Acciones argentinas del sector energético🛢️💥

• Analizamos en detalle los resultados del tercer trimestre de 2025 de las principales compañías de Oil & Gas.
• A partir de sus estrategias y desempeño, en este informe identificamos las oportunidades de inversión más atractivas, destacando aquellas acciones argentinas con el mayor potencial de crecimiento a largo plazo.

• Sostenemos una visión constructiva sobre el sector Oil & Gas nacional, que continúa mostrando una historia de crecimiento estructural clara asociada al desarrollo de Vaca Muerta y que ha logrado exhibir resultados operativos robustos aún en contextos de elevada incertidumbre macroeconómica.
• Si bien el sector se vio impactado en 2025 por la abrupta caída del precio internacional del petróleo, seguimos considerando que sus fundamentos son sólidos y que el enorme potencial de crecimiento de Vaca Muerta sostiene su atractivo de mediano y largo plazo.
• Por estas razones, creemos que para aquellos inversores más agresivos que buscan posicionarse en acciones locales, el segmento en cuestión representa una de las mejores alternativas dentro del equity argentino.

• Vista Energy alcanzó una producción total promedio de 126,8 kboe/d, lo que representa un crecimiento de 74% interanual y 7% frente al trimestre anterior. En detalle, la producción de petróleo fue de 109,7 kbbl/d (+73% y/y; +7% q/q), mientras que el gas natural alcanzó 2,65 MMm3/d (+87% y/y; +9% q/q). Durante el trimestre, la totalidad del crudo se vendió a paridad de exportación, con un precio promedio de 64,6 USD por barril (5% inferior al año anterior pero 4% mayor que en el 2Q25).

• Los ingresos totales fueron de USD 706 millones y registraron un aumento del 53% interanual y 16% secuencial, con un 60% de las ventas destinadas a exportación. Por su parte, el EBITDA ajustado alcanzó USD 472 millones reflejando una suba del 52% y/y y 17% q/q, y un margen de 67%.
• Este desempeño estuvo impulsado por el aumento en la producción y la eficiencia derivada de la eliminación del transporte por camión tras la puesta en marcha del proyecto Duplicar.
• La utilidad neta ajustada fue de USD 156 millones frente a USD 53 millones en el mismo trimestre de 2024, mientras que la utilidad neta total ascendió a 315 millones de dólares, favorecida por la ganancia contable vinculada a la adquisición de PEPASA Petronas E&P Argentina).

• El lifting cost se redujo a 4,4 USD/boe, lo que representa una mejora del 6% interanual y del 5% respecto al 2Q25, reflejando un control más eficiente de costos y, como mencionamos en el párrafo previo, la utilización de los ductos del proyecto Duplicar. Los gastos de venta siguieron esta dinámica y descendieron 24% interanual a 4,2 USD/boe.
• La inversión total del trimestre fue de USD 351 millones, la cual estuvo orientada principalmente en la expansión de La Amarga Chica. El endeudamiento neto de Vista cerró el trimestre en USD 2.608 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,5x proforma.
• El incremento respecto al trimestre anterior se explica principalmente por la emisión de nueva deuda por USD 500 millones, utilizada tanto para reforzar liquidez como para cubrir compromisos financieros y sostener el plan de desarrollo en Vaca Muerta.

• Tomando los resultados de la presentación, la compañía cotiza a un EV/EBITDA de 5,56x y un P/E de 7,3x en los últimos 12 meses.
• Tomando la guía ofrecida por la compañía en su investor day (12 de noviembre de 2025), cotiza a un EV/EBITDA de 4,2x 2026E y de 3,2x 2027E, ratios que consideramos más que atractivos.
• De esta manera, mantenemos una visión optimista sobre Vista, que continúa siendo nuestra alternativa favorita en Argentina, por su potencial de crecimiento, su positivo track récord y el profesionalismo del management que la preside.

