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• Iniciamos cobertura en Pampa Energía con un Price Target de USD 121 para YE2026. Cotizando actualmente a 6,6x EV/EBITDA_2025E, estimamos un EBITDA para 2026 de 1.122 mln USD.

• Producción en Oil and Gas. Con una gran superficie en acres en la cuenca Vaca Muerta, Pampa cuenta con elevadas reservas de shale oil y shale gas. También, con el suficiente equipamiento como para alcanzar plateaus de producción superiores a lo previsto en el Investor Day 2024 (ID24). Esto es, producir 58.000 bbl/d (barriles de crudo por día) vs. los 45.000 bbl/d indicados en el ID24. A su vez, la producción de gas podría promediar los 20,4 Mm m³/d por año hacia finales de la década, una vez que entren en funcionamiento la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y arriben al país los FLNG del proyecto Southern Energy en el que participa. Implicaría un crecimiento del 57% desde los 13 Mm m³/d que alcanzaría en 2025.

• Gran productividad en los bloques de gas. En los 35 pozos que lleva perforados en los bloques El Mangrullo y Sierra Chata, la curva de producción de gas observada casi duplica la de otros como Fortín de Piedra, lo que implica menores niveles de CapEx requeridos para sostener los volúmenes. Inclusive, el peak de producción medio en dichos bloques supera en torno a 15% el aplicado en el modelo.
• Reforma del Mercado Eléctrico Mayorista. El gobierno nacional busca la desregulación del mercado eléctrico y la Secretaría de Energía ha realizado avances normativos. Si bien la normativa ya está implementada, sus efectos comenzarían a verse al 100% a partir de 2026. Desde Pampa estiman que el EBITDA de Power Generation mejoraría entre 10% y 15% principalmente por mejoras en los precios de realización. El nuevo esquema pasaría a remunerar más a las centrales que se autoabastecen. Y, además, el precio del MWh estará en función del costo marginal del sistema, entre otros factores, beneficiando a los más eficientes.
• Menor sensibilidad a los precios de la energía respecto de sus peers. Variaciones del 1% en los precios del crudo Brent, implican variaciones del 0,74% en el Price Target. La sensibilidad es menor en el caso del gas, 0,61%. Esto se debe a la relevancia de su sector de generación eléctrica por su estabilidad y elevada generación de cash flow.

Tabla 1. Principales métricas financieras de Pampa Energía sin incluir las participaciones en TRAN y TGS.
Fuente: Proficio Investment.

Sobre la empresa

 

Pampa Energía (NYSE: $PAM, BCBA: $PAMP) es uno de los principales grupos energéticos integrados de Argentina. Sus dos segmentos principales son “Oil and gas” y “Power generation” además de participar en empresas asociadas a su cadena productiva como Transener y Transportadora de Gas del Sur. También cuenta con el segmento “Petrochemicals” que, si bien representa actualmente el 30% de los Revenues, no se analizará en detalle dado que las nulas perspectivas de crecimiento y la baja rentabilidad implican que su valuación sea marginal.

En Oil and Gas, puede decirse que su foco principal hasta 2024 fue el gas natural. Ingresó a dicho mercado hacia mayo de 2018 con la adquisición de Petrobras Argentina. Año en el que su participación en la producción total en el país alcanzó el 3,5% y desde allí continuó ascendiendo hasta la zona del 9% actual que lo convierte en el 5° principal actor (ver Gráfico 1).

Gráfico 1.
Fuente: Proficio Investment en base a Secretaría de Energía.

 

Decimos hasta 2024 puesto que, desde allí, el crecimiento orgánico de la compañía pasó a estar determinado por la producción de crudo. Esto se debe a que la ampliación de la infraestructura de evacuación de gas requiere de regímenes jurídicos que brinden estabilidad a largo plazo, como el RIGI actual que tendrá su impacto positivo cuando comience la producción de LNG hacia fines de 2027. Entonces, el proyecto principal actual de Pampa es el desarrollo de su bloque Rincón de Aranda en Vaca Muerta.

