Pampa Energía publicó el 4 de agosto de 2026 sus resultados del segundo trimestre con un dato difícil de ignorar: la producción de petróleo llegó a 23,4 kbpd, casi el triple de los 8,0 kbpd del Q2 2025. El motor fue Rincón de Aranda, el bloque shale de Neuquén que opera con 43 pozos en producción y concentró el 72% de los US$228 millones de capex E&P del trimestre.

Los resultados operativos superaron al período anterior en todas las líneas. El EBITDA ajustado consolidado alcanzó US$415 millones, un 75% por encima de los US$237 millones del Q2 2025. El segmento de Exploración y Producción aportó US$182 millones (+109% interanual). La ganancia neta atribuible a accionistas fue de US$172 millones, 4,3 veces la del mismo período del año anterior. La producción total de hidrocarburos llegó a 107,5 kboepd (+28%), con el petróleo como variable de mayor crecimiento y el gas en 84,1 kboepd (+10%).

El crecimiento de volumen tiene una contracara documentada. Pampa reportó un precio realizado del crudo de US$58,8/bbl neto de coberturas, un 4% menor al del Q2 2025, mientras el Brent se ubicaba en torno a US$91/bbl. La diferencia equivale a un costo de oportunidad de aproximadamente US$64 millones en ingresos brutos del trimestre. La política de coberturas reduce la exposición bajista pero elimina la captura de precio cuando el mercado sube.

La expansión se financia con deuda. La deuda neta de Pampa trepó de US$801 millones al cierre de 2025 a US$1.319 millones en junio de 2026, un incremento del 65% en seis meses. La inversión de capital E&P del primer semestre sumó US$424 millones. El lifting cost del segmento E&P subió a US$7,7/boe en el Q2, un 25% por encima del Q1 2026, en parte por la puesta en marcha de la segunda planta de tratamiento TPF en Rincón de Aranda, que amplió la capacidad de procesamiento de 20 a 28 kbpd.

Pampa entra al segundo semestre en un ciclo donde el crecimiento de escala es verificable pero la creación de valor depende de tres variables que aún no se alinean: precio de mercado del crudo consistentemente por encima del nivel de cobertura, lifting cost que absorba la nueva capacidad sin seguir escalando, y deuda neta que se estabilice antes de que los flujos libres alcancen para cubrir el servicio. Si el Brent se mantiene por debajo de US$70/bbl, las coberturas pasan de restricción a ventaja; si supera los US$90/bbl sostenidos, el esquema actual destruye margen incremental. El ratio deuda/EBITDA del semestre exige que Rincón de Aranda continúe creciendo en producción para que la curva de apalancamiento comience a aplanarse.