Pampa Energía, empresa líder en la producción de electricidad y gas en Argentina, pronosticó que durante el próximo invierno alcanzará una producción máxima de 15,7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), con un promedio productivo estimado del año será de 11,9 MMm3/d.

De acuerdo al informe de resultados correspondiente al cuarto trimestre de 2022, Pampa Energía registró un aumento interanual del 10% en las ventas, que alcanzaron los US$ 448 millones, explicados por mejores precios de gas natural y mayores ventas de productos petroquímicos y de energía base.

En febrero de 2023, TGS habilitó parcialmente los trabajos de ampliación en la planta de Tratayén, donde se está instalando dos módulos para acondicionamiento de gas de 3,5 millones de m3/día cada uno. Se estima que la habilitación se completará durante el segundo trimestre de 2023. En consecuencia, la capacidad de acondicionamiento de esta planta ascenderá a un total de 15 millones de m3/día.

En el 2022, las ventas de TGS ascendieron un 18% a US$926 millones. El principal driver proviene de las ventas de líquidos, segmento que representa el 63% de las ventas totales de TGS. Los ingresos por líquidos crecieron 19% en el año. También contribuye el incremento en ventas del rubro de transporte de gas (25% de las ventas) del 7%, mientras que el segmento de otros servicios (11% de los ingresos) subieron 46%.

La utilidad operativa (US$ 292 millones) bajó 2%, pero el EBITDA (US$ 403 millones) logró escalar 5%. Así, el margen EBIT y EBITDA cayeron al 32% y 43% respectivamente. El flujo de caja operativo se redujo 27% en el año y, a pesar del 15% en la caída de CapEx, no fue suficiente para lograr un flujo de caja libre positivo (-US$ 29 millones). La deuda neta logró bajar 13% a US$ 295 millones, y representa 0,73x EBITDA.

La ganancia neta del período fue de US$ 179 millones. Ello implica un EPS de US$ 0,24 por acción que, al precio de cierre de ayer, implica un ratio P/E de 8,6x. El EV/ventas es de 2,3x, mientras que el EV/EBITDA es de 5,2x.

EL OIL & GAS DE PAMPA ENERGÍA

En términos operativos, en el segmento del oil & gas la empresa tuvo un importante crecimiento. En el trimestre su producción global de hidrocarburos alcanzó los 61,6 mil barriles equivalentes por día -kboe/día- (+6% vs. 4T21 pero -10% vs. 3T22 por estacionalidad).

Además, se registró una ganancia atribuible de US$113 millones, casi el triple del registrado en el mismo trimestre del 2021, principalmente por la indemnización arbitral en Ecuador, y mayores ganancias en la tenencia de instrumentos financieros y la devaluación en la posición monetaria pasiva en pesos argentinos, parcialmente compensadas por menores ingresos por el vencimiento de ciertos PPAs y un mayor cargo de impuesto a las ganancias e intereses financieros.

Mientras que la deuda neta continuó descendiendo hasta alcanzar los US$ 913 millones, con un ratio de endeudamiento neto de 1,2x.

Por último, El EBITDA ajustado de Pampa Energía fue de US$ 183 millones, explicado por disminuciones del 74% en el segmento holding (Transener y TGS) y 19% en generación eléctrica, los cuales fueron parcialmente compensados por subas del 57% en petróleo y gas y 68% en petroquímica.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
En términos operativos, la producción global alcanzó los 61,6 kboe/día (+6% vs. 4T21 pero -10% vs. 3T22 por estacionalidad). La producción de gas fue de 9,5 millones de m3/día (+6% vs. 4T21 y -11% vs. 3T22), principalmente explicado por el mayor volumen de entregas comprometidas bajo el Plan Gas.Ar, compensado por menos exportaciones a Chile.

En el análisis por bloque, El Mangrullo registró 6,9 millones de m3/día (+9% vs. 4T21 y -15% vs. 3T22), conformando el 72% de la producción total de gas. Dicho aumento fue parcialmente compensado por menor actividad y declino natural en Rincón del Mangrullo (0,3 millones de m3/día, -25% vs. 4T21 y similar al 3T22).

En Río Neuquén y Sierra Chata, la producción fue similar en términos interanuales, pero comparado con el trimestre anterior, Río Neuquén aumentó 5% sus entregas mientras que Sierra Chata se redujo en un 10% por estacionalidad en la demanda.

El precio de gas del 4T22 fue de US$3,9/MBTU (+24% vs. 4T21 pero -20% vs. 3T22 por estacionalidad), principalmente traccionado por las exportaciones, cuyos precios son superiores a los domésticos, y en menor medida, una ligera suba en el segmento industrial.

En el cuarto trimestre, las entregas de gas se destinaron 28% como insumo para el despacho térmico y las plantas de petroquímica, 23% vendido a CAMMESA, 22% abasteció al mercado industrial/spot, 14% al segmento residencial y 13% fue exportado.

En cambio, en el 4T21 se vendió 40% al mercado industrial/spot, 22% se destinó a las centrales térmicas y plantas de petroquímica, 21% fue exportado, 15% al segmento residencial y el remanente marginal vendido directamente a CAMMESA.

Además, la producción de petróleo alcanzó los 5,7 kbbl/día en el 4T22 (+10% vs. 4T21 y +5% vs. 3T22), principalmente por la mayor demanda foránea: el 83% de la producción en el 4T22 fue destinado al mercado doméstico vs. 93% en el 4T21.

Se registró mayor producción en Gobernador Ayala, Los Blancos y Río Neuquén (+0,7 kbbl/día vs. 4T21), compensada por una leve caída de 0,2 kbbl/día en El Tordillo.

El precio de petróleo del 4T22 subió 14% en términos interanuales a US$66,9/barril, explicado principalmente por la suba de la referencia internacional Brent y mejora en los precios locales. Al cierre del 4T22, los pozos productivos totalizaron 895 vs. 884 del cierre de 2021.

RESERVAS
Las reservas probadas (P1) de Pampa a fin del ejercicio 2022 ascendieron a 179 millones de boe, 14% superior a los 157 millones de boe registrados al cierre del ejercicio 2021.

Este incremento se explica principalmente por la mayor cuantificación de reservas shale provenientes de la formación Vaca Muerta, en particular gracias a los resultados de los pozos piloto en los bloques El Mangrullo y Sierra Chata.

Durante 2022, la empresa logró triplicar el volumen certificado de shale a 44 millones de boe, constituyendo el 24% de las reservas P1 de Pampa (vs. 14 millones de boe o 9% de las reservas P1 en 2021). Las adiciones de tight gas corresponden principalmente a El Mangrullo y en menor medida, a Río Neuquén.

Teniendo en cuenta los niveles de producción y las adiciones del 2022, el índice de reposición de reservas ascendió a 2,0 y la vida promedio fue de 8,0 años aproximadamente. Asimismo, 94% está clasificado como reserva de gas natural y el 6% de petróleo.