Pampa Energía tuvo ingresos totales por USD 486 millones en el segundo trimestre de 2025, cayendo un 3% de forma interanual. Esta caída se generó por menores entregas bajo el Plan Gas y una caída en los precios de los petroquímicos y el petroleó crudo. Estos efectos fueron parcialmente compensados por mayores precios spot de energía y mayores exportaciones de gas, crudo y productos reformados. Por su parte, el EBITDA Ajustado de la empresa llegó a los USD 239 millones, bajando un 17% año contra año. En esta línea, incidió tambien una demanda interna más débil y mayores gastos operativos. Por último, la utilidad neta cayó un 60% frente al segundo trimestre del año pasado debido a mayores cargos por impuestos no monetarios y un menor margen operativo. Una cuestión positiva que compensó en parte esta baja fue la ganancia por la tenencia de instrumentos financieros y la ausencia de deterioros significativos en el trimestre. En primer lugar, el segmento de Generación de Energía tuvo un buen segundo trimestre. Las ventas de esta unidad de negocio crecieron un 10% interanual debido a la contribución del PEPE 6, un aumento de los precios spot de la energía medidos en USD y mayores tarifas de combustible, transporte y electricidad. La mejora de los precios spot benefició a los pagos por capacidad, aunque estos cayeron de forma trimestral frente al 1T25 en moneda dura ya que hubo un aumento del 5% ARS que fue menor a la devaluación del 12% del tipo de cambio. Por su parte, la generación eléctrica de la empresa cayó un 7% año a año, mientras que la red eléctrica nacional se mantuvo estable. Esto se debe a distintas obras de modernización y de renovación programadas que se están llevando adelante en algunas centrales eléctricas junto con una menor producción hidroeléctrica. La estrella del segmento fue la generación de energía eólica tuvo un factor alto de carga gracias a PEPE 6. Los costos operativos netos aumentaron 15% en el 2T25, explicado principalmente por mayores compras de energía y mayores gastos de mantenimiento por una menor activación de capital. Estos gastos se mantuvieron estables frente al trimestre anterior. El EBITDA Ajustado del segmento fue de USD 112 millones, subiendo un 5% interanual. Luego, el área de Petróleo y Gas tuvo una caída en las ventas de forma interanual en términos del 6%, explicado por la menor demanda de gas por los climas templados, el vencimiento de los compromisos del Plan Gas para el pico invernal y la caída de los precios de exportación a Chile. Un dato positivo es que hubo un gran aumentó en la producción de crudo en Rincón de Aranda y un crecimiento de los volúmenes exportación a Chile, captando una nueva zona de ventas como la región del Biobío. De esta forma, la producción total promedió 84,1 kbepd aumentando un 16% de forma trimestral, aunque cayendo año a año por menores entregas de gas a minoristas y para generación térmica. Si vamos a cada producto en particular, podemos ver que la producción de gas cayó un 11% frente al 2T24, pero creció un 10% frente al trimestre anterior. El Mangrullo representó el 58% de la producción total, mientras que Sierra Chata representó un 29% de la producción, alcanzando un récord de producción histórico. Entre los dos bloques, el 24 de julio de 2025, Pampa estableció un nuevo récord histórico de producción de gas, impulsado por el desarrollo de la producción shale gas en Vaca Muerta. Por otro lado, la producción de petroleó fue la estrella de este período. La producción de petroleó creció un 47% frente al segundo trimestre de 2024 y un 250% frente al trimestre anterior. Esto se debe al aumento gradual de la producción shale oil en Rincón de Aranda gracias a la interconexión de ocho nuevos pozos y la puesta en marcha del oleoducto troncal Duplicar en abril. Esto se vio compensado en forma parcial por menores volúmenes en los bloques de producción convencional no operados El Toridllo y Los Blancos. La parte débil del trimestre relacionado con el petroleó fue el precio. Si bien la variable de la producción tuvo un crecimiento importante, el preció del petróleo promedió valores de USD 61,6, reflejado por la caída del petróleo Brent. De esta forma, la combinación de un aumento de las exportaciones que representaron un 55% de las ventas del trimestre junto con una caída de los precios del commodity generaron un impacto negativo en las ventas. Por otro lado, el costo de extracción total fue de USD 58 millones, un 31% mayor que hace un año, debido a mayores gastos de tratamiento de gas y el arrendamiento de la planta de procesamiento temporal en Rincón de Aranda. El costo de extracción por barril fue de USD 7,6 en el trimestre, frente a un valor de USD 5,3 del 2T24. La evolución de este parámetro es un punto para tener en cuenta en el futuro. Por último, es importante