TGS, la gasífera de Vaca Muerta, cae 7,2% tras su balance

TGS cae 7,2% en Wall Street tras un balance 26% menor

Las acciones de Transportadora de Gas del Sur (TGS) caían 7,2% a US$23,29 este viernes en Wall Street, la mayor baja entre los papeles argentinos, un día después de que la compañía reportara una ganancia neta 26% menor a la del tercer trimestre del año anterior. El ADR acumula una caída de 25% en 2026, pero detrás del desplome hay una historia que va más allá del ticker: es el punto exacto donde el ciclo de infraestructura de Vaca Muerta se cruza con el ciclo financiero argentino.

Para cualquier founder que venda servicios, software o logística a la industria energética, el balance de TGS funciona como un termómetro de dos velocidades: la operación avanza, pero la regulación y el financiamiento marcan el ritmo.

Qué dicen los números del trimestre

La utilidad neta fue de ARS$110.505 millones, frente a ARS$149.547 millones un año atrás, en pesos constantes.
La facturación bajó 6% a ARS$532.466 millones y la utilidad operativa cayó 11% a ARS$204.304 millones.
El EBITDA llegó a ARS$269.126 millones, con 56% generado por los negocios no regulados, según la compañía.
Las ventas cayeron en los tres segmentos, según resaltó Ignacio Sniechowski, jefe de research del Grupo IEB, y a esa baja se sumó un aumento de los costos de administración y comercialización: el EBITDA retrocedió 6,2% interanual.

El mercado no castigó la falta de proyectos, castigó el timing: el capex está comprometido y los ingresos que deberían compensarlo todavía no llegan.

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¿Por qué se derrumbó el segmento de transporte de gas?

El transporte explicó el grueso del retroceso, con una utilidad operativa 23% menor, en ARS$79.159 millones. Los aumentos tarifarios sumaron ARS$58.393 millones y más que compensaron el efecto de la inflación, dijo el CFO Alejandro Basso, pero la reconfiguración del sistema de transporte vigente desde mayo le restó casi ARS$21.000 millones de lo que TGS cobra por contratos en firme.

Esa reconfiguración, dispuesta por la Secretaría de Energía y el ENARGAS, reasignó las rutas de los gasoductos para atar los contratos de las distribuidoras a las cuencas que hoy producen gas, sobre todo Vaca Muerta, e incluyó la rescisión o modificación del contrato de CAMMESA y ENARSA con TGS por el loop Ordoqui del Neuba II. La compañía espera recuperar esos ingresos con ajustes tarifarios hasta 2030.

El contraste interno es el dato más interesante: líquidos mejoró 21% a ARS$78.915 millones por los mayores precios internacionales tras el conflicto en Medio Oriente, mientras que midstream retrocedió 24% a ARS$46.230 millones. En transporte, la capacidad contratada en firme aumentó, pero las entregas promedio diarias cayeron, señaló Sniechowski.

El préstamo de US$1.400 millones y el proyecto NGL

La apuesta grande sigue en pie. Basso confirmó en la llamada con analistas que la aprobación del ingreso al RIGI del proyecto de líquidos de Vaca Muerta, anunciada el 19 de octubre y aún pendiente de publicación en el Boletín Oficial, es condición para que Midstream de Gas del Sur (MGS), la subsidiaria a cargo del poliducto y la terminal de Bahía Blanca, pueda endeudarse.

TGS negocia con un grupo de bancos un préstamo sindicado de unos US$1.400 millones para esa sociedad y espera cerrarlo en diciembre. Procesadora de Gas del Sur (PGS), la subsidiaria del tramo de Neuquén, cuenta con financiamiento de importaciones por hasta US$300 millones.

Según informó La Nación, los bancos involucrados son JP Morgan, Santander, Citi, Itaú, Deutsche Bank, BBVA e ICBC, y la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional de Estados Unidos (DFC) propuso un crédito de US$500 millones que todavía debe atravesar su proceso de aprobación. El mismo medio señala que, una vez operativo, el proyecto podría generar ventas al exterior por aproximadamente US$1.200 millones anuales, con puesta en marcha prevista para 2030.

Los números del proyecto, según el propio CFO:

La capacidad contratada bajo take or pay, donde el comprador paga por la capacidad aunque no la use, llegó a 96% del proyecto, y la empresa prevé completarla antes de fin de año.
Del capex de US$3.000 millones, US$400 millones se ejecutan este año, US$1.100 millones en cada uno de los dos siguientes y el resto en 2029 y principios de 2030, con inicio de operaciones previsto para marzo de 2030.
Los US$200 millones adicionales hasta los US$3.200 millones del RIGI corresponden al aporte en especie de las plantas existentes.
Si MGS no pudiera pagar el préstamo, TGS respondería con garantías, y la deuda se sumaría a la de la compañía al medir su apalancamiento, que en el pico tocará menos de 2,5 veces el EBITDA.

