Mejores precios impactaron positivamente
Central Puerto, la mayor generadora privada de energía en Argentina, divulgó resultados financieros y operativos del tercer trimestre de 2025 que superaron expectativas, impulsados por mayores ingresos y una eficiencia operativa destacada.
El EBITDA ajustado alcanzó los u$s101,1 millones, un incremento del 64% intertrimestral y del 8% interanual, reflejando la solidez del sector ante la transición regulatoria en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Los ingresos totales de la compañía escalaron a u$s233,9 millones, un 30% más que en el segundo trimestre y un 26% superior al 3T24, con las ventas de energía representando el 92,1% del total (US$ 215,3 millones). Este avance se atribuye a un mejor reconocimiento de costos de combustibles y ajustes en precios spot aprobados por la Secretaría de Energía, que sumaron un 1,9% compuesto para el período.
La utilidad neta, por su parte, se duplicó a US$ 102,4 millones, un salto del 158% interanual, beneficiada por ganancias en fair value de adquisiciones y una menor exposición a variaciones monetarias. En términos operativos, Central Puerto generó 4.539 GWh de energía, un 4% más que en el 2T25, aunque un 20% menos interanual debido a una hidrología adversa en la planta hidroeléctrica Piedra del Águila (-59% a/a).
La disponibilidad media de ciclos combinados se mantuvo en un sólido 96%, superando el estándar de +95%, mientras que la producción de vapor creció un 1% anual a 888 ktn. Estas cifras posicionan a la empresa con una participación del 14,1% en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Cambios regulatorios que impulsaron el resultado
Un hito clave fue la Resolución SE 400/2025, emitida el 21 de octubre y vigente desde noviembre, que marca el inicio de una liberalización gradual del MEM. Esta reforma introduce un Mercado a Término (MAT) para térmicas, permitiendo ventas de hasta 20% a Grandes Usuarios y 100% a distribuidoras, con ingresos spot en dólares que mitigan riesgos inflacionarios y cambiarios. Analistas destacan que podría elevar el EBITDA de CEPU en un 20-25% para 2026.
En proyectos de crecimiento, la adquisición del parque solar Cafayate (80 MW en Salta) por US$ 48,5 millones, con PPA hasta 2039, fortaleció el portafolio renovable. Además, CEPU se adjudicó dos proyectos de almacenamiento en baterías (BESS) por 205 MW en la licitación AlmaGBA, con contratos de 15 años y capex estimado en US$ 130-140 millones, garantizando ingresos fijos en dólares. Estos activos, operativos para mediados de 2027, subrayan la apuesta por la transición energética.
Según el resultado, la posición financiera de Central Puerto permanece conservadora: al 30 de septiembre, el efectivo y equivalentes sumaban US$ 292,1 millones, con deuda bruta de US$ 452,1 millones y neta de US$ 159,9 millones (apalancamiento de 0,5x EBITDA).
En agosto, emitió bonos Clase C por US$ 89 millones al 8% (vencimiento 2029), y Moody's inició cobertura con AA+ local, mientras Fix SCR la elevó a AA desde AA-. Para el cuarto trimestre, la compañía anticipa pagos de deuda por US$ 90 millones (bonos Clase A y solar Guañizuil) y un programa de mantenimiento en Luján de Cuyo (45 días de inactividad) y Central Puerto (60 días), enfocado en extender la vida útil de activos. Además, ejecutó un programa de recompra de 2,756 millones de acciones por US$ 2,54 millones, y presentó ofertas en la licitación de concesiones hidroeléctricas del Comahue el 7 de noviembre.
En el mercado, analistas reaccionaron positivamente: por un lado, elogiaron el "salto de 20-25% en EBITDA" por la Res. 400 y nuevos proyectos, aunque recordaron promesas incumplidas desde 2018. En la conferencia de resultados del 12 de noviembre, ejecutivos proyectaron EBITDA adicional de US$ 60-65 millones por Brigadier López y US$ 3-5 millones por San Carlos, con capex 2026 en BESS.
En contexto regional, el balance del MEM mostró estabilidad: capacidad instalada en 43.887 MW (+0,5% t/t), con renovables creciendo 20,1% anual, aunque la demanda cayó 1,1% a 35.255 GWh por menor consumo residencial. La reforma de la Res. 400, que restablece un modelo marginalista y remuneración spot con renta adaptada (FRA hasta 35% para térmicas existentes), se ve como catalizador para generadores privados.