Pampa Energía ha presentado los resultados de su balance del segundo trimestre de 2025, destacando una reducción significativa de sus pérdidas y alcanzando récords históricos en la producción de gas y petróleo, impulsados principalmente por su actividad en Vaca Muerta.
Resultados financieros y operativos
La compañía informó que, si bien registró pérdidas de US$ 22 millones en el trimestre, esto representa una mejora del 21% en comparación con el mismo período del año anterior. Este avance fue impulsado por sólidos indicadores operativos y financieros.
Pampa Energía alcanzó una producción de 17.4 millones de metros cúbicos de gas por día. Este destacado crecimiento proviene principalmente de la producción de shale gas en Vaca Muerta iniciado en 2022-2023, con El Mangrullo aportando el 58% y Sierra Chata el 29%, ambos posicionados entre los principales bloques gasíferos de la Cuenca Neuquina.
La producción de crudo superó los 16,000 barriles diarios, gracias al desarrollo de Rincón de Aranda, un yacimiento en Vaca Muerta. En julio Pampa solicitó la adhesión al RIGI para el desarrollo de la Planta Central de Tratamiento (Central Processing Facility, CPF) de Rincón de Aranda, entre otras instalaciones de infraestructura, con una inversión estimada de US$426 millones. En particular, la CPF permitirá procesar y almacenar petróleo por hasta 45 kbpd, y estaría completamente operativa a finales de 2026.
La producción de petróleo alcanzó los 8,0 kbpd en 2T25 (+47% vs. 2T24, 2,5x vs. 1T25), impulsada por la aceleración del shale oil en Rincón de Aranda, que promedió 5,3 kbpd en el 2T25 (+4,1 kbpd vs. 2T24, +4,4 kbpd vs. 1T25), gracias a la conexión de 8 nuevos pozos, en coordinación con la puesta en marcha de las instalaciones de tratamiento temporales (TPF), ductos internos y el oleoducto Duplicar, operativo desde abril.
Este crecimiento fue parcialmente compensado por la venta de nuestra participación no operadora en Gobernador Ayala (-1,1 kbpd vs. 2T24), y menores volúmenes en los bloques convencionales no operados El Tordillo (-0,8 kbpd vs. 2T24) y Los Blancos (-0,2 kbpd vs. 2T24). Como novedad en el trimestre, se conectaron 2 pozos con objetivo a Vaca Muerta en Río Neuquén, siendo los primeros pozos shale del bloque.
El precio de petróleo promedió en US$61,6 por barril, afectado por la baja del Brent, con mayor impacto en las exportaciones. Sin la cobertura iniciada en abril de 2025 para parte de la producción en Rincón de Aranda, el precio de petróleo habría sido de US$58,5 por barril. Asimismo, en el 2T25 hubo un significativo aumento en las exportaciones de crudo, siendo un 55% de las ventas, frente al 32% del 2T24. Informe de resultados 2T25
El costo de extracción fue de US$58 millones en 2T25 (+31% vs. 2T24, +28% vs. 1T25), explicado por mayores costos de tratamiento de gas y el alquiler de la planta de tratamiento temporaria en Rincón de Aranda. El costo de extracción por boe aumentó un 42% a US$7,6/boe producido en 2T25 vs. US$5,3/boe en 2T24, principalmente debido a Rincón de Aranda. La suba más moderada en el costo de extracción por boe vs. 1T25 responde a la habilitación de instalaciones propias, que reemplazaron el transporte por camiones.
Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, calificó el trimestre como "bueno" y reafirmó la confianza del mercado en la visión a largo plazo de la compañía, que se vio reflejada en la reapertura de su bono internacional 2034.
VMOS S.A., un consorcio integrado por YPF, Pampa, Vista, PAE, Pluspetrol, Chevron, Shell y Tecpetrol, obtuvo US$2.000 millones para financiar la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur. El proyecto demanda una inversión total estimada en US$3.000 millones e incluye una terminal de carga y descarga con monoboyas, playa de tanques y otras instalaciones asociadas para exportar petróleo y líquidos mediante buques VLCCs (Very Large Crude Carriers). Dicho proyecto ya se encuentra incorporado al RIGI (Res. N° 302/25). Pampa participa con un 10,2% en VMOS y cuenta con un contrato de transporte en firme de 50 kbpd, además de capacidad de almacenamiento y despacho.
En junio, la Secretaria de Energía, extendió el período de transición de la concesión de HIDISA. Con esta prórroga, las concesiones nacional y provincial vencerán el 19 de octubre de 2025 (Res. SE N° 240/25).
Inversiones y proyectos a futuro
La empresa está llevando a cabo un ambicioso plan de inversión de US$ 1,500 millones para el desarrollo de Rincón de Aranda, el mayor proyecto de su historia. Este plan incluye la construcción de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto y un gasoducto de evacuación. El objetivo de la compañía es alcanzar los 20,000 barriles diarios de petróleo antes de finalizar 2025 y llegar a una capacidad de procesamiento de 45,000 barriles diarios para 2026.
