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Resumen ejecutivo
PAMP. Pampa Energía es la principal empresa privada de energía de Argentina, con 5,5 GW de capacidad de generación instalada (share del 14%), upstream en Vaca Muerta y participaciones en TGS (26,9%) y Transener (26,3%). Cuenta con deuda neta por USD 580 mln (NLR 0,66x), caja de USD 1,1 B y un perfil de deuda atractivo con 2/3 venciendo post 2030.
E&P. Generó USD 320 mln de EBITDA LTM al 1Q25 con 78,1 kboe/d (94% gas y 6% crudo), y se proyecta que este segmento alcance USD 1,1 B para 2027 gracias al ramp-up de Rincón de Aranda, y USD 1,25 B hacia 2030 por el gas asociado al proyecto de LNG.
Rincón de Aranda. Actualmente, su producción rondaría los 11 kbbl/d y continúa firme el objetivo de que la salida de 2025 esté por los 20 kbbl/d y de alcanzar un plateau de 45 kbbl/d hacia 2027. Recientemente solicitaron la inclusión de la CPF en el RIGI. A su vez, se hedgeó entre el 70 y el 80% de la producción hasta agosto de 2026 aprovechando la reciente escalada del Brent por el conflicto Israel-Irán.
Comoditización del gas. Con reservas de gas que abundan en nuestro país (192 años a los niveles de demanda anual actuales) y una producción muy afectada por la estacionalidad, desde la empresa buscan aplanar hacia arriba la curva de producción mediante la industrialización del gas vía su participación en Southern Energy para la producción de LNG primero, y luego, posiblemente mediante la incursión en la producción de urea granulada (ya sea mediante la construcción de una planta propia o adquisición de par- ticipaciones como p.e. el 50% de Profertil que Nutrien ofrece).
Generación eléctrica. Es el segundo generador privado con 5.472 MW de capacidad donde destaca la disponibilidad en sus Centrales Térmicas (CTs) del 97% al 1Q25. Aportó USD 380 mln de EBITDA LTM donde el 70% de los ingresos se explican por PPAs en USD. A su vez, la Secretaría de Energía (SE) publicó los lineamientos para la desregulación del mercado eléctrico mayorista en un plazo de 24 meses, lo que le permitiría a Pampa monetizar mejor sus CTs.
Transener. Opera 22.400 km y 174 estaciones (share del 86%), y generó un EBITDA LTM de USD 170 mln al 1Q25 tras ajustes tarifarios. La falta de nuevas líneas desde 2017 dejó la reserva fría en 6%, por debajo del estándar de 20% y en ese sentido el ENRE publicó su Plan Nacional de 5.600 km de nuevas líneas, aunque todavía no fijó fechas para las licitaciones.
El rincón donde todo crece
PAMP. Pampa Energía es la mayor compañía privada e integrada del sector energético argentino: cuenta con una capacidad de generación de 5,5 GW (el 14 % de la oferta nacional), extrae gas y petróleo no convencional en Vaca Muerta, donde el crecimiento de la compañía en los próximos 2 años vendrá principalmente del desarrollo del bloque Rincón de Aranda. Además, tiene participación en otros negocios regulados clave: posee 26,9% de Transportadora de Gas del Sur (TGS), la mayor transportista de gas del país; y el 26,3% de Transener, operadora del 95 % de las líneas de alta tensión. Actualmente la familia Mindlin y el management controlan el 22% del capital accionario y el resto flota libremente en BYMA (56%) y en NYSE (22%).
E&P. Su segmento de Exploración & Producción comprende sus operaciones como upstreamer de shale gas y shale oil en Vaca Muerta. Al 1Q25 generó un EBITDA LTM de USD 320 mln (margen 42%; ~10% provino del bloque Rincón de Aranda) con una producción de 78,1 kboe/d (12,5 Mm³/d de gas y 4,5 kbpd de crudo). Se espera que con el desarrollo del mencionado bloque el EBITDA alcance los USD 1,1 B hacia 2027 y mientras avance la producción de LNG en el país, podría subir hasta USD 1,25 B hacia 2030 por el gas asociado.
