Los impresionantes números de Pan American Energy

En un trimestre en el que las ventas retrocedieron, el Brent perdió terreno y la producción se movió hacia abajo, Pan American Energy (PAE) consiguió algo que no suele aparecer con facilidad en la industria energética. Mejoró con fuerza su rentabilidad gracias a un recorte de costos que cambió por completo la lectura del balance. Eso es lo que remarcó Facimex al poner el foco en la eficiencia operativa como la gran explicación detrás de los resultados.

Durante el cuarto trimestre, PAE facturó US$1.138 millones, lo que representó una baja interanual de 4,1%. Detrás de ese número hubo un combo desfavorable. La empresa enfrentó menores despachos, precios internacionales más bajos y una caída en la producción, una combinación que en cualquier petrolera suele pegar de lleno sobre los márgenes.

Sin embargo, en este caso la historia no terminó ahí, porque el ajuste de costos fue lo suficientemente profundo como para revertir esa presión y darle otro tono al cierre del año. Sin embargo, en este caso la historia no terminó ahí, porque el ajuste de costos fue lo suficientemente profundo como para revertir esa presión y darle otro tono al cierre del año.

Upstream más flojo y downstream más estable

En el negocio de upstream, que explicó 15% de las ventas, el deterioro fue más visible, en donde, los ingresos del segmento se retrajeron 20,3% interanual. Las ventas de crudo cayeron 27,8%, afectadas por un Brent 15% inferior y por una baja de 16% en los despachos, mientras que las ventas de gas retrocedieron 18,3% por menores volúmenes comercializados.

PAE produjo 145,9 mil barriles equivalentes por día, un descenso de 12,4% interanual. En crudo, la merma fue bastante moderada, de 1,3%, hasta 100,2 mil barriles diarios, pero en gas el ajuste fue mucho más pronunciado, con una caída de 29,8% hasta 45,8 mil barriles equivalentes diarios.

En downstream, que concentró 85% de la facturación, el cuadro fue bastante más sólido y las ventas cedieron apenas 0,7%, hasta US$957 millones. Dentro de ese bloque, los combustibles, que representan 96% de los ingresos del segmento, avanzaron 0,5%, aunque esa mejora no alcanzó para compensar la baja en lubricantes y en mercadería de reventa.

En volumen, además, hubo un comportamiento dispar, en donde, el gasoil creció 12%, mientras las naftas cayeron 9%, lo que dejó una señal mixta sobre la dinámica comercial. En volumen, además, hubo un comportamiento dispar, en donde, el gasoil creció 12%, mientras las naftas cayeron 9%, lo que dejó una señal mixta sobre la dinámica comercial.

El recorte de costos fue la clave

La parte más llamativa del balance estuvo en la estructura de costos y los cash costs se desplomaron 29% interanual, con reducciones en costos de ventas, comercialización y administración.

Ese movimiento permitió que una compañía con ingresos en baja mostrara, aun así, un salto muy marcado en rentabilidad. Ese movimiento permitió que una compañía con ingresos en baja mostrara, aun así, un salto muy marcado en rentabilidad.

Como resultado, el EBITDA ajustado llegó a US$400 millones, con una suba de 167,4% interanual, mientras que el margen EBITDA escaló a 35,1%, lo que implicó una mejora de 22,5 puntos porcentuales frente al mismo período del año anterior. En paralelo, el EBIT operativo pasó a US$141 millones y el resultado neto fue positivo en US$127 millones, muy lejos de la pérdida de US$240 millones que había mostrado en el cuarto trimestre de 2024.

En el acumulado del año, el EBITDA ajustado totalizó US$1.276 millones, prácticamente sin cambios contra 2024. El dato, leído de manera aislada, podría parecer discreto, pero gana peso cuando se lo cruza con el contexto. La compañía atravesó un año con un Brent 15% más bajo y con márgenes bastante más débiles durante la primera mitad de 2025, por lo que sostener ese nivel de generación operativa no luce menor.

Más caja

El flujo de caja operativo creció 19,4% interanual hasta US$579 millones, impulsado por la mejora del EBITDA. Al mismo tiempo, el capex cayó 57,1% a US$210 millones, con inversiones destinadas sobre todo al desarrollo convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge y al no convencional en la Cuenca Neuquina.

Esa combinación dejó un flujo de fondos libre de US$368 millones en el trimestre. Esa combinación dejó un flujo de fondos libre de US$368 millones en el trimestre.

Aun con esa mejora, la foto financiera anual dejó algunas alertas. La caja e inversiones corrientes bajaron 19,9% y cerraron en US$625 millones, mientras que la deuda neta subió 23,4% hasta US$3.253 millones. Así, la relación deuda neta sobre EBITDA quedó en 2,55 veces, por encima de las 2,07 veces de un año antes.

Las coberturas siguen siendo razonables, con 3,85 veces de EBITDA sobre intereses financieros, pero el cierre del ejercicio mostró una estructura menos holgada que en 2024. Las coberturas siguen siendo razonables, con 3,85 veces de EBITDA sobre intereses financieros, pero el cierre del ejercicio mostró una estructura menos holgada que en 2024.

La apuesta pasa por Vaca Muerta y el GNL

PAE también dejó novedades estratégicas relevantes. La compañía selló una asociación con Continental Resources, uno de los mayores jugadores del no convencional en Estados Unidos, para avanzar sobre cuatro bloques de shale oil. La firma norteamericana tomó 20% de distintas áreas en Neuquén y Río Negro, mientras PAE conservará la operación e incorporará experiencia técnica en un segmento decisivo para el crecimiento futuro.

A eso se sumó el avance de Southern Energy, que firmó un contrato con la alemana SEFE por US$7.000 millones para proveer GNL a Europa. A eso se sumó el avance de Southern Energy, que firmó un contrato con la alemana SEFE por US$7.000 millones para proveer GNL a Europa.

Según el informe, ese acuerdo asegura la exportación del 30% de la producción y garantiza la venta del 80% del primer barco de licuefacción, un dato que amplía de manera considerable el horizonte comercial del grupo.