Especial – Desayuno con TGS 2025-06-24

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Highlights del desayuno organizado con Transportadora de Gas del Sur (BCBA: TGSU2; NYSE: TGS) con la presentación a cargo de Leandro Pérez Castaño (gerente de Finanzas) y de Carlos Almagro (head de Relación con Inversores).

 

TGS. Opera 9.248 km de gasoductos, lo que la convierte en la mayor de Latinoamérica, donde sus actividades se agrupan en tres negocios: transporte, líquidos y midstream.

Transporte. La tarifa indexada mensualmente (50 % IPC / 50 % IPIM) y la WACC real en dólares de 7,18% fijadas en la RQT 2025-30 permitirán sostener un EBITDA de USD 320-330 mln por año a partir de 2025. Mientras, está a la espera del decreto presidencial la prórroga de la licencia hasta 2047.

Líquidos. La reapertura plena del Complejo Cerri y la ventana hasta 2027 (al menos) de acceder a gas spot a menos de USD 2/MMBtu durante el período estival, permitirían alcanzar EBITDAs anuales cercanos a los USD 250 mln. Hacia 2026 se iniciaría la obra del proyecto NGL que ampliaría la capacidad de producción de líquidos en 2,8 MTPA al cabo de 3 años. Requerirá un CapEx de USD 2,5 B y aportaría entre USD 600-700 mln de EBITDA, todo en el marco del RIGI.

Midstream. Se estima que aporte USD 150 mln de EBITDA para 2025, con la planta de Tratayén operando a capacidad (de acondicionar 28 MM m³/d de gas en sus 5 módulos). El 7 de julio se abrirán los pliegos por la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM) y de tramos finales del sistema regulado que opera TGS (CapEx total USD 700 mln, donde la expansión de GPM por USD 500 mln está enmarcada en el RIGI) que elevará la capacidad de transporte a 35 MM m³/d a partir de 2027 y sumaría entre USD 120-130 mln anuales de EBITDA. Además, se encuentra en estudio que TGS construya el gasoducto dedicado para el proyecto Argentina LNG etapa 1.

Financiamiento de los proyectos. Si bien no está clara la estructura societaria ni los participantes en el proyecto de NGL, TGS parte de una posición de caja neta de USD 340 mln (1Q25 antes del pago de dividendos) y podría apalancarse hasta 3,5× EBITDA sin perder el grado inversor (arg) que le permitiría obtener financiamiento adicional de hasta USD 2,45 B.

2030. Hacia finales de la presente década, con los proyectos NGL y de expansión del Gasoducto Perito Moreno, se espera que TGS más que duplique su EBITDA actual alcanzando un rango de USD 1,42-1,56 B. Así, el segmento regulado pasaría del actual 49% a sólo 22%.

Transformando TGS

 

Transportadora de Gas del Sur es la mayor operadora de gasoductos (9.248 km) de Latinoamérica, desde 1994, cotiza en la NYSE y la BYMA. Sus actividades se agrupan en tres negocios: transporte de gas natural regulado, que cuenta con una capacidad contratada en firme de 89 MM m³/d de gas; líquidos (etano, propano, butano y gasolina natural) a partir del procesamiento de gas en el complejo General Cerri, Bahía Blanca; y midstream, que comprende la recolección, acondicionamiento y compresión de gas en boca de pozo, más construcción y operación de ductos. El capital accionario se distribuye de la siguiente manera: 53,83% lo controla el holding CIESA —propiedad de Pampa Energía (50%), la familia Sielecki (27,1%) y el grupo Safra (22,9%)—; el FGS-ANSES posee 25,33%, y el 20,84% restante es free float repartido casi por mitades entre Buenos Aires y Nueva York.

 

 

 

El día 12 de junio se organizó en nuestras oficinas un desayuno que estuvo acompañada de una presentación a cargo de Leandro Pérez Castaño (gerente de Finanzas) y de Carlos Almagro (head Investor Relations) cuyos highlights fueron:

Transporte. Opera la red de gasoductos más extensa de Latinoamérica (9.248 km) donde se transporta el ~60 % del gas que se consume en Argentina. La capacidad en firme contratada es de 89 MM m³/día de gas capacidad bajo contratos ship-or-pay. El segmento genera EBITDA en pesos, por lo que su medición en USD dependerá del nivel del FX. En 2024, gracias a la recomposición tarifaria, aportó USD 252 mln (Mg. EBITDA 62%) y representó el 62% del EBITDA. Se estima que para 2025 genere entre USD 320 y 330 mln. Por cuanto a la licencia, estaría pendiente el decreto presidencial para extenderla hasta el 28 de diciembre de 2047, habiendo obtenido ya vistos buenos del ENARGAS, la Secretaría de Energía y la SIGEN.

