Qué dijo la dirección de Central Puerto S.A. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de recuperación con señales de cambio estructural

Central Puerto cerró el tercer trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 101,1 millones de dólares, un alza de 64% respecto al trimestre anterior y de 8% frente al mismo periodo del año pasado. Los ingresos totales llegaron a 233,9 millones de dólares, impulsados por mayores ventas contractuales en renovables y térmica, y por el traslado a tarifas del costo del combustible. La generación total alcanzó 4.539 gigavatios-hora, un 4% más que en el segundo trimestre, aunque un 20% por debajo del año anterior debido a la menor hidrología en Piedra del Águila, la central hidroeléctrica de la compañía en la Patagonia argentina. El ratio de apalancamiento neto se mantuvo en 0,5 veces el EBITDA ajustado de los últimos doce meses, y la calificadora Moody's elevó la nota de crédito de la empresa a AA desde AA-.

En el frente operativo, la recuperación de Central Costanera tras sus trabajos de mantenimiento del segundo trimestre y la incorporación de la planta solar Cafayate —adquirida en agosto por 48,5 millones de dólares y con 80 megavatios de capacidad— contribuyeron al resultado. La mezcla de ingresos fue 53% mercado spot y 47% contratos, con 63% del total denominado en dólares.

Liberalización del mercado eléctrico y perspectivas

El hecho más relevante del periodo —con efecto desde el 1 de noviembre— es la Resolución 400/25 de la Secretaría de Energía de Argentina, que inicia la liberalización progresiva del mercado mayorista de electricidad. Los puntos centrales son: los ingresos en el mercado spot pasan a denominarse en dólares; los generadores térmicos podrán vender hasta el 20% de su producción directamente a grandes usuarios y sin límite porcentual a distribuidoras; y la remuneración de capacidad en el spot se fija en 12 dólares por megavatio. La compañía espera que esta reforma se traduzca en un incremento de entre 20% y 25% en su EBITDA, lo que la dirección cifró en términos absolutos en alrededor de 70 a 80 millones de dólares adicionales al año, sin contar el potencial de las ventas privadas al 20% habilitado. Para proyectos en ejecución, la dirección espera que Brigadier López —cierre de ciclo combinado— entre en operación hacia mediados de diciembre y aporte unos 60 a 65 millones de dólares anuales de EBITDA adicional; la solar San Carlos, que comenzaría a generar esta semana o a principios de diciembre, sumaría entre 3 y 5 millones de dólares anuales. En baterías, la empresa resultó adjudicataria de dos proyectos BESS de 205 megavatios-hora con contratos a 15 años, con un CapEx estimado de entre 130 y 140 millones de dólares y puesta en marcha prevista para mediados de 2027.

Turno de preguntas: lo que los analistas quisieron saber

Los analistas se concentraron en tres frentes. El primero fue la magnitud del impacto de la Resolución 400: la dirección aclaró que la ganancia de EBITDA del 20%-25% no incluye todavía el efecto de ventas a grandes usuarios, que podría añadir un beneficio adicional. El CEO reconoció que el mercado aún está en proceso de entender cómo se formarán los precios bajo el nuevo esquema y que las grandes industrias ya están en su mayoría contratadas con renovables, por lo que la empresa está apuntando a consumidores de menor tamaño. El segundo frente fue la asignación de capital: ante la consulta sobre si la compañía consideraría vender activos en sectores como minería o forestal —cuya valoración ha subido con el repunte de activos argentinos—, el CEO descartó esa opción por el momento, argumentando que ve mayor recorrido al alza. Sobre el CapEx de 2026, la dirección señaló que estará concentrado en los proyectos BESS y rondará los 130-140 millones de dólares. El tercer foco fue la subasta de activos hidroeléctricos en la que Central Puerto participa junto con Costanera: la dirección indicó que esperaba conocer los resultados antes de mediados de diciembre y que el desenlace de esa licitación condicionaría la posibilidad de distribuir un dividendo extraordinario antes de fin de año. En cuanto al precio de largo plazo en el mercado a término, el CEO estimó que podría haber una corrección corta hacia 55-57 dólares por megavatio-hora con la entrada de nueva oferta, pero que en el largo plazo se estabilizaría en torno a 60 dólares, dado el aumento del costo de nuevas turbinas y la presión global de demanda.