Rincón de Aranda. Se trata de un bloque shale oil en la zona core de Vaca Muerta donde PAMP participa al 100%. En la actualidad, la producción rondaría los 11 kboe/d y se prevé que finalice 2025 en 20 kboe/d. El ramp-up calza justo con la puesta en marcha de la ampliación Duplicar+ (Oldelval) en abril de este año. El plan 2025-2026 contempla perforar siete pads por año (28 pozos) y para ello cuenta con 2 rigs de perforación y 1 set de fractura, mientras se avanza con facilities incluyendo la Central Processing Facility (CPF) con capacidad para 45 kbbl/d (full COD 2H2026). Se espera alcanzar un plateau de 45 kbbl/d hacia 1H2027, similar a la capacidad contratada de VMOS (~9% o 50 kbbl/d). Todo el proyecto requiere un CapEx de USD 1,5 B y a posteriori se estima que el mantenimiento insumirá USD 250 mln por año. Cabe agregar que por la CPF y demás facilities solicitaron el ingreso al RIGI.
Comoditizando el gas. Nuestro país cuenta con abundantes reservas de gas: Vaca Muerta tendría 308 Tcf de shale gas suficientes para abastecer la demanda anual actual argentina (1,6 Tcf) durante 192 años. Esta demanda cuenta con una estacionalidad muy elevada dado que durante invierno se alcanzan picos de consumo de 150 Mm³/d mientras que durante el verano el valle puede ser inferior a 100 Mm³/d. Lo que ocasiona grandes fluctuaciones en el precio interno a pesar de la existencia de programas como el Plan GasAR, obligando a las Upstreamers a apagar y encender pozos según la estación (durante el período estival el precio en USD/MmBTU suele ser inferior a 2). Entonces, a modo de aplanar la curva de producción y mejorar los precios de realización, Pampa buscará la comoditización del gas (transformarlo en producto exportable) vía 2 proyectos propios y 1 de una subsidiaria: la producción de LNG y de urea, y el proyecto de NGL de TGS (ver Desayuno con TGS).
LNG. Pampa cuenta con una participación del 20% en Southern Energy: consorcio liderado por PAE (30%) del que también participan YPF (25%, ver Desayuno con YPF), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). El proyecto consiste en el despliegue de 2 FLNG (buques de licuefacción) de Golar bajo un contrato de tolling -no se adquieren, ésta los aporta-: el Hilli Episeyo que iniciará operaciones a fines de 2027 y tendrá una capacidad de producción de 2,45 MTPA; y el MK II, hoy en conversión en China, que llegaría al país a fines de 2028 y sumaría 3,5 MTPA. Si bien tomando un precio de LNG de 8 USD/MmBTU aportarían sólo USD 20 mln de EBITDA (al 20%), ambos FLNG requerirán ~27 Mm³/d de gas de los cuáles Pampa abastecerá 6 Mm³/d e implicaría un crecimiento del 40% de su producción promedio actual. Esto es, mejorará los retornos del Upstream.
Urea. Resulta atractiva la expansión de la producción de urea granulada puesto que convierte un insumo energético volátil (70% de los insumos es gas) en un fertilizante con cotización global y demanda anticíclica. Hoy el mercado local consume en torno a 2/2,3 MTPA mientras que la producción interna (Profertil) alcanza 1,3 MTPA, y el resto se importa. El solo hecho de lograr el autoabastecimiento evitaría la salida de USD ~400 mln anuales. Y mirando a futuro el atractivo solo aumenta: Brasil durante 2024 importó 8,3 MTPA. Si bien Nutrien le habría dado el mandato al BofA de vender su participación del 50% en Profertil (se habla de que costaría USD 600 mln; EV/EBITDA LTM 5,1x) y Pampa probablemente sea una de las interesadas, a ésta no le faltan incentivos para que construya su propia planta.
En Bahía Blanca ya controla la producción de prácticamente todos los insumos que hacen viable avanzar en una integración vertical: opera la central térmica Piedra Buena (620 MW) que le despacharía electricidad; es upstreamer y co-controla de TGS que podría darle prioridad a su abastecimiento de gas; y ya cuenta con plantas de tratamiento de agua industrial y desmineralizadora.
