Qué dijo la dirección de Pampa Energía S.A. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de transición, con Rincón de Aranda como protagonista

Pampa Energía cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 230 millones de dólares, un avance del 26% frente al mismo período del año anterior. La generación eléctrica fue el principal motor del resultado, impulsada por las nuevas reglas del mercado mayorista vigentes desde noviembre, que permiten precios más desregulados y la autogestión del combustible. En segundo lugar, el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda aportó el 23% del EBITDA trimestral, después de haber iniciado el año produciendo menos de 1.000 barriles diarios y alcanzar 20.000 barriles en diciembre. El segmento de gas acusó la estacionalidad invernal típica y cayó frente al tercer trimestre. A nivel anual, el EBITDA consolidado superó por primera vez los 1.000 millones de dólares, con un crecimiento del 8% interanual. El endeudamiento neto se situó en 801 millones de dólares, equivalente a un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1 veces, tras la emisión en noviembre de un bono internacional a 12 años por 450 millones de dólares —el primer título corporativo argentino a tan largo plazo en más de una década—, que sirvió para cancelar vencimientos próximos.

Lo que viene: más petróleo, integración vertical y una apuesta al GNL

La compañía espera que Rincón de Aranda alcance 25.000-28.000 barriles diarios en el primer semestre de 2026, con un objetivo de 45.000 barriles para 2027. El presupuesto de inversión aprobado por el directorio asciende a aproximadamente 1.100 millones de dólares para el perímetro restringido: cerca de 1.000 millones para exploración y producción —de los cuales 770 millones irán a Rincón de Aranda— y menos de 100 millones en generación eléctrica, exclusivamente mantenimiento. La dirección estima que el flujo de caja libre será negativo en unos 500 millones de dólares este año, lo que reduciría la posición de caja desde 1.200 millones hasta aproximadamente 700 millones; no se prevé reparto de dividendos. En gas natural, la producción media de 2026 se estima entre 13,5 y 14 millones de metros cúbicos diarios, frente a los 12,5 millones de 2025, gracias en parte a la autogestión del gas en las centrales térmicas propias —Genelba y Loma de la Lata—, que ya representó el 41% del suministro en enero de 2026. En cuanto al proyecto de GNL Southern Energy, la compañía espera el primer barco en el segundo semestre de 2027 y un segundo en 2028, para una demanda total de 6 millones de toneladas anuales; Pampa posee el 20%. Se informó además que ya existe un contrato vinculante de suministro con la agencia alemana CFA por 2 millones de toneladas anuales durante 8 años, con precio indexado a Henry Hub y Brent al 50%. El oleoducto dedicado desde el campo hasta el puerto costaría entre 1.300 y 1.500 millones de dólares, con un 60% de financiación prevista.

Preguntas de analistas: coberturas, RIGI y el mercado de potencia

Los analistas dedicaron buena parte del turno de preguntas a tres asuntos. Primero, la cobertura del precio del petróleo: la dirección confirmó que la producción de Rincón de Aranda está cubierta al precio de Brent con un precio de ejercicio en torno a 66 dólares por barril hasta el primer trimestre de 2027; con los precios actuales más bajos, la cobertura genera una pérdida de entre 4 y 5 dólares por barril, aunque en 2025 produjo una ganancia media de 7 dólares. Los derechos de exportación —del 8%— y los descuentos de transporte no están incluidos en la cobertura. Segundo, el régimen RIGI: la compañía acaba de presentar la solicitud para que el upstream completo de Rincón de Aranda quede amparado por este esquema de incentivos —que incluye eliminación de retenciones a partir del tercer año, reducción de la tasa del impuesto a la renta del 35% al 25% y libre disponibilidad de divisas—; la aprobación podría alterar la curva de producción a mediano plazo, aunque no en el corto. Tercero, el nuevo mercado eléctrico: varios analistas preguntaron por el impacto de la Resolución 425/25, y la dirección estimó un incremento del EBITDA de generación de entre el 10% y el 15% frente a 2025, más un aumento adicional del 10% en la producción de gas de E&P derivado de la integración vertical. Se firmaron contratos B2B con privados por alrededor de 70 megavatios a precios de energía en torno a los 55 dólares por megavatio-hora, con duración de un año. La posible participación en la subasta de baterías anunciada por Secretaría de Energía se consideró incierta por la alta competencia en precios.