En cuanto a Power Generation, Pampa es la que mayor cantidad de energía eléctrica generó en el país en 4 de los últimos 5 años. Desde 2020 su participación creció desde un 12,3% hasta un 15,3% en 2024 incrementando su oferta desde 16.449 GWh hasta los 21.741 GWh respectivamente. Todo el crecimiento se explica por la puesta en marcha de sus parques eólicos (“PEPE”) IV, V y VI, como así también de la Central Térmica Ensenada de Barragán en 2023 (ver Gráfico 2).

Gráfico 2.
Fuente: Proficio Investment en base a CAMMESA.

 

Oil and Gas

 

Imagen 1. Vaca Muerta.
Fuente: Proficio Investment en base a Gobierno de Neuquén.

 

En el minimapa se puede observar la cuenca Vaca Muerta dentro de la provincia de Neuquén, donde se delimitan los bloques y además, con colores, se identifica el tipo de fluido que contienen. Los resaltados son sobre los que Pampa cuenta con concesión (ver Imagen 1). En total, Pampa cuenta con 197.077 acres netos en zona de gas y 81.550 en la de crudo (incluimos Río Neuquén en los de gas porque es lo que principalmente produce hoy). A una relación de 1 ubicación de pozo por cada 150 acres se arriba a un stock de 1.313 pozos de gas y 543, de crudo.

Actualmente el foco de Pampa pasa por desarrollar los bloques de Rincón de Aranda (RdA, crudo) y Sierra Chata (SC, gas). Entonces, en su Investor Presentation mencionan un stock de pozos de crudo de 286, sin dar estimaciones para los de gas. Dicha cifra, luce conservadora dado que arroja una relación de 206 acres por cada ubicación de pozo cuando en bloques muy productivos y cercanos (La Amarga Chica, Bajada del Palo Este) dicha relación se encuentra entre 73 y 93. Esto se debe a que Pampa todavía no ha experimentado la perforación en las fallas geológicas, que han resuelto con éxito sus peers. Además, no incluyen en la estimación su participación en Veta Escondida, dado que será turno de operarlo hacia la década siguiente.

RdA, como se menciona anteriormente, se encuentra al norte de bloques muy productivos como probaron ser La Amarga Chica y Bajada del Palo Este. Y los, en torno a, 24 pozos ya conectados por Pampa han estado en línea; lo que nos lleva a tomar como una curva tipo de un pozo la que se emplea para sus peers (ver Gráfico 3).

Gráfico 3.
Fuente: Proficio Investment en base de Pampa y peers.

En cuanto a una curva tipo de un pozo de gas, se suavizó la producción que observó la compañía en sus pozos de SC y EM (ver Gráfico 4).

Gráfico 4.
Fuente: Pampa Energía. Investor Presentation.

 

Pampa cuenta con 3 equipos de perforación, 2 se emplean en RdA y 1 en SC, y 1 set de fractura que se moviliza entre los bloques. Cada equipo de perforación es capaz de perforar hasta 15 pozos por año. Esta maquinaria, es suficiente para que la producción alcance plateaus que coincidan con las respectivas capacidades de evacuación: 58 kbbl/d en el caso del crudo una vez que esté completamente operativo el oleoducto VMOS hacia 1H27; y 20,4 Mm m³/d de gas una vez que TGS finalice la ampliación del gasoducto Perito Moreno (1Q27, se asume un interés del 10%), y entren en funcionamiento los FLNG, Hili Episeyo (fines de 2027) y MK II (2028).

Así, se procede a estimar la producción (ver Gráficos 5 y 6):

Gráfico 5.
Fuente: Proficio Investment.

 

Gráfico 6.
Fuente: Proficio Investment.

 

En el Investor Day 2024, Pampa informó un plateau de 45 kbbl/d de crudo a alcanzarse hacia 2Q27. Por el sentido económico, se proyecta que el crecimiento de la producción no se detendrá allí y continuará mientras la empresa disponga de capacidad de evacuación.

Para finalizar con este segmento, obtenida la producción, y en base a estimaciones y supuestos de los precios de realización, lifting cost, gastos de comercialización, generales y de administración (SG&A), nivel de CapEx, entre otros (ver “Supuestos del modelo”), se proyectan los KPIs (ver Tabla 2) y principales métricas financieras (ver Tabla 3):

Tabla 2.
Fuente: Proficio Investment.

 

Tabla 3.
Fuente: Proficio Investment.

