de sus centrales. “Estamos estudiando algunos proyectos, en los que avanzaremos sólo si vemos ventajas competitivas y una oportunidad concreta de crear valor. Consolidamos sólido nuestro market share actual”, asegura.
El entorno es propicio para la inversión, considera. “La Argentina volvió a generar interés y eso es importante. Hay una macro más ordenada y una señal más clara a favor de la inversión. Si ese proceso se consolida, el país tiene una oportunidad real de transformarse en un exportador confiable de energía -observa-. En ese contexto, el desarrollo de infraestructura será clave para acompañar el crecimiento de la producción y transformar ese potencial en exportaciones sostenibles”.
Define como “fundamental” seguir avanzando en marcos regulatorios que brinden previsibilidad y consoliden la normalización de los mercados, como el sector eléctrico. “Para proyectos de largo plazo, la estabilidad y consistencia en las reglas de juego son determinantes”, completa.
Por lo pronto, el grupo sigue avanzando. A fines de marzo, Pampa ingresó a la ventanilla de BID Invest la propuesta para recibir un préstamo sindicado de hasta US$ 1500 millones para una nueva filial: Fertil Pampa. ¿El objetivo? Una planta de urea granulada en Bahía Blanca, proyecto ideado como forma de seguir monetizando el gas de Vaca Muerta.
Por su parte, Shell marcó un hito. En febrero, puso en marcha su nueva planta en Bajada de Añelo, en la ventana de transición entre petróleo y gas. “La habíamos diseñado inicialmente con capacidad de hasta 15.000 barriles de petróleo diarios y 2 millones de metros cúbicos. En el tramo final, ampliamos un 30 por ciento en capacidad, a 20.000 barriles diarios y 2,5 millones de m3”, mensura Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay.
Actualmente, Shell produce 55.000 barriles diarios de crudo. “Queremos producir más pero también mejor: a mejores costos, con mayores eficiencias y en menores tiempos. Nuestro foco, hoy, está puesto ahí”, dice el CEO. Anticipa que su principal proyecto este año es la toma de decisión de inversión para acelerar el desarrollo de La Escalonada y Rincón La Ceniza, dos bloques cuya operación tomó YPF el año pasado y a los que, en 2026, se sumó Pluspetrol.
“También, seguiremos apostando al crecimiento de Bandurria Sur (con YPF como socia y operadora) y seguiremos invirtiendo en nuestros bloques operados”, retoma Burmeister. En Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo, precisa, será para abastecer la nueva capacidad de generación que generen los proyectos de midstream actualmente en curso. En Bajada de Añelo, el desembolso será para completar la capacidad de la nueva planta, perforando siete nuevos pozos este año y 11 en 2027, que se sumarán a los 15 ya existentes.
“Además, el sector se está proponiendo grandes proyectos para aprovechar el potencial enorme de la cuenca y estamos explorando esas oportunidades para participar en las que mejor se alinean a nuestra estrategia”, añade Burmeister.
Shell invertirá US$ 700 millones este año. “Vamos a seguir incrementando nuestra producción, a medida que se sigan levantando los cuellos de botella de evacuación en crudo, con proyectos como VMOS, para abastecer la nueva capacidad existente e incrementar las exportaciones; y apoyar los proyectos de crecimiento de nuestros socios en bloques compartidos”, adelanta el CEO.
No es su único anticipo. “Si bien el objetivo de nuestros primeros desarrollos operados fue el petróleo, nuestro portafolio hoy es más diversificado. Nuestro proyecto en Bajada de Añelo busca el de-risking de esa zona de transición, que tiene mucho potencial. La cuenca tiene mucho petróleo para ofrecer y aún más gas. Nuestra voluntad es, también, contribuir al desarrollo de todas las oportunidades”, sugiere.
(La versión original de esta nota se publicó en la edición número 386 de la revista Apertura, correspondiente a marzo/abril de 2026)