Acciones argentinas del sector energético🛢️💥

Analizamos en detalle los resultados del segundo 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.

• En este informe presentamos nuestra visión sobre el sector de Oil & Gas en Argentina, que continúa siendo nuestro preferido dentro del universo local. A pesar de la elevada volatilidad observada en las últimas semanas, una dinámica que prevemos se mantenga en el marco de las elecciones, consideramos importante resaltar aquellos aspectos destacados que pueden impulsar un crecimiento a futuro.
• Si bien el sector se vio impactado en 2025 por la abrupta caída del precio internacional del petróleo y la persistente incertidumbre local, 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.

• En el segundo trimestre de 2025, la compañía consolidó la adquisición de los activos de Petronas en Argentina, por lo que incorporó a su balance la participación del 50% en el bloque La Amarga Chica. Este movimiento estratégico explica gran parte del fuerte crecimiento de la producción y que permitió a la compañía alcanzar los 118,1 kboe/d (+81% interanual). A su vez, los ingresos treparon un 54% yoy hasta USD 610,5 millones.

• El trimestre también estuvo marcado por la caída en el precio internacional del petróleo: el Brent promedió un 21% menos que en igual período del año anterior, lo que llevó el precio realizado a USD 62,2/bbl (-13% interanual).
• A pesar de este contexto adverso, Vista logró sostener costos de extracción estables en USD 4,7/boe y reducir significativamente sus gastos de venta tras la entrada en operación del nuevo ducto de Oldelval.

• En este marco, el EBITDA ajustado fue de USD 404,5 millones (+40% interanual), con un margen del 66%, y la utilidad neta alcanzó USD 235,3 millones (+68% interanual), reflejando tanto la mayor escala productiva como los efectos derivados de la integración de PEPASA.

No obstante, el trimestre estuvo marcado por un flujo de caja libre negativo de USD 1.356 millones, resultado de varios factores:

• Adquisición de PEPASA: Representó una salida de caja de USD 842 millones netos.
• Capex operativo elevado: Vista invirtió USD 356 millones en perforación, completación y desarrollo de infraestructura.
• Impacto impositivo: Se pagaron USD 215 millones en impuesto a las ganancias.
• Aumento del capital de trabajo: Se utilizaron USD 140 millones adicionales vinculados al Capex (como anticipos y pagos a contratistas), y se registró un incremento de USD 59 millones en working capital operativo, afectado por mayores cuentas por cobrar y acumulación de inventarios ante mayores volúmenes y actividad.
• Debido a esto, el ratio de deuda neta/EBITDA ascendió a 1,93x (sin ajustes proforma), más del doble que el trimestre anterior. La compañía señaló que ya refinanció USD 500 millones de vencimientos con nuevos préstamos, lo que ayuda a manejar la carga financiera de corto plazo.

• Hacia adelante, Vista espera un segundo semestre con mejoras financieras, proyectando finalizar el año con un flujo de caja libre neutral, resultado de un tercer trimestre aún negativo y un cuarto trimestre positivo. La compañía actualizó su guidance 2025, anticipando una producción promedio de 112–114 kboe/d y un EBITDA ajustado de entre USD 1.650 y 1.850 millones (estimaciones con un precio de realización de USD 65 por barril).
• Además, se espera que la producción alcance 125–128 Kboe/d en el segundo semestre, reflejando la plena integración de La Amarga Chica y la maduración de los pozos recientemente conectados. La compañía también estima una reducción en el lifting cost y en los gastos de capital para el cierre de 2025, apuntalado por mejoras operativas y tecnológicas.
• Esta conjunción de factores, sumado a la fuerte caída en la cotización de la acción, ponen a Vista Energy en una situación atractiva desde los ratios de valuación, mostrando un fwd EV/EBITDA de 3,8x. El ratio mencionado no solamente se ubica por debajo del promedio reciente de la compañía, sino que también por debajo de varios comparables de la región.

• En el último trimestre, las ventas totales se redujeron 3% yoy hasta USD 476 millones, mientras que el EBITDA ajustado cayó 17% interanual en el mismo período (USD 213 millones), afectado por menores volúmenes y márgenes en el negocio petroquímico y por una menor generación hidroeléctrica.
• Como contrapartida, el segmento de Generación de Energía mostró solidez, logrando compensar parcialmente la menor producción hidráulica con mejores precios promedio de energía (+13% i.a.) y un buen rendimiento de las centrales térmicas.

• Generación de Energía: La energía generada disminuyó 7% yoy por menores despachos hidráulicos y paradas técnicas en algunas centrales, pero esto fue atenuado por precios más altos y mayor disponibilidad térmica.
• Petróleo y Gas: La producción total se mantuvo relativamente estable, con un mix más orientado al gas natural. Si bien se observó un sólido avance en proyectos clave como Rincón de Aranda, el crecimiento de la producción de petróleo se percibe más lento de lo esperado, lo que limita en parte el aporte incremental del segmento.
• Petroquímica: Fue el área más afectada, con ventas cayendo 9% yoy y menores márgenes, producto de una demanda local debilitada y mayores costos impulsados por el tipo de cambio.