 

 

Power Generation

 

Tabla 4.
Fuente: Pampa Energía

 

En los últimos años, el segmento ha representado aproximadamente el 30% de las ventas totales de la compañía (USD 752 mln LTM al 3Q25), y un 40% del EBITDA total. Se trata de un segmento con cash flows estables y, a partir de la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista, 100% dolarizados.

Un factor fundamental para entender el futuro de este negocio es la Reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que impulsa la Secretaría de Energía (SE) de la Nación.

 

Según lo informado en el Earnings Call (EC) del 3Q25, PAMP estima que la mejora del EBITDA del segmento se ubicará entre el 10% y el 15%, a raíz de la nueva regulación.

En base a los lineamientos de la SE, y a estimaciones propias sobre los costos marginales del sistema y costos de producción de PAMP (ver “Supuestos del Modelo”), se elaboraron proyecciones de ingresos y EBITDA del segmento hasta 2030 (ver Gráficos 9 y 10). Dada la falta de información sobre los valores futuros de la RMA para el sistema, se optó por proyectar un crecimiento del EBITDA hacia 2027 en línea con el límite inferior de las estimaciones brindadas.

Gráfico 9.
Fuente: Proficio Investment.

 

 

Gráfico 10.
Fuente: Proficio Investment.

 

Tabla 6.
Fuente: Proficio Investment.

 

Holdings

 

El Segmento Holdings se compone, fundamentalmente, por las participaciones que Pampa posee en Transener (TRAN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS).

TRAN es la empresa líder en distribución de energía eléctrica de alta tensión de Argentina, siendo la operadora de 12.400 km de redes de alta tensión. Además, TRAN posee el 99,9% de TRANSBA (el restante 0,1% lo posee CITELEC), empresa encargada de la operación de redes de alta tensión en PBA. En TRAN, Pampa posee una participación de 26,33% vía CITELEC (ver Gráfico 11). La participación de PAMP en TRAN la valuamos utilizando un múltiplo de 5x EV/EBITDA Fwd, en línea con las demás empresas del sector a nivel local que no cuentan con planes firmes de crecimiento, proyectando un EBITDA para 2026 de USD 230 mln. Esto implica un valor para la participación de PAMP de USD 320 mln.

Gráfico 11.
Fuente: Proficio Investment.

 

En cuanto a TGS, sus actividades se agrupan en tres segmentos: transporte de gas natural regulado, donde destaca como el mayor operador de gasoductos de Latinoamérica, con una red que abarca 9.248 km y transporta el 61% del gas natural consumido en Argentina; líquidos (etano, propano, butano y gasolina natural) a partir del procesamiento de gas en el complejo General Cerri en Bahía Blanca; y midstream, que comprende la recolección, acondicionamiento y compresión de gas en boca de pozo, más la construcción y operación de ductos. En TGS, Pampa posee una participación de 26,91% vía CIESA (ver Gráfico 12). La participación de PAMP en TRAN la valuamos utilizando un múltiplo de 7x EV/EBITDA Fwd, múltiplo superior al de TRAN dado que cuenta con proyectos como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la construcción de una nueva planta de NGLs (líquidos) en Tratayén. Esto implica un valor para la participación de PAMP de USD 1.330 mln.

Gráfico 12.
Fuente: Proficio Investment.

 

Análisis de Sensibilidad

 

De los análisis de sensibilidad realizados, en los siguientes se notó una mayor variación del Price Target (PT):

• A los precios del Brent y del Gas Natural: el PT es más sensible al precio del Brent que al precio del Gas. Cada 1% que varía el Brent, el PT varía en promedio 0,74%. Mientras que cada 1% que varía el Gas, el PT varía en torno a 0,61%.

• A la demora en que impacta en beneficios la Reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): como escenario base asumimos que sus efectos se observarán a inicios de la segunda mitad de 2026 pero si se demorara hacia 2028, el PT se reduciría en -1,7%. Mientras que, si no generase beneficios, el PT sería un -7,4% inferior.

• A la risk free rate y al country risk: por cada variación de 50 pbs de riesgo país o de la YTM de los T-Bonds a 10 años, el PT varía 2,9%.

