PETROBRAS ARGENTINA S.A.

1. Modèle économique

Après la prise de contrôle par Pampa Energía sur environ 67 % du capital fin juillet 2016 (Cleary Gottlieb sur le financement de l’opération), Petrobras Argentina S.A. a été absorbée dans une réorganisation intragroupe menée à bien en 2017, Pampa demeurant société survivante (communiqué sur la fusion). Le socle « production électrique » correspond aujourd’hui au segment génération du groupe — 792 M$ de ventes sur l’exercice 2025 pour ce segment, avec un ajusté EBITDA de 472 M$ en 2025 (détail segment électricité dans le communiqué de résultats) — articulé avec une verticale pétrole et gaz (862 M$ de ventes, 375 M$ d’EBITDA ajusté sur la même année, même source). La rémunération dépend désormais massivement du Marché de gros électricité (WEM) réformé : depuis novembre 2025, les unités thermiques sans contrats migrées vers prix marginal et nouvelle régulation spot, avec poursuite de mécanismes transitoires pour certaines hydro ou cycles ouverts (section « Power generation » du même document). Le groupe combine ainsi ventes au spot, PPAs résiduels et une montée en puissance du schiste de Vaca Muerta, où le projet Rincón de Aranda concentre le plus gros effort d’investissement.

2. Impact réel

Au 31 décembre 2025, la capacité installée opérée par le groupe en Argentine s’établit à 5 472 MW, avec une part de marché nationale d’environ 12,4 % sur la capacité totale ; la répartition expose une domination du thermique (~9,3 % du parc national) face au vent (~1 %) et à l’hydro (~2,1 %) au même horizon (indicateurs de génération 2025). L’empreinte climat structurelle est donc celle d’un mix encore très fossile pour la partie pilotable, même si le bilan gaz vs charbon argentin reste différent du nucléaire français ou du parc européen — sans équivalence directe avec les trajectoires définies au niveau UE (PPE, mécanismes carbone européens). Côté hydrocarbures, les réserves prouvées certifiées atteignent 296 mboe, dont 81 % en gaz naturel et une hausse forte des réserves schistes ; 69 % des réserves P1 sont schistes, contre 57 % un an plus tôt (tableau des réserves au 31 décembre 2025), ce qui ancre la trajectoire d’émissions dans la combustion différée possible de ces stocks.

3. Innovations / partenariats

La « nouveauté » la plus tangible est organisationnelle et contractuelle : intégration verticale entre production de gaz et centrales thermiques — en janvier 2026, environ 29 % du gaz livré au travers du canal « intersegment » est allé au combustible auto‑approvisionné pour centrales après autorisation réglementaire (chaîne de valeur gaz‑électricité). Sur le plan industriel, le RIGI (régime d’investissement) a été prolongé jusqu’en juillet 2027 par DNU n° 105/2026, avec périmètre élargi à l’amont hydrocarbures et seuils minimums d’investissement (encadré RIGI dans le communiqué) — cadre qui a accéléré Rincón de Aranda (objectif de plateau 45 kbpd d’ici 2027, mêmes sources). Disponibilité : le parc thermique opéré affiche 93,2 % de disponibilité moyenne au T4 2025, en hausse de 75 points de base sur un an malgré sinistres et maintenances (segment thermique).

4. Greenwashing / zones grises

Le développement de Rincón de Aranda emporte à lui seul un capex cumulé annoncé à plus de 1,5 Md$, qualifié de « plus grande allocation de capital à un actif unique de l’histoire de Pampa » — sur un projet explicitement poussé par l’extension RIGI (paragraphe sur l’investissement et le RIGI). Ce chiffre, daté du 2 mars 2026, tranche avec tout discours « transition bas carbone » au sens étroit : il documente un pari majeur sur le pétrole et le gaz de schiste au moment où les réserves certifiées restent à quatre‑vingt‑onze % sous forme de gaz sur le total prouvé — un signal d’alignement fossile chiffré, pas une allégation morale. Sur l’électricité, la réforme WEM (Res. SE n° 400/25) réoriente la marge vers l’efficacité thermique au mercato, ce qui peut améliorer l’usage du MWh mais ne décarbone pas le parc existant (passage au cadre spot de novembre 2025). Aucun profil « ESG européen » (CSRD/ADEME) n’est ici obligatoire : l’analyse doit rester amont (réserves, capes) et marché (CAMMESA, auto‑approvisionnement), pas slogan.

5. Positionnement stratégique

Le groupe affiche un EBITDA ajusté consolidé de 1 009 M$ en 2025 contre 937 M$ en 2024 et une dette nette ramenée à 801 M$ en décembre 2025 (table de conciliation et bilan de la trésorerie), soit une solidité financière utilisée pour financer à la fois schiste et réseau électrique. Stratégiquement, Pampa joue la carte du national champion intégré dans un pays où la reforme sectorielle (Plan Gaz, pont entre production et CAMMESA) recompose les flux de cash entre hydrocarbures et turbines (mécanisme Plan Gaz et volumes début 2026). Dans ce tableau, l’ombre de Petrobras Argentina n’est plus une ligne au registre — mais un socle gaz‑électricité toujours piloté depuis Buenos Aires.

Verdict WattsElse

Ce qui portait encore le nom de Petrobras à Puerto Madryn et Neuquén est désormais une ligne dans un bilan à New York : intégration verticale sans illusion climatique, réformes tarifaires sans rupture technologique. Les tonnes de CO₂ futures sont déjà comptées dans les réserves, pas dans les brochures — 296 mboe dont quatre‑vingts pour cent de gaz, pour plus d’un milliard et demi de dollars déjà engagés sur le schiste (références ci‑dessus).

Sources : clearygottlieb.com · ri.pampa.com · sec.gov