En el frente de transporte, la ampliación del gasoducto Perito Moreno arrancará el 1 de mayo de 2027 con US$500 millones de capex este año. TGS pidió el 8 de octubre a la Secretaría de Energía ejercer la opción por otros 4,5 millones de metros cúbicos diarios, de los 6 millones autorizados por ENARSA, una ampliación que demandará unos US$100 millones, de los cuales US$70 millones irían bajo el RIGI. El acuerdo anunciado con Pampa Energía es un gasoducto de captación a 15 años con capex de unos US$190 millones. Además, TGS invertirá unos US$60 millones en una nueva planta de estabilización en Tratayén para procesar el gas cada vez más rico de Vaca Muerta.

El Gobierno adjudicó el 20 de octubre a TGS las obras de extensión del Perito Moreno, con una inversión de US$700 millones que permitirá elevar la capacidad de transporte en 14 millones de metros cúbicos por día, de 21 a 35, según reportó Reuters. Ese medio consigna además que la ampliación generaría un ahorro en importaciones de energía por más de US$700 millones.

Qué ven los analistas después del balance

El consenso sigue siendo favorable, y esa es la parte que sorprende. Los 13 analistas que cubren el ADR tienen un precio objetivo promedio a 12 meses de US$43,54, un potencial de suba de 87% desde el precio actual, con 11 recomendaciones de compra, una de mantener y una de venta, según datos de Bloomberg.

Tras el balance, Citi reiteró compra con objetivo de US$40, Santander mantuvo outperform con US$48, Morgan Stanley sostuvo su visión de underweight, la única negativa, con US$34, BTG Pactual tiene compra con US$35, Latin Securities overweight con US$50 y CGI Capital compra con US$52. Una semana atrás, con el ADR en US$25,94, TGS ya figuraba entre las acciones argentinas con mayor potencial según el consenso, con 66,65%; la caída del viernes amplió esa brecha.

El contexto sectorial acompaña. Según un informe de Jefferies publicado el 12 de octubre y recogido por El Cronista, las petroleras argentinas se negocian en promedio a unas 3,3 veces su valor de empresa sobre el EBITDA proyectado para 2027, un múltiplo que el banco considera bajo frente al crecimiento de Vaca Muerta. La producción de shale oil argentino crece cerca de 30% interanual y ronda los 700.000 barriles diarios, mientras que Goldman Sachs elevó a US$90 su previsión de Brent para diciembre de 2026, siempre según ese reporte.

Del lado operativo, Forbes Argentina consignó que la producción de septiembre creció 15,5% interanual hasta 973 mil barriles y que el sector generó un superávit energético de US$1.600 millones. El dato que más importa a una pyme: las 37 principales operadoras son abastecidas por más de 10.000 empresas, y el 80% son pymes.

¿Qué significa esto para tu startup?

1. El timing de la cadena de valor es ahora, no en 2030. El proyecto NGL tiene el 96% de su capacidad contratada bajo take or pay y despliega capex hasta 2030. Las empresas de servicios, mantenimiento, software industrial o logística que quieran entrar deben posicionarse en la fase de construcción, cuando se contratan proveedores y se definen integraciones. El modelo de contratos a 15 años con tarifas fijas en dólares que TGS usa con sus clientes es replicable en tus propios acuerdos: reduce el riesgo de precio y hace tu flujo previsible.

2. Separa el precio de la acción de la salud del negocio. TGS cae 25% en el año y 11 de 13 analistas recomiendan comprar. Si vendes al sector, la volatilidad del ADR no dice nada sobre tu pipeline. Mira capacidad contratada, EBITDA no regulado y avance de capex, no el ticker.

3. Modela el riesgo regulatorio como un costo, no como un evento raro. La reconfiguración de mayo le quitó a TGS casi ARS$21.000 millones por decisión administrativa, y la recuperación depende de ajustes tarifarios que se extienden hasta 2030. Si firmas contratos largos en Argentina, incluye cláusulas de renegociación y escenarios de cambio normativo en tu modelo financiero antes de firmar.

4. El capital internacional volvió al sector energético. Siete bancos globales y una posible línea de la DFC por US$500 millones muestran dónde está el apetito. La lección para un founder que busca financiamiento es que el capital de infraestructura sigue disponible cuando el proyecto tiene contratos de largo plazo y compradores comprometidos, no cuando solo tiene una buena narrativa.

El desplome del 7,2% es una reacción a un trimestre, no un juicio sobre Vaca Muerta. Pero deja una señal clara para el ecosistema emprendedor: en el negocio energético argentino, quien firma contratos de largo plazo con capacidad comprometida cobra igual aunque el ciclo se ponga áspero.