Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin, ganó US$ 39 MM en el primer trimestre del año, un 143,75% más en comparación con 2020

En pesos, el salto de ingresos fue del 58,8%, a $ 28.635 millones. En tanto, la ganancia escaló 291,7%, a $ 3.694 millones. El endeudamiento financiero a nivel consolidado de Pampa bajo NIIF ascendió a US$1.562 MM . El promedio de tasas de interés para la deuda en US$ era del 7,4%, moneda en la que está denominada el 91% de la deuda bruta y mayoritariamente a tasa fija; la tasa promedio en $ ascendió a 38,8%.

Pampa Energía tiene presencia fuerte en generación y transmisión eléctrica, exploración y explotación de petróleo y gas, midstream, downstream y plantas petroquímicas. Además de centrales eléctricas, es dueño de participaciones en empresas como Transener, Transportadora Gas del Sur (TGS) y Refinor.

Por otro lado, durante el 1T 2021 Pampa adquirió indirectamente 1,5 millones de ADR de TGS a un costo promedio de adquisición de US$5,0/ADR. Tras el cierre del primer trimestre sumó 0,4 millones de ADR de TGS a un costo promedio de US$4,5/ADR.  Al  mayo de 2021, la tenencia accionaria directa e indirecta de la Sociedad asciende al 29,0% sobre el capital social emitido de TGS

En diciembre, acordó la venta de sus acciones en Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, con una cartera de 3,2 millones de clientes, a un grupo inversor liderado por Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti. 

El salto de ventas, explicó Pampa en su informe de resultados, se debió al ingreso de operación del nuevo ciclo combinado de su central Genelba. "Y, por ende, mayor venta de gas propio para cubrir dicho contrato", indicó. Agregó que también influyeron mayores volúmenes y precios realizados en petroquímica y la recuperación de los precios de petróleo y gas, "parcialmente compensados por menores ingresos en energía base y volumen vendido de hidrocarburos".

Precios y producción

Nuestro precio promedio de venta de gas devengado fue de US$2,8/MBTU en el 1T21, 21% superior a los US$2,3/MBTU registrados en el 1T20, principalmente explicado por el efecto del Plan Gas.Ar,  el cual fija precios para volúmenes comprometidos de producción destinados a usinas y el segmento retail.

Durante los meses estivales, el precio pactado es de US$3,0/MBTU, mientras que el periodo invernal de mayo a septiembre asciende a US$4,5/MBTU. En el segmento spot/industrias, donde CAMMESA también licita el gas no cubierto bajo el Plan Gas.Ar, se apreció una suba de precios traccionados por el Plan Gas. Ar, pero sin alcanzar los niveles de dicho esquema.

Asimismo el 44% de nuestras entregas de gas abastecieron el despacho de nuestras centrales térmicas y como insumo para nuestras plantas de petroquímica, el 25% se destinaron a CAMMESA, el 16% abastecieron al segmento retail y el remanente al mercado spot/industrias y exportación.

En comparación con el 2020, se incrementó el volumen destinado a nuestras centrales térmicas producto de la habilitación del CC en CTGEBA y al canal retail en el marco del Plan Gas.Ar, compensados por menores volúmenes a CAMMESA y exportación.

En términos operativos, en el 1T 2021 la producción del segmento alcanzó los 43,7 kboe/día, 5% menos al primer trimestre del 2020 y similar al cuarto trimestre del año anterio.

La producción de gas alcanzó 6,7 millones de m3/día, 1% más gracias a Plan Gas.Ar, pero 3% menos que el mismo periodo del año anterior debido a la contracción en la demanda local desde la cuarentena y la suspensión en las exportaciones desde marzo de 2021.

En particular, Rincón del Mangrullo y Río Neuquén disminuyeron su producción por menor tasa de perforación y declino natural (-478 mil m3/día de variación interanual y -58 mil m3/día vs. 4T20), además de una leve disminución en Sierra Chata (-58 mil m3/día interanual y -12 mil m3/día vs 4T20).

La menor producción fue parcialmente compensada por el incremento en El Mangrullo (+396 mil m3/día de variación interanual y +131 mil m3/día vs. 4T20). En dicha área se expandió la infraestructura de evacuación en concordancia con su productividad y potencial, alcanzando una producción de 4,7 millones de m3/día en el 1T21 y conformando el 69% de nuestra producción total de gas.

La producción de petróleo alcanzó los 4,2 kbbl/día en el 1T21, 22% menos que en 1T 2020, principalmente debido a la caída en la demanda desde la cuarentena, afectando la producción en El Tordillo, Rincón de Aranda y Los Blancos (-1,0 kbbl/día), además de una leve disminución del petróleo asociado en Río Neuquén y Rincón del Mangrullo (-0,1 kbbl/día).

El 100% de la producción fue destinada a la demanda doméstica, retomando la exportación en abril. En comparación al 4T20, la producción disminuyó un 4% (-0,2 kbbl/día) por una disminución en la demanda en refinerías, principalmente en la Cuenca Noroeste.

El precio promedio de venta de petróleo devengado del 1T21 fue de US$55,4/barril, 11% superior al 1T20, principalmente debido a que en el período marzo – mayo 2020 se registraron caídas sustanciales en los precios internacionales de referencia producto de la pandemia COVID-19, recuperándose a los niveles pre-pandemia en 1T21. Actualmente, el precio transado es similar a la paridad de exportación

En su informe, consignó que el ebitda ajustado de operaciones continuas ascendió a US$ 204 millones, un 16% más que los u$s 175 millones del primer trimestre de 2020, "principalmente, de petroquímica y, en gran medida, de petróleo y gas, holding y otros, y generación de energía".

Asentó que, del resultado final, la ganancia atribuible a los propietarios de la compañía fue de u$s 33 millones, u$s 19 millones superior a la de un año antes, "principalmente, debido a la mejora en el margen operativo y la pérdida en el primer trimestre de 2020 por desvalorización de activos (u$s 67 millones), parcialmente compensadas por mayores pérdidas en la tenencia de instrumentos financieros y cargo por impuesto a las ganancias en el primer trimestre de 2021".