 

Supuestos del modelo

 

1. Asumimos que la empresa perforará la totalidad de su cartera de pozos.
2. El límite de perforación y conexión de pozos por año es de 45 (siempre que exista capacidad de evacuación). Durante 2026 y 2027 será de 57 debido a los 6 pads perforados, pero no completados con que contará la empresa hacia fines de este 2025.
3. Ninguna perforación fallará. Al tratarse de la producción de hidrocarburos a partir de la roca madre, consideramos que tales probabilidades son muy bajas.
4. Curva tipo de un pozo de crudo: vida 20 años, peak de 1550 boe/d hacia el día 30, EUR 1,5 Mmboe. Por efecto parent&child, el peak y el EUR disminuirán un -6,7% desde 2030 hasta 2034, y un -6,7% adicional desde 2035.
5. Curva tipo de un pozo de gas: vida 20 años, peak de 400 km³/d hacia el día 30, EUR 3,08 Mmboe. Por efecto parent&child, el peak y el EUR disminuirán un -15% desde 2030 hasta 2034, y un -15% adicional desde 2035. Asumimos que el efecto será mayor en gas dada la elevada productividad que de momento exhiben los pozos en SC y EM respecto de los peers.
6. Para el CapEx por pozo (incluyendo facilities) empleamos USD 20 mln hasta 2027, USD 19 mln hasta 2030, USD 18 mln hasta 2034 y USD 17 mln desde 2035. Si bien la empresa no emitió ningún guidance al respecto, por haber comenzado el desarrollo intensivo del Upstream de crudo durante este 2025, es probable que al cabo de 3 o 4 años se sienta en condiciones de hacerlo, como sus peers.
7. Para el lifting cost emplearemos la guía dada en los resultados del 3Q25, y que a partir de 2027 serían de 5 USD/boe.
8. El precio del crudo será de 65 USD/bbl hasta 2026 y de 70 USD para 2027. A partir de 2028, tomamos el promedio desde nov-2008 de 77 USD/bbl. Mantuvimos flat los precios del Gas Natural en 3,2 USD/MMBtu.
9. Las regalías y cánones representaran el 15,25% sobre las ventas.
10. Para el segmento de generación, asumimos que la capacidad instalada de Pampa no se modificará, considerando que no hay proyectos firmes al menos en el mediano plazo. En cuanto a la energía generada, la generación por planta estará en línea con el promedio de los últimos 3 años.
11. La evolución de las ventas del segmento de generación se explica en su totalidad por la mejora de los precios de venta producto de la reforma del Mercado Eléctrico Mayorista. Asumimos que se implementará a inicios de la 2H26. Asumimos que los COGS se mantendrán estables.
12. El CapEx del segmento será de 100 mln USD anuales, en línea con el promedio observado en los años recientes (excluyendo CapEx de expansión por la construcción de los parques eólicos).
13. En cuanto al segmento Petroquímica, asumimos que los precios internacionales y la producción se mantendrán estables en términos reales. El CapEx de mantenimiento será igual a las D&A promedio anuales, asumiendo un negocio maduro sin perspectivas de crecimiento.
14. A nivel consolidado, los gastos de comercialización serán del 4% de las ventas mientras que los gastos administrativos, 6,5%. A su vez, una vez que termine el Plan GasAR en 2028, asumimos que continuará, aunque bajo un esquema que divide a la mitad los beneficios actuales que genera, y representará en torno al 5,2% de las ventas de gas (ya deducidas las regalías).
15. Impuesto a las Ganancias del 35%.
16. La tasa de la deuda la mantuvimos flat en 7,63% en línea con lo que esperamos que sea el costo del funding hoy en NY.
17. Un Net Leverage Ratio constante en 1x.
18. El Ke (cost of equity) que empleamos para descontar el FCFE fue del 11,778%:
    1. Beta: 0,96. Calculada con relación al S&P500 conforme a la variación mensual de los últimos 60 meses.
    2. ERP: 3,77% .¹
    3. Risk free rate: 3,975%. YTM de los T-Bonds de EE.UU. a 10 años.
    4. Country risk: 4,17%. Calculado como diferencia entre el promedio de las emisiones de ONs recientes de empresas como YPF, Pampa Energía y Pluspetrol, contra la YTM de T-Bonds de duration similar.

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¹Fuente: A. Damodaran.

 

 

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