Tras la RTI de 2017 el EBITDA en 2018 había alcanzado los USD 287 mln (Mg. EBITDA 70%) aunque el congelamiento tarifario de 2020/23 lo desplomó a sólo USD 53 mln en 2023 (Mg. EBITDA 29%) llegando tener déficit operativo en el 1Q24 hasta la aprobación de una suba del 675% en las tarifas de transporte de gas hacia abril de 2024. Recientemente, a inicios de mayo de 2025 se aprobó una nueva RQT (Revisión Quinquenal Tarifaria) que definió para el período 2025/30: una Base Tarifaria Inicial de USD 1,8 B; un WACC del 7,18% (real en USD después de impuestos); una mejora de las tarifas en torno al 3,67% que se distribuye a lo largo de 31 cuotas; la indexación de las tarifas en forma mensual conforme a la evolución del IPC (50%) y del IPIM (50%); y ~320 mln USD de CapEx de mantenimiento en todo el período.

 

 

Líquidos. Esta unidad de negocio se apoya en el procesamiento de ~47 MM m³/d de gas en el complejo General Cerri (Bahía Blanca) y alcanza una producción total de 1,1 MTPA de líquidos que comprenden: etano (se vende 100% a Dow Chemical vía contrato take-or-pay con un precio vinculado al gas local), propano y butano (54% mercado local y 46% se exporta, todo a export-parity) y gasolina natural (100 % exportación). Su EBITDA máximo fue USD 222 mln en 2022 (Mg. EBITDA 38%) con el conflicto Rusia-Ucrania en donde los precios alcanzaron los USD 800-900/tn. No obstante, en 2024, con precios normalizados en USD 400-500/tn, el EBITDA fue USD 201 mln (Mg. EBITDA 41%) gracias a la eliminación del esquema de garrafa social subsidiada y a la sobreoferta de gas que genera Vaca Muerta durante el verano en donde se pudieron cerrar contratos spot hasta por debajo de USD 2/MMBtu. Se estima que hasta que no comiencen a producir los proyectos “Argentina LNG” a partir de 2027, podrá seguir obteniendo gas a precios muy competitivos.

 

 

Inundación en Bahía Blanca. El 7 de marzo de 2025, una lluvia de 300 mm inundó Cerri, obligando a parar los tres trenes de fraccionamiento. La producción estuvo fuera de servicio hasta mediados de abril y volvió a operar a capacidad en mayo. TGS estima un daño físico de unos US$ 20 M (cuenta con póliza) y una pérdida de EBITDA de ~USD 50 mln, por lo que recortó la previsión para 2025 de su segmento líquidos al rango de USD 180-200 mln desde USD 250 mln.


Proyecto NGL. TGS está avanzando en su proyecto más ambicioso hasta la fecha que si bien involucra a su segmento Midstream, casi triplicaría su unidad de líquidos. Si bien no se ha definido la estructura societaria ni los participantes (en caso de que los haya), tiene previsto incrementar la producción de LPG y gasolina en 2,8 MTPA. Involucraría, con un CapEx total estimado de USD 2,5 B, la transformación de la planta de acondicionamiento de Tratayén (que hoy procesa 28 MM m3/d de gas natural) en una criogénica completa (aumentando su capacidad de procesamiento a 40 MM m3/d de gas y separará 2,8 MTPA de LPG y gasolina), la construcción del poliducto Tratayén-Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento, almacenamiento y despacho en Bahía Blanca, todo para aprovechar la riqueza del gas de las zonas de Volatil y Black Oil de Vaca Muerta. Las obras se pondrían en marcha en 2026 y todas sus etapas finalizarían a los 3 años. Estaría enmarcado en el RIGI y se espera que genere un EBITDA anual de USD 600-700 mln.

 

 

Midstream. Segmento nacido en 2019 con la puesta en marcha de los tramos norte y sur del sistema de gasoductos de TGS de 182km dentro de Vaca. El tramo norte cuenta con una capacidad de transporte de 35 MM m3/d y conecta el bloque El Trapial con la planta de Tratayén. El tramo sur, con una capacidad de 25 MM m3/d, y se une al tramo norte en el bloque Bandurria Sur, punto a partir del cual el sistema cuenta con una capacidad de 60 MM m3/d.