• YPF presentó resultados mixtos en el tercer trimestre del año, en un contexto marcado por la continuidad del proceso de desinversión en campos maduros y una aceleración en la participación del shale dentro de la producción total. La compañía logró sostener un elevado nivel de procesamiento en sus refinerías y continuar reduciendo costos operativos, aunque el resultado final volvió a terreno negativo debido al impacto de la carga impositiva y del resultado financiero.
• En la línea superior, los ingresos consolidados alcanzaron USD 4.643 millones, permaneciendo estables en la comparación trimestral, dado que la mayor demanda estacional de gas y combustibles y el incremento de volúmenes procesados compensaron la reducción en los precios domésticos de las naftas y el gasoil. Frente al mismo período del año pasado, los ingresos mostraron una caída del -12%, reflejando el menor precio internacional del crudo y menores precios relativos en el mercado local.
• El resultado operativo fue de USD 552 millones, registrando un incremento de +34% respecto del 2T25, impulsado principalmente por la mayor participación del shale (+35% producción interanual) dentro del total producido y una reducción significativa en los lifting costs. Estos costos descendieron a USD 8,8/boe (vs. USD 12,3/boe en el trimestre anterior), como consecuencia de la salida progresiva de campos convencionales de baja productividad y el continuo avance operativo en los bloques no convencionales, cuyo lifting cost se aproxima a USD 4,6/boe. Por su parte, el segmento downstream mostró mayores volúmenes procesados, alcanzando una utilización de refinerías del 97% (nivel récord desde 2009). Sin embargo, la caída de los precios domésticos en dólares impactó en los márgenes. En este marco, el EBITDA ajustado ascendió a USD 1.357 millones, lo que representa una mejora de +21% trimestral, y una caída del -1% interanual. La dinámica del período estuvo explicada por el incremento de la producción shale, menores costos en upstream y una mayor eficiencia en refinación, parcialmente contrarrestada por menores márgenes de comercialización. 
• El resultado neto cerró en USD -198 millones, revirtiendo la ganancia reportada en el trimestre previo. La variación se explicó principalmente por una pérdida financiera neta de USD -245 millones y una mayor carga por impuesto a las ganancias (USD -537 millones), asociada mayormente a efectos no monetarios provenientes de impuesto diferido.

• Por último, el flujo de caja libre fue negativo en USD -759 millones, explicado centralmente por el desembolso de USD -523 millones correspondiente a la compra de dos yacimientos estratégicos en Vaca Muerta, La Escalonada y Rincón La Ceniza, a la empresa TotalEnergies. La deuda neta se ubicó en USD 9.595 millones, llevando el apalancamiento a 2,1x EBITDA.

• YPF continúa mostrando avances sólidos: reducción sostenida de costos, mayor eficiencia en upstream y una aceleración estructural en la producción shale, en línea con la estrategia de priorizar activos de mayor productividad.
• Si bien todavía no consideramos de extrema preocupación observar un FCF nuevamente en terreno negativo (situación que se esperaba) dado que responde a la estrategia de la compañía de seguir creciendo en Vaca Muerta, es un factor a monitorear.
• No obstante, debemos aclarar que, tener un flujo de caja negativo se traduce en un nivel de deuda creciente, lo que a su vez implica mayores costos financieros relacionados con intereses. Esto ha impactado en la última línea del estado de resultados, siendo uno de los drivers que explican el resultado negativo del trimestre.
• Dicho esto, con la acción operando en torno a 5,3x EV/EBITDA y 1,3x P/BV, los ratios vuelven a ubicarse en niveles similares —e incluso algo superiores— a los máximos registrados a comienzos de año. En este contexto, creemos que el potencial adicional no provendría tanto de una expansión de múltiplos, sino del crecimiento efectivo de los resultados operativos, apalancado en el desarrollo de Vaca Muerta y en la mayor contribución de los activos de shale oil y GNL.

• Pampa Energía presentó resultados positivos en el tercer trimestre de 2025, con ventas por USD 591 millones (+9% interanual), impulsadas principalmente por el crecimiento en Oil & Gas. La producción total alcanzó 99,5 kboe/d (+14% y/y), destacándose el fuerte aporte de Rincón de Aranda, donde la producción de shale oil aumentó más de 220% interanual tras la incorporación de nuevos pads y mejoras operativas.
• El EBITDA ajustado ascendió a USD 322 millones (+16% interanual), reflejando mayor contribución de hidrocarburos, exportaciones de gas y mejores márgenes en generación eléctrica por autoabastecimiento de combustible. La ganancia neta fue de USD 23 millones, afectada por un mayor impuesto diferido sin impacto en caja.

