Qué dijo la dirección de Pampa Energía S.A. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre récord impulsado por Vaca Muerta

Pampa Energía cerró el primer trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 325 millones de dólares, un 48 % más que en el mismo período del año anterior y un 41 % por encima del trimestre previo. La producción total superó por primera vez los 100.000 barriles de petróleo equivalente por día, nuevo máximo histórico trimestral. El bloque Rincón de Aranda —que hace un año producía menos de 1.000 barriles diarios— aportó el 17 % del EBITDA consolidado y el 54 % del segmento de petróleo y gas, multiplicando su contribución por ocho respecto al Q1 2025. Los costos de extracción de crudo cayeron de 41 dólares por barril a menos de 10 dólares, reflejo directo de la maduración operativa del yacimiento. El CapEx del trimestre ascendió a 242 millones de dólares, de los cuales 163 millones se destinaron al desarrollo de Rincón de Aranda.

El segmento de generación eléctrica también registró una mejora significativa —EBITDA de 144 millones, +30 % secuencial— gracias al nuevo marco regulatorio del mercado mayorista, que introdujo precios marginales y benefició a las centrales de ciclo combinado (CCGT) eficientes de la compañía. Pampa explicó que el aparente deterioro en el margen porcentual del segmento no implica menor rentabilidad, sino que ahora el gas se contabiliza como costo real del combustible en lugar de un traspaso neutro, lo que hace la cifra más comparable con cualquier generadora del mundo. En paralelo, la compañía emitió en abril 200 millones de dólares en obligaciones negociables a tres años con una tasa fija de 5,49 %, que calificó como "altamente competitiva".

Lo que viene: gasoducto, planta de urea y plateau de producción

El principal desembolso comprometido a corto plazo es la expansión del gasoducto Perito Moreno. Pampa aseguró 3,2 millones de metros cúbicos diarios de capacidad de transporte —27 % de la expansión total y dos tercios del primer tramo licitado— mediante un contrato de 35 años con pago anticipado de 15 años de tarifa, lo que equivale a aproximadamente 330 millones de dólares desembolsables en cuatro cuotas con vencimiento en abril de 2027. La compañía estima que esta capacidad firme podría generar alrededor de 100 millones de dólares adicionales de EBITDA en generación eléctrica, más entre 50 y 60 millones en el segmento de exploración y producción, aunque aclaró que las cifras dependen de los precios del GNL y el gasoil que fijen el costo marginal del sistema en invierno.

En Rincón de Aranda, la dirección espera alcanzar 28.000 barriles diarios a mediados de 2026 y un plateau de 45.000 barriles —sostenible durante aproximadamente 15 años— una vez que entre en operación la planta de procesamiento central y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur. La solicitud de adhesión al régimen RIGI por 4.500 millones de dólares de inversión total fue presentada en marzo y sigue pendiente de aprobación; la compañía estima que el proceso podría tomar varios meses más. Respecto al proyecto de planta de urea de dos millones de toneladas anuales, Mariani anticipó que la decisión final de inversión se tomaría entre el tercer y el cuarto trimestre de 2026, y que en ese momento se convocará un Día del Inversor para detallar la estructura financiera y la estrategia comercial, que combinaría ventas locales con exportaciones a países vecinos —Sudamérica importa actualmente 10 millones de toneladas de urea por año, principalmente desde Oriente Medio y Rusia—.

Turno de preguntas: coberturas, apalancamiento y dividendos

Los analistas concentraron sus preguntas en tres frentes. Primero, el impacto de las coberturas de crudo: la compañía cubrió el 100 % de su producción durante la fase de rampa de Rincón de Aranda a un precio promedio de 65 dólares por barril Brent hasta abril de 2027. En el Q1, el precio realizado fue de 58 dólares, unos 11 dólares por debajo del precio sin cobertura, lo que implicó aproximadamente 21 millones de dólares de ingresos no capturados. La dirección rechazó hablar de "pérdidas" y reafirmó que el objetivo era garantizar estabilidad durante la inversión inicial; hacia adelante, la intención es reducir el porcentaje cubierto a alrededor del 50 %. El flujo de caja libre fue negativo en 404 millones en el trimestre, explicado principalmente por los requerimientos de garantías colaterales de esa cobertura y el CapEx intensivo, lo que elevó el apalancamiento neto a 1,5 veces el EBITDA de los últimos doce meses. La compañía prevé mantener ese nivel durante 2026 y reducirlo gradualmente. Las exportaciones de gas, todas dirigidas a Chile a través de los gasoductos Gas Andes y Gas Pacífico, crecieron un 65 % interanual hasta 1,5 millones de metros cúbicos diarios; no hay ventas a Brasil en el horizonte inmediato. Ante la pregunta directa sobre dividendos, la respuesta fue un escueto "no".