Operan bajo contratos ship-or-pay y cobra a los productores una tarifa fija por transporte más un cargo de acondicionamiento que, según presentaciones de la empresa a reguladores y productores, ronda USD 0,50-0,70/MMBtu en conjunto, indexada a la inflación estadounidense. Puntualmente, la planta de acondicionamiento de Tratayén, luego de la puesta en marcha de los módulos 4 y 5 en 2024 y de un CapEx total (por los 5 módulos y los 182 km de gasoductos de captación) de unos USD 700 mln, cuenta con una capacidad de procesamiento de 28 MM m³/d de gas natural.


A su vez, en este segmento se incluye la Operación y Mantenimiento (O&M) del Gasoducto Perito Moreno (ex-NK) que ENARSA le adjudicó a TGS el 6 de junio de 2023, dado que se lo enmarcó dentro de la Ley de Hidrocarburos para permitir tarifas en dólares y ajustables por inflación de EE.UU. -fuera del sistema regulado que TGS expone en su unidad “Transporte” y que tiene ingresos en pesos-. El gasoducto se inauguró el 9 de julio de 2023 y la licencia otorgada a TGS tiene un plazo de 5 años extendible 1 año más previo a un nuevo concurso. Cuenta con una capacidad de diseño de 40 MM m³/d una vez que se instalen todas las estaciones de compresión previstas y va desde Tratayén hasta Saliquelló (longitud de 563 km). Actualmente transporta 21 MM m³/d.

Este segmento en 2019 generó un EBITDA de USD 20 mln (Mg. EBITDA 42%) y creció sostenidamente hasta alcanzar los USD 133 mln en 2024 (Mg. EBITDA 68%). Se prevé que para 2025 genere en torno a los USD 150 mln.


Proyecto: Expansión Gasoducto Perito Moreno. TGS presentó al Estado su proyecto para ampliar el mencionado gasoducto en el tramo Tratayén-Salliqueló para que su capacidad aumente de 21 a 35 MM m³/d (+14 MM m³/d; full COD 1H2027 -18 meses desde la adjudicación de la obra-) e involucra la construcción de 3 plantas compresoras nuevas (CapEx USD 500 mln, con tarifas en dólares y bajo el RIGI; con los activos a revertirse a ENARSA luego del año 15). A su vez, TGS realizaría obras complementarias, en los tramos finales del sistema regulado que opera, por otros USD 200 mln, que también se reversarían a ENARSA, pero al término de la licencia (2047 una vez se emita el decreto mencionado). Todo el proyecto generaría un EBITDA de entre USD 120 y 130 mln. En la actualidad, ENARSA abrió la licitación el 22 de mayo y la apertura de pliegos está prevista para el 7 de julio, donde se licita básicamente la tarifa de transporte en USD. En caso de que haya más de un oferente, se adjudicará a TGS directamente si su precio no supera en un 10% a la mejor oferta. Y, en caso de que lo supere, habría una segunda vuelta.

 

 

Proyecto Potencial: Gasoducto dedicado para Argentina LNG Etapa 1. Desde la empresa están analizando llevar a cabo / participar en la construcción del gasoducto dedicado que requerirá Southern Energy con la llegada del 2° FLNG (el MK II) hacia 2028. Requeriría de un CapEx de entre USD 1,5 a 1,7 B.

Financiamiento de los proyectos. Al 1Q25 la empresa tiene un balance sano, con caja neta por USD 340 mln (bruta por USD 890 mln; sin tener en cuenta el último dividendo). La necesidad de financiamiento de los proyectos principales (expansión del Gasoducto Perito Moreno y NGL) asciende a un total de USD 3,2 B (o USD 2,86 B neteando la caja). Sin perder el grado “inversor” (arg), podría apalancarse hasta 3,5x EBITDA, que en 2026E rondaría entre USD 700 y 730 mln sin el impacto de la inundación del Complejo Cerri (2025E estaría entre USD 650 y 680 mln), lo que implica que podría obtener financiamiento por hasta USD 2,45 B. No obstante, todavía no se han definido las estructuras societarias ni las formas de financiamiento de los distintos proyectos.

2030. Hacia 2030, con ambos proyectos funcionando a capacidad, TGS podría más que duplicar su EBITDA LTM actual, y podría ubicarse entre USD 1,42 y USD 1,56 B con un NLR (Net Leverage Ratio = Net Debt/EBITDA) cayendo, al menos, a la zona de ~2x (con payout del 100% del FCF). Así, TGS modificaría la composición de su negocio, de un actual estimado de 49% regulado y 51% no regulado, hasta una de 22% y 78% respectivamente.

 

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