• El flujo de caja libre fue negativo en USD 311 millones, explicado por las inversiones en Rincón de Aranda y por mayores necesidades de capital de trabajo. La deuda neta ascendió a USD 1.056 millones, llevando el ratio Deuda Neta/EBITDA a 1,0x, un nivel más que saludable. El capex se concentró en el avance de Rincón de Aranda, proyectos de generación térmica y mantenimiento de activos estratégicos. En este sentido, se estima que Pampa cuente con la capacidad para desbloquear el potencial de esta región, registrando a agosto de este año un nivel de producción de 18 kboe/d. Adicionalmente, para el primer semestre de 2027, se estima que alcance los 40 kboe/d. Esto representa un claro dinamizador del EBITDA hacia futuro en uno de los principales segmentos de PAMP.
• Nos resulta muy atractiva la diversificación de Pampa dentro del sector energético nacional, con presencia en generación eléctrica, hidrocarburos y petroquímica, junto con el mencionado potencial de crecimiento de Rincón de Aranda. Otro de los atributos que sitúa a Pampa en una propuesta diferencial respecto de otros jugadores del sector es su bajo nivel de apalancamiento, lo que proporciona un mix atractivo entre potencialidad de crecimiento en una de las áreas clave como Vaca Muerta, en conjunción con sólidos fundamentales.

• YPF presentó resultados del segundo trimestre de 2025 por debajo de las expectativas del mercado. La producción total se mantuvo prácticamente estable respecto al mismo período del año anterior (545,7 Kboe/d vs. 539,0 Kboe/d en 2T24; +1% yoy), pero fue menor a lo esperado, con caídas en crudo convencional y ligera baja en shale. Los precios internacionales del petróleo explicaron la performance expuesta, habiendo registrado un precio promedio de realización del crudo de USD 59,5 (-16% yoy). Así, el EBITDA ajustado cayó 7% interanual a USD 1.124 millones.

• Como punto positivo, los costos de extracción se redujeron de forma sustancial (-24% yoy, a USD 12,3/boe), beneficiados por menor exposición a campos maduros y mayor peso de la producción shale. Precisamente, los hubs más productivos operaron con un lifting cost de USD 4,9/boe.
• En upstream, la producción de crudo promedió 247,9 Kbbl/d (-8% t/t, estable i.a.), con retrocesos marcados en convencional (-16% t/t) y leve caída en shale (-1,5% t/t), afectada por la reducción de participación en Aguada del Chañar. El gas natural creció 6% t/t por mayor demanda invernal y expansión en shale gas. El segmento downstream también sintió el impacto de precios internacionales más bajos, que comprimieron márgenes pese a un repunte estacional de ventas de gasoil y mayores exportaciones.
• En términos financieros, los ingresos fueron USD 4.641 millones (-6% i.a.), mientras que el flujo de caja libre volvió a ser negativo en USD 365 millones, en línea con un trimestre de fuerte inversión (USD 1.160 millones, 71% destinados a Vaca Muerta). La deuda neta aumentó a USD 8.833 millones (+6% t/t), llevando el ratio de apalancamiento neto a 1,9x (vs. 1,8x en 1T25). YPF anticipó que este ratio podría aumentar levemente en el próximo trimestre antes de retroceder a 1,8x hacia fin de año.
• En una visión estructural de largo plazo, mantenemos una postura optimista con YPF y con el sector de Oil & Gas argentino en términos generales. Esta postura se encuentra apoyada en las ventajas competitivas de Vaca Muerta y en el potencial de incrementos sostenidos de producción que, a medida que se materialicen los distintos proyectos que se encuentran en marcha, deberían traducirse en mejoras de resultados y generación de caja.

• En el primer semestre de 2025, TGS registró ingresos totales por Ps. 690.208 millones (+0,7% interanual), con una mejora en el segmento regulado de Transporte de Gas Natural (+57% interanual) que logró compensar parcialmente la caída en Líquidos (-33% interanual). El EBITDA operativo fue de Ps. 272.487 millones (-4% interanual), mientras que la utilidad integral se redujo 27% interanual hasta Ps. 154.343 millones, afectada por el impacto financiero negativo y las pérdidas extraordinarias vinculadas al evento climático de marzo en el Complejo Cerri.

• Transporte de Gas Natural: aportó el 45% de los ingresos (29% un año atrás), impulsado por las actualizaciones tarifarias de 2024–25 y el inicio de la Revisión Tarifaria Integral 2025–2030. El segmento también se vio favorecido por el nuevo esquema de ajuste mensual de tarifas y por la extensión de la licencia de operación por 20 años a partir de 2027.
• Líquidos: representaron el 34% de las ventas (vs. 52% en 2024), con menores volúmenes despachados (-22% interanual) y caída en precios internacionales. La producción se interrumpió entre marzo y abril por inundaciones en el Cerri, retomando niveles normales recién en mayo.
• Midstream: creció 8% interanual, impulsado por mayor demanda de servicios de transporte y acondicionamiento en Vaca Muerta.

• El flujo operativo ascendió a Ps. 246.970 millones (+14% interanual), pero la compañía mostró una caída de caja neta de Ps. 42.869 millones por el pago de dividendos extraordinarios por más de Ps. 200.000 millones y un nivel de inversiones más moderado (capex: Ps. 86.240 millones, -35% interanual) que deja un flujo de caja libre en el trimestre (FCF) de USD 51 millones ( vs USD 52 millones en 2Q24) con un margen FCF del 17%. La deuda financiera se mantuvo estable en torno a USD 580 millones, mientras que el ratio de solvencia mejoró a 2,1x.
• TGS combina un negocio regulado sólido y previsible en transporte de gas con una exposición volátil a líquidos, muy sensible a precios internacionales y a eventos climáticos. El avance en nuevos proyectos de transporte y la extensión de la licencia refuerzan su perfil de largo plazo, aunque a los ratios de valuación actuales creemos que hay mejores alternativas dentro del sector.