mencionar que los costos de CAPEX del segmento ascendieron a los USD 306 millones en el período, y un 81% de ese monto fue destinado al desarrollo de Rincón de Aranda en vistas de un aumento de producción de curdo en el futuro. Es importante destacar tambien que, a principios de julio, la empresa solicitó el RIGI para el desarrollo de la Planta Central de Procesamiento y otras instalaciones en Rincón de Aranda, con una inversión estimada de USD 426 millones. En caso de aprobarse, se espera que estas instalaciones estén funcionando a fines de 2026. Más allá de estos dos, el segmento de Petroquímicos presentó una ganancia en la línea del EBITDA Ajustado por USD 3 millones en el trimestre cayendo de forma interanual por una caída en los precios de todos los productos, reflejando la tendencia de los precios internacionales. Estos efectos fueron parcialmente compensados con un mayor volumen de ventas de productos reformados y estireno. El volumen vendido en el período alcanzó las 125 mil toneladas, creciendo un 12% año a año, debido mayormente a un aumentó de las exportaciones y mayores ventas nacionales de solventes. www.capitalmarkets.com.ar Pampa Energía 2Q25 7 de agosto de 2025 Por último, hay que tener en cuenta que Pampa es dueña de un porcentaje de TGS y Transener. El segmento holding y otros de la compañía reportó un EBITDA Ajustado de USD 38 millones, valor que es inferior a los USD 53 millones de hace un año. Esto se debió principalmente a una menor contribución e TGS que tuvo inconvenientes en el trimestre con la Producción de Líquidos por la inundación del Complejo Cerri en Bahía Blanca que estuvo en óptimo funcionamiento a partir del 8 de mayo y con los precios del segmento de transporte. Al 30 de junio de 2025, la deuda financiera neta de la empresa reportó un valor de USD 1.591 millones, un 23% menor que los valores presentados en 31 de diciembre de 2024. Esta caída se explica por el rescate de los bonos con vencimiento en 2027 y en 2029, financiados con la nueva emisión de bonos con vencimiento en 2034. Por su parte, la deuda neta ascendió a USD 712 millones, lo que representa un ratio de Deuda Neta/EBITDA de 1,1x. Este valor es bajo, por lo que resulta atractivo. Un dato para destacar respecto a la deuda es que las emisiones de los Bonos 2031 y 2034 mejoraron significativamente el perfil de vencimientos de la deuda de Pampa, extendiendo su vida promedio, y que la posición de caja actual de la empresa es muy sólida ya que le permite pagar todos los vencimientos hasta 2033. Por último, focalizando en el FCF, la empresa mencionó que la generación de caja será negativa en 2025 y 2026, debido a la alta intensidad de la inversión. El CAPEX estará destinado mayormente a Rincón de Aranda, con una inversión planificada de alrededor de USD 1.500 millones en los dos años. De esta forma, la intensidad de la inversión de capital se mantendrá alta en el segundo semestre de este año y en la primera parte de 2026.
Conclusión
En conclusión, el trimestre de Pampa no tuvo grandes sorpresas y estuvo en línea con lo esperado por el mercado. Esta es una compañía que utiliza el USD como moneda funcional, por lo que era esperable que la devaluación le genere un impacto impositivo ya que impacta en el valor del PP&E. Si bien no tiene impacto en la caja, si tiene un impacto contable en el IIGG. Enfocando en el rendimiento operativo de la compañía, podemos ver que fue dispar en los distintos segmentos. El segmento de Oil & Gas y el de Petroquímicos tuvo un sólido rendimiento derivado del aumento de los volúmenes vendidos y de producción, pero los precios a la baja no permitieron que esas subas se traduzcan en ingresos. En el segmento de Generación Eléctrica paso lo contrario. Hubo un aumento de la variable precios, pero hubo una caída en las cantidades por paradas programadas de algunas centrales térmicas. Mirando hacia el futuro, esperamos que las fuertes inversiones en Rincón de Aranda continúen y sean un pilar clave para el segmento de petróleo y gas. El CAPEX invertido en este punto productivo se va a traducir en ventas futuras y una mayor generación de caja, por lo que es un punto crucial del negocio. Por otro lado, la evolución de la actividad industrial a nivel local será crucial para la evolución de todos los segmentos de la compañía ya que si comienza a crecer la economía esto se traducirá en una mayor demanda de energía. Si la situación macroeconómica del país sigue desarrollándose como hasta ahora, esperamos que esto ocurra en el mediano plazo. Otro factor relevante para monitorear será como siguen los subsidios a las tarifas, ya que, si bien mostraron mejores, la mayoría de los usuarios sigue lejos de poder cubrir el costo total de la energía que consumen sin la ayuda del Gobierno.
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