Resultados del tercer trimestre
Pampa Energía integra tres negocios que se alimentan entre sí: el gas que produce en Vaca Muerta, las centrales térmicas que lo queman y una planta de urea en construcción que lo va a consumir. En el tercer trimestre, el que más empujó fue el eléctrico.
Según el informe de resultados que la compañía publicó este lunes, el EBITDA ajustado llegó a u$s 398 millones, un 23% más que en el mismo período de 2025. Las ventas sumaron u$s 790 millones, un 34% más, y la ganancia atribuible a los accionistas fue de u$s 129 millones, contra u$s 23 millones un año antes. En los nueve meses, el EBITDA ajustado acumula u$s 1.137 millones, un 46% por encima del mismo tramo de 2025.
La cifra quedó algo por debajo de los u$s 415 millones del segundo trimestre, con bajas secuenciales en petróleo y gas, por menor stock de crudo y mayores costos, y en petroquímica, por precios internacionales más bajos. La producción retrocedió 7%: según la compañía, un invierno más lluvioso por efecto de El Niño redujo el despacho térmico y, con eso, la demanda de gas.
La generación térmica ganó margen
El segmento de generación facturó u$s 378 millones, un 84% más que un año atrás, y su EBITDA ajustado subió 33%, a u$s 160 millones. La energía que generaron sus centrales bajó 2%, a 5.315 GWh (la térmica, 4%), en un trimestre en que el sistema nacional creció 4%. El margen bruto promedio, en cambio, pasó de u$s 26,5 a u$s 35 por MWh, y en las térmicas, de u$s 25 a u$s 36.
Según Pampa, la mejora vino del mayor margen de sus térmicas en el mercado spot. Con la Resolución 400/25, que normalizó el Mercado Eléctrico Mayorista, la compañía gestiona por su cuenta el gas que queman Genelba y Loma de la Lata, y CAMMESA se lo reconoce con un margen del 25% sobre el costo variable de referencia. Así, el consumo de otros negocios del grupo, casi todo de sus propias centrales, llegó al 30% de las ventas de gas, contra el 9% de un año antes.
También sumaron los contratos con grandes usuarios industriales. En Mendoza, la concesión de Los Nihuiles terminó el 31 de julio y sus activos pasaron a Hidroelectricidad Mendocina, la empresa provincial, que los operará hasta que se adjudique su paquete accionario o, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2026.
El petróleo creció 28% de la mano de Rincón de Aranda
En petróleo y gas, las ventas subieron 11%, a u$s 342 millones, y el EBITDA ajustado se mantuvo en u$s 170 millones. La producción total fue de 99.700 barriles equivalentes diarios, similar a la de un año atrás y 7% menor que la del segundo trimestre.
El petróleo creció 28%, a 22.100 barriles diarios, casi todo de Rincón de Aranda, que promedió 20.900 pese a cierres preventivos de pozos en julio y agosto. En agosto la compañía conectó diez pozos nuevos, llegó a 53 productivos (eran 20 un año antes) y en septiembre el bloque superó los 26.000 barriles diarios, un récord mensual según Pampa. La segunda planta temporaria de procesamiento elevó la capacidad de tratamiento a 28.000 barriles diarios.
El precio del crudo, en cambio, bajó 9%, a u$s 55,7 por barril, por las coberturas sobre el Brent que la compañía tomó para la producción de Rincón de Aranda. Sin ellas habría cobrado u$s 84 por barril, unos u$s 60 millones más de ventas en el trimestre.
El gas promedió 13,2 millones de m³ diarios, un 6% menos, con un precio de u$s 5 por millón de BTU, un 12% más. Sierra Chata aportó 6,8 millones, un 29% más, y El Mangrullo bajó 35%, a 4,5 millones, sin conexiones nuevas desde julio de 2024.
En octubre, además, Pampa salió a comprar gas. En concursos del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA) adjudicó 6 millones de m³ diarios de gas asociado de bloques petroleros de la Cuenca Neuquina, a u$s 2,25 por millón de BTU, en tres contratos escalonados entre mayo de 2028 y abril de 2035. La compañía estima que el crecimiento del shale oil aumentará la disponibilidad de gas asociado, de muy bajo costo, aunque advirtió que no alcanzará para cubrir la demanda local sin desarrollar shale gas seco, y busca abastecerse por debajo de lo que le costaría ese desarrollo.
La deuda neta subió con el arranque de la planta de urea
Las inversiones del segmento de holding treparon a u$s 297 millones, contra u$s 3 millones un año atrás, por el inicio de la construcción de la planta de urea de Bahía Blanca. La deuda neta llegó a u$s 1.731 millones, contra u$s 1.319 millones en junio y u$s 801 millones a fines de 2025. Además de la planta, la empujaron Rincón de Aranda, los aportes a VMOS, Southern Energy y San Matías Pipeline, los prepagos de la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y las garantías de las coberturas de crudo, con el flujo operativo y los dividendos de Transener como contrapeso.
Después del cierre, Pampa emitió la obligación negociable Clase 29 por u$s 220 millones al 6,5%, y Fértil Pampa, la sociedad de la planta, firmó un préstamo de hasta u$s 300 millones con Itaú, del que recibió u$s 20 millones el 5 de octubre.
Las participaciones en transporte también sumaron: el EBITDA ajustado de TGS atribuible a Pampa fue de u$s 51 millones, un 44% más, y el de Transener, de u$s 25 millones, un 83% más. En petroquímica, el EBITDA ajustado fue de u$s 9 millones, contra una pérdida de u$s 5 millones un año antes, por mejores precios internacionales.
Entre los 9,6 millones de m³ diarios de las ampliaciones del Gasoducto Perito Moreno (incluidos 4,3 millones hacia Bahía Blanca que TGS le adjudicará cuando la Secretaría de Energía apruebe la obra), 2,5 millones que ya tenía contratados y 3,1 millones de consumo en boca de pozo en Loma de la Lata, Pampa suma 15,2 millones de m³ diarios. Los contratos firmes de la segunda etapa, adjudicada en agosto, rigen desde mayo de 2027. La compañía destina el total de esa capacidad a sus térmicas, a ventas en el Gran Buenos Aires, a exportaciones firmes al norte de Chile y a Brasil y a la planta de urea, que prevé poner en operación hacia fines de 2029.