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

Trimestre marcado por Rincón de Aranda y la nueva regulación eléctrica

Pampa Energía cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 230 millones de dólares, un aumento del 26% frente al mismo período del año anterior. Los dos motores principales fueron la generación eléctrica, beneficiada desde noviembre por un nuevo esquema de mercado más descentralizado, y el yacimiento de shale oil Rincón de Aranda, que aportó el 23% del EBITDA trimestral tras alcanzar la meta de 20.000 barriles por día en diciembre. En el conjunto del año, el EBITDA consolidado superó por primera vez los 1.000 millones de dólares, con un crecimiento del 8% interanual, mientras que el CapEx alcanzó un récord de 1.400 millones de dólares, de los cuales aproximadamente la mitad se destinó a Rincón de Aranda. Las reservas probadas totales crecieron un 28% hasta 296 millones de barriles equivalentes de petróleo, con un ratio de reposición de 3,2 veces.

En el segmento de petróleo y gas, el EBITDA trimestral fue de 77 millones de dólares, más del doble que el año anterior. La producción total promedio superó los 81.000 barriles equivalentes por día, un 32% más interanual. El precio realizado del crudo promedió cerca de 61 dólares por barril, aunque la compañía señaló que sin la cobertura de Rincón de Aranda habría sido de 53 dólares. La estacionalidad del gas explica la caída secuencial tanto en producción como en EBITDA respecto al tercer trimestre. En cuanto a la estructura financiera, Pampa emitió en noviembre un bono internacional a 12 años por 450 millones de dólares —la primera emisión corporativa argentina de largo plazo en más de una década— y cerró el año con una deuda neta de 801 millones de dólares y un apalancamiento de 1,1 veces EBITDA.

Perspectivas: más producción de shale y vertical integración del gas

La compañía espera que Rincón de Aranda alcance entre 27.000 y 28.000 barriles por día hacia mediados de 2026, con un objetivo de 45.000 barriles para 2027. El CapEx aprobado por el directorio para 2026 asciende a aproximadamente 1.100 millones de dólares en el perímetro restringido, de los cuales alrededor de 1.000 millones corresponden al segmento de exploración y producción y menos de 100 millones al de generación eléctrica, exclusivamente por mantenimiento. La compañía espera un flujo de caja libre negativo de unos 500 millones de dólares en 2026, lo que reduciría su posición de caja desde aproximadamente 1.200 millones hasta unos 700 millones de dólares. No se prevén dividendos en 2026 ni, previsiblemente, en 2027.

Un cambio estratégico relevante es la integración vertical del gas: desde diciembre, Pampa abastece con producción propia las plantas térmicas Genelba y Loma de la Lata, lo que la compañía estima incrementará en alrededor de un 10% la producción de gas del segmento de exploración y producción durante el año. La producción de gas natural para 2026 se proyecta en un promedio de entre 13,5 y 14 millones de metros cúbicos por día, frente a los 12,5 millones de 2025. Respecto al proyecto de GNL flotante (Southern Energy FLNG), la dirección informó que se espera el primer barco en el segundo semestre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028, con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales. Pampa posee el 20% del proyecto. Se destacó además que ya existe un contrato vinculante con la agencia alemana KfW (CFA) por 2 millones de toneladas anuales, con precio indexado a partes iguales al Henry Hub y al Brent, con vigencia hasta 2036.

Turno de preguntas: coberturas, RIGI y márgenes en generación

Los analistas preguntaron en detalle sobre la estrategia de cobertura del crudo. La dirección confirmó que la producción de Rincón de Aranda está cubierta en su totalidad hasta el primer trimestre de 2026 y reveló que en 2025 la cobertura generó una ganancia promedio de 7 dólares por barril, mientras que en lo que va de 2026 genera una pérdida de entre 4 y 5 dólares por barril dado el nivel actual de precios del Brent. Sobre el régimen RIGI, la compañía aclaró que la solicitud para el upstream de Rincón de Aranda está en proceso tras un decreto reciente que incorporó la producción de crudo al régimen, y que sus beneficios —eliminación de derechos de exportación a partir del tercer año, reducción del impuesto a las ganancias del 35% al 25%, depreciación acelerada y libre disposición de divisas en el exterior— podrían tener un impacto significativo en los tramos norte del yacimiento y en el total de reservas recuperables, aunque la dirección precisó que el efecto no alterará la curva de corto plazo. Respecto a los márgenes en generación, el CEO indicó que la nueva regulación implica entre un 10% y un 15% de aumento en el EBITDA del segmento frente a 2025, aunque aclaró que el shale oil sigue ofreciendo retornos esperados superiores a los de la generación eléctrica. Las preguntas sobre el proyecto de fertilizantes (urea) y sobre posibles fusiones y adquisiciones no obtuvieron información concreta: la dirección indicó que no hay nada en el corto plazo en ninguno de los dos frentes.