• La deuda neta cerró el trimestre en USD 874 millones (1,3x deuda neta/EBITDA), pero bajó a USD 790 millones (1,1x) post-trimestre tras la liberación de la garantía de OCP Ecuador. Esto deja a Pampa con un nivel de apalancamiento saludable y que le permite seguir invirtiendo en shale y generación eficiente.

El MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) es donde se despacha y remunera la generación de electricidad en Argentina. Durante años estuvo altamente regulado, con precios congelados, baja señal de inversión y fuerte dependencia de subsidios.

• La buena noticia para Pampa es que las centrales térmicas con autogestión de gas y buena eficiencia (CTLL, CTGEBA, CTEB) quedan en la parte ganadora del nuevo modelo, pudiendo capturar mayor rentabilidad por MWh generado.
• La compañía señaló que aún es temprano para estimar cifras oficiales, pero considera que la normalización del MEM podría traducirse en una mejora cercana al 15% en el EBITDA de Generación durante el próximo año.

• A los precios actuales, Pampa Energía queda cotizando a un P/BV de 1,4x, P/E de 14,8x y un EV/EBITDA de 6,7x, niveles que consideramos atractivos.
• Pampa Energía es una compañía con posición sólida en toda la cadena energética y un pipeline de crecimiento relevante en Vaca Muerta, a través de su proyecto estrella en Rincón de Aranda.
• Dicho esto, en términos de potencial de upside, vemos mayores oportunidades relativas en YPF y Vista Energy, dadas sus valuaciones más comprimidas y una sensibilidad más directa al ciclo de expansión de producción en shale.

• TGS presentó un buen trimestre operativo, con ingresos por USD 310 millones (+18% interanual), EBITDA de USD 166,2 millones (+19%) y resultado neto de USD 81,7 millones (+52%).
• El trimestre estuvo impulsado principalmente por la recuperación del segmento de Líquidos, que volvió a operar con normalidad tras la afectación del Complejo Cerri en Bahía Blanca durante la primera mitad del año, y por el crecimiento sostenido del midstream en Vaca Muerta.
• Si bien la depreciación del peso impactó los resultados del segmento de transporte regulado al medirlos en dólares, este efecto fue compensado por mayores volúmenes procesados, mejores precios relativos y mayor utilización de la infraestructura existente.

• Mirando hacia adelante, TGS fue adjudicada para la expansión del Gasoducto Perito Moreno, obra que aumentará la capacidad de transporte en 14 MMm³/d con una inversión estimada de USD 560 millones.
• Además, ejecutará un proyecto adicional para ampliar en 12 MMm³/d la capacidad en los tramos finales del sistema. Estos desarrollos consolidan su posición como líder midstream en Vaca Muerta y amplían su base de contratos en firme y flujos futuros previsibles.
• Financieramente, la compañía mantiene una posición más que sólida, con una posición de caja que cubre casi totalmente la deuda (USD 29 millones de deuda neta), lo que le permite financiar su plan de expansión sin comprometer balance y continuar distribuyendo liquidez de manera eficiente.
• La diversificación de negocios entre Transporte, Midstream y Producción de líquidos, junto con una posición financiera excepcionalmente sólida, hacen de TGS una compañía bien posicionada frente al crecimiento estructural de Vaca Muerta. Adicionalmente, la cartera de proyectos en ejecución y planificación apunta a reforzar su rol como operador clave de infraestructura energética en el país.
• Sin embargo, a los niveles actuales de valuación —P/BV de 2,4x, ROE de 15,7% y EV/EBITDA de 7,2x— la acción se encuentra por encima de otras comparables del sector. Consideramos que los proyectos previstos no alcanzan para justificar dicha prima. Recomendamos reducir exposición en TGS en lo que respecta al equity, dado que identificamos un potencial balance más atractivo entre crecimiento esperado y valuación en otras alternativas del sector.