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

Trimestre récord impulsado por Rincón de Aranda y el nuevo marco eléctrico

Pampa Energía cerró el primer trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 325 millones de dólares, un aumento del 48% interanual y del 41% respecto al trimestre anterior. La producción total superó por primera vez las 100.000 barrías de petróleo equivalente por día, nuevo máximo histórico trimestral. El bloque de shale oil Rincón de Aranda, cuya puesta en marcha comenzó hace un año, aportó el 17% del EBITDA consolidado —una cifra ocho veces superior a la del mismo período del año pasado— y alcanzó una producción promedio de 18.200 barriles diarios durante el trimestre, con una tasa de salida superior a los 21.000 barriles en marzo. El segmento de generación eléctrica también contribuyó de forma relevante: el nuevo esquema de precios marginales en el mercado mayorista benefició a las centrales de ciclo combinado no contratadas bajo PPAs, elevando su EBITDA un 30% respecto al trimestre previo. El costo de extracción del petróleo cayó a menos de 10 dólares por barril, desde los 41 dólares del primer trimestre de 2025, reflejo directo del escalado de Rincón de Aranda.

Los ingresos del segmento de gas crecieron gracias a la mayor demanda de sus propias centrales térmicas —que pasaron a autoabastecerse bajo el nuevo marco regulatorio—, a las exportaciones a Chile y a la demanda industrial. Las exportaciones de gas aumentaron un 65% interanual hasta 1,5 millones de metros cúbicos diarios, nivel que la compañía espera mantener durante el resto del año. El costo de extracción de gas descendió un 10% interanual hasta 0,90 dólares por millón de BTU.

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

Pampa aseguró 3,2 millones de metros cúbicos diarios en la primera licitación de la expansión del gasoducto Perito Moreno, equivalente al 27% de la capacidad total licitada. El contrato tiene una vigencia de 35 años bajo modalidad take-or-pay y requiere el prepago de los primeros 15 años de tarifas, por un monto aproximado de 330 millones de dólares pagaderos en cuatro cuotas antes de abril de 2027. La compañía estima que esta infraestructura podría aportar alrededor de 100 millones de dólares anuales adicionales al EBITDA de generación eléctrica y entre 50 y 60 millones al segmento de exploración y producción, aunque subraya que la cifra depende del precio marginal del sistema en los inviernos futuros. Para Rincón de Aranda, la empresa espera alcanzar los 28.000 barriles diarios a mediados de 2026 con la segunda facilidad de tratamiento provisional ya en operación, y apunta a un plateau de 45.000 barriles diarios una vez que la planta central de procesamiento y el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur estén operativos, nivel que la compañía estima sostenible durante aproximadamente 15 años. La solicitud de adhesión al régimen RIGI por 4.500 millones de dólares fue presentada en marzo; la dirección advierte que la aprobación tomará varios meses más. En cuanto al proyecto de urea, la dirección señala que la decisión final de inversión podría tomarse entre el tercer y el cuarto trimestre de 2025, con una planta de dos millones de toneladas anuales que implicaría ventas del orden de 1.000 millones de dólares a precios históricos normales. No se pagarán dividendos.

Turno de preguntas: cobertura del crudo, apalancamiento y estrategia comercial

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, la cobertura del precio del petróleo: Pampa cubrió el 100% de su producción de Rincón de Aranda a un precio promedio de Brent de 65 dólares por barril hasta abril de 2027, lo que redujo el precio realizado en el trimestre a 58 dólares frente a más de 69 sin cobertura, con un impacto negativo de aproximadamente 21 millones de dólares en ingresos. La dirección rechazó calificar esto como una pérdida y explicó que el objetivo era garantizar estabilidad durante la fase de arranque; de cara al futuro, la compañía espera reducir el porcentaje cubierto a alrededor del 50%. Segundo, el apalancamiento: el flujo de caja libre fue negativo en 404 millones de dólares en el trimestre, afectado por las garantías de la cobertura, el CapEx intensivo y pagos diferidos del año anterior. La deuda neta ascendió a 1.200 millones de dólares, con un ratio de apalancamiento neto de 1,5 veces sobre el EBITDA de los últimos doce meses. La compañía espera mantenerse en ese nivel durante 2026 y reducirlo progresivamente hasta llegar a deuda neta cero en dos o tres años si no acomete nuevos proyectos de gran escala. Tercero, varios analistas preguntaron por la estrategia comercial en el mercado eléctrico desregulado: la compañía indicó que ya vendió el 20% de la energía disponible bajo contratos B2B —el máximo permitido para capacidad heredada— y que avanza en la venta de capacidad, proceso que tomará más tiempo por el mayor volumen involucrado.