Qué dijo la dirección de Central Puerto S.A. en la llamada del Q4 2025

Un año de normalización tarifaria con generación presionada por sequía y mantenimientos

Central Puerto cerró 2025 con ingresos de 782,8 millones de dólares, un 17% más que en 2024, y un EBITDA ajustado de 337,2 millones de dólares, también con un alza del 17% interanual. La paradoja del ejercicio es que esos crecimientos se lograron a pesar de que la generación total cayó un 14%, hasta 18,6 teravatios-hora. La dirección explicó ese desempeño por dos factores: la realineación del precio spot a lo largo del año —culminada con la Resolución 400 desde el 1 de noviembre, que fija precios en dólares y reconoce un margen sobre los costos variables— y los mayores ingresos por combustible autoprocurado con traslado de costos. Los lastres fueron la histórica sequía en Piedra del Águila, que redujo su generación un 38% respecto a 2024, y las paradas de mantenimiento prolongadas en las centrales de ciclo combinado de Costanera y Luján de Cuyo.

En el cuarto trimestre los ingresos fueron de 172,8 millones de dólares, un 26% menos que en el tercer trimestre, aunque un 3% por encima del mismo período del año anterior. El EBITDA trimestral de 84,7 millones resultó un 16% inferior al trimestre previo: el CEO Fernando Bonnet atribuyó la caída a que precisamente cuando entró en vigor la nueva regulación spot más favorable, los dos ciclos combinados más grandes de la compañía estaban fuera de servicio por mantenimiento y no pudieron capturar el beneficio. Ambas unidades retomaron operaciones a finales de diciembre y principios de enero.

Piedra del Águila, baterías y el nuevo mercado libre

El hito estratégico del año fue la extensión de la concesión de Piedra del Águila hasta 2055, adjudicada mediante licitación pública por 245 millones de dólares abonados en enero de 2026, financiados parcialmente con un préstamo sindicado A/B de 300 millones con el IFC a un plazo medio de cinco años. En energías renovables, la compañía duplicó su capacidad solar con la adquisición de la planta Cafayate y la puesta en marcha de San Carlos (15 MW), elevando su cartera renovable total un 20%. Además, en agosto de 2025 le fueron adjudicados dos proyectos de almacenamiento en baterías (BESS) por 205 MW, cuya operación comercial se espera para el primer semestre de 2027. El ratio de apalancamiento neto cerró el año en 0,3 veces el EBITDA ajustado anual, lo que la dirección señaló como base para financiar los proyectos en curso sin tensionar la estructura de capital.

En cuanto al nuevo mercado térmico a término —abierto a partir de noviembre de 2025—, la compañía firmó contratos por alrededor del 11% de sus volúmenes con clientes industriales. El CEO indicó que espera cubrir el 20% del volumen de los ciclos combinados bajo el esquema legacy —el máximo permitido con consumidores privados— en el transcurso de marzo de 2026. Para superar ese umbral será necesario contratar con distribuidoras, proceso que avanza con lentitud porque cada provincia debe negociar el traslado de costos a la tarifa final con su propio regulador local.

Preguntas de analistas: crecimiento futuro, dividendos y proyectos pendientes

En el turno de preguntas, los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, las perspectivas de crecimiento: Bonnet reconoció que sumar nueva capacidad renovable para atender la demanda existente se ha vuelto más difícil porque la entrada de ciclos combinados e hidroeléctricas en el mercado spot presiona los precios de los PPA. La compañía apunta a nueva demanda —minería, petróleo y gas, cogeneración industrial— y a una posible licitación de nueva capacidad térmica en Buenos Aires que el gobierno aún no ha formalizado, así como a la nueva ronda de baterías para provincias del interior con fecha límite en mayo de 2026, aunque la dirección advirtió que los retornos son menos evidentes que en los proyectos adjudicados el año pasado, dado el alza del precio del litio y el cobre. Segundo, sobre dividendos, Bonnet no ofreció orientación concreta y señaló que el directorio lo debatirá en los próximos meses en función de la agenda de proyectos. Tercero, sobre la expansión del gasoducto Perito Moreno operado por TGS, el CEO explicó que los precios del gas están fijados por contratos de planta existentes hasta finales de 2028 y que las restricciones de distribución en el área metropolitana de Buenos Aires impiden eliminar por completo el uso de gasoil y GNL en invierno en el corto plazo. También se mencionó sin detalles el proyecto Sur Energy vinculado a OpenAI —que habría cobrado mayor relevancia tras la extensión de Piedra del Águila— y el interés de la empresa en eventuales privatizaciones de activos de ENARSA, aunque sin mandato firme todavía.