Qué dijo la dirección de Central Puerto S.A. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre de inflexión para Central Puerto

Central Puerto cerró el primer trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de 120 millones de dólares, un 41,6% por encima del trimestre anterior y un 33,4% respecto al mismo período del año pasado. Los ingresos totalizaron 248,6 millones de dólares, impulsados por la entrada en operación del ciclo combinado Brigadier López en enero de 2026, la contribución completa de los parques solares adquiridos en 2025 —Cafayate y San Carlos— y la normalización del mercado mayorista eléctrico bajo la Resolución 400/25. La generación total alcanzó 5.420 GWh, un 54% más que en el trimestre previo, en parte gracias a la recuperación operativa de las unidades de Central Costanera que habían estado en mantenimiento. El ratio de apalancamiento neto se ubica en 1,06 veces, y la calificadora Moody's Argentina elevó la nota crediticia de la compañía a AAA.

Entre los hechos más relevantes del trimestre figura la renovación de la concesión de la central hidroeléctrica Piedra del Águila por 30 años, hasta enero de 2056, a cambio de una transferencia accionaria que implicó un desembolso de 245 millones de dólares. Además, la compañía adquirió el 100% de Patagonia Energy S.A. (PESA) por 50 millones de dólares, obteniendo una licencia de explotación convencional en bloques de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén, con más de 27.000 acres enfocados en petróleo. La compañía considera este activo como un punto de entrada a la industria de petróleo y gas, con un potencial de inversión de hasta 600 millones de dólares bajo un escenario exitoso de desarrollo.

Lo que viene: BESS, Vaca Muerta y más contratos

La dirección señaló que el proyecto de almacenamiento en baterías (BESS) en la planta Central Puerto avanza con el 60% de las obras civiles completadas, y la compañía espera que entre en operación comercial a mediados de 2027. En paralelo, Central Puerto está evaluando su participación en la nueva licitación AlmaSADI, que contempla 700 megavatios de capacidad de almacenamiento a escala nacional. La empresa también espera noticias en los próximos dos o tres meses respecto a contratos directos de compra de gas natural con productores, como alternativa al esquema Plan Gas administrado por CAMMESA. En cuanto a Vaca Muerta, la dirección indicó que trabaja con una empresa estadounidense para el desarrollo de dos o tres pozos piloto, con un costo estimado de alrededor de 17 millones de dólares por pozo, aunque reconoció que el calendario definitivo aún no está cerrado.

Turno de preguntas: contratos, gas y el debate sobre la liberalización

Los analistas concentraron sus preguntas en tres ejes. El primero fue la velocidad de migración del mercado spot hacia contratos de largo plazo (PPAs). La dirección explicó que el cupo del 20% de energía vendible a grandes usuarios privados ya está prácticamente cubierto, y que las negociaciones con las distribuidoras para el restante 80% están en curso, aunque no ofreció cifras concretas de volumen contratado. El segundo eje fue el acceso a transporte de gas: la compañía solicitó 1,6 millones de metros cúbicos diarios en la licitación de TGS, pero solo obtuvo 400.000, lo que la mantiene dependiente del Plan Gas de CAMMESA durante los picos de demanda invernal. El tercer punto de debate surgió cuando un analista cuestionó si una eventual licitación de capacidad térmica por parte de CAMMESA contradice el espíritu liberalizador de la Resolución 400/25. El CEO respondió que las subastas de capacidad son una práctica habitual incluso en mercados más desregulados, como Brasil y Chile, y que la energía como tal continuará siendo contratada entre privados.