Generación Eléctrica. Pampa es el segundo generador del país: opera 17 centrales que suman 5.472 MW de capacidad con un market share del 15%. Sus centrales térmicas (CT) consistentemente desde 2018 logran disponibilidades superiores al 90% (1Q25 fue 97%), muy superior al 75-80% del promedio del país ex CTs de Pampa. Se debe a ubicaciones óptimas de sus ciclos combinados junto a bocas de gas (Loma la Lata) y en la entrada a Buenos Aires (Genelba). Este segmento entregó, al 1Q25, un EBITDA LTM de USD 380 mln (margen 53%; donde más del 70% de los Revenues proviene de PPAs en dólares) y su CapEx de mantenimiento oscila entre USD 130 y 170 mln.
Desregulaciones. El Gobierno Nacional, mediante la Res. 21/25 y el Dcto. 450/25 avanza hacia un mercado mayorista desregulado con un período de transición de 24 meses. Los lineamientos son: i) los generadores térmicos ya pueden autogestionar su combustible (desde mar25); ii) se restablece la libertad para firmar contratos bilaterales entre privados; iii) el precio spot pasará a reflejar el costo marginal (las centrales menos eficientes tenderán a quedar fuera de mercado) y; iv) se habilita el comercio internacional sin cupos siempre que no se comprometa la seguridad del sistema. Dada la competitividad de las centrales que opera Pampa, avances en la desregulación del mercado eléctrico le permitirá monetizar mejor su generación de ciclos combinados dado que en la actualidad la tarifa es flat (hoy ronda los USD 6.000 por MW/mes) sin distinguir el menor consumo de gas ni la mayor disponibilidad.
Transener. Opera y mantiene 22.400 km de líneas de alta tensión y 174 estaciones que despachan el 86% de la energía del país bajo dos concesiones que vencen en 2088 (Transener, 500 kV) y 2092 (Transba, 132–220 kV). Pampa y Energía Argentina (ex Enarsa) son las co-controlantes con el 26,3% del capital cada una, el FGS posee el 19,6% y el resto cotiza en bolsa. Al 1Q25 generó un EBITDA LTM de USD 170 mln (margen 48%) gracias al ajuste tarifario iniciado en may24 que mejoró sus ingresos en un 179% y con la nueva Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) se prevé indexación mensual. Es esperable que conforme a la nueva RQT para el período 2025-2029, su EBITDA alcance, al menos, los USD 200 mln.
Deuda. Al 1Q25 Pampa muestra un balance robusto con una deuda neta en torno a los USD 580 mln, con caja por USD 1,1 B y un ratio de apalancamiento de 0,8x (todo esto excluyendo TGS y TRAN). A su vez, 2/3 de la deuda vence después de 2030, varios años luego de alcanzar el plateau en Rincón de Aranda (2027). En cuanto a la caja, más del 60% está colocado en T-bills y money markets, de manera tal de responder rápidamente a necesidades de CapEx o posibles M&A (Profertil u otros).
Política de cobertura. Pampa habría hedgeado entre el 70 y el 80% de su producción de crudo hasta agos
to/septiembre de 2026 mediante la venta de futuros en la curva de ICE Brent (se extendió hasta parte de la 2H26 durante la breve pero acentuada suba que tuvo el Brent por el conflicto Israel-Irán). El fundamento detrás es la costumbre de la empresa a los cash flows estables y/o previsibles (generación eléctrica, plan GasAR y participaciones en Transener y TGS) que se amplifica con las elevadas necesidades de liquidez para desarrollar Rincón de Aranda.
Beneficios de salir del CEPO. La mayor ventaja que le traería a Pampa la flexibilización para personas jurídicas en materia cambiaria vendría aparejada de la reducción del riesgo país, el consiguiente mayor acceso a financiamiento y la reducción del costo del capital. Si bien la empresa ha emitido deuda en NY con primas de entre 350 y 400 pbs, su calificación crediticia está limitada a la del soberano, lo que impide a fondos institucionales (como MSCI EM y JPM GBI-EM) formar posiciones mayores en deuda y equity de la empresa.
Stake en GeoPark. En mayo, Pampa adquirió el 10,17% del capital de GPRK tras adquirir 5,2 mln acciones por USD 34,1 mln y entra dentro de su estrategia de stock picking hasta por el 5% de su caja. Fundamentos: consideran que cotiza a valores de distress (EV/EBITDA 1,9x, por debajo de sus peers), posiblemente debido a la caída de su acuerdo con PGR; cuenta con una posición de caja elevada (USD 308 mln al 1Q25); y a un posible cambio de signo político en Colombia (elecciones en may26) luego de un gobierno que priorizó energías renovables.
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