Central Puerto difundió sus estados contables correspondientes al segundo trimestre del 2025. En este período, la capacidad instalada tota del sistema se mantuvo estable, destacando un aumento del 3% en la capacidad renovable de forma trimestral. La demanda de electricidad cayó un 12% en este trimestre, por la temperaturas más templadas que otros años en estos meses. Por esto, hubo caída en la demanda del sector residencial y comercial. Enfocando en la compañía, CEPU no tuvo cambios en su capacidad instalada total, y su generación eléctrica fue de 4.372 GWh, cayendo un 12% de forma interanual. Esta baja se debe a que el ciclo combinado Mitsubishi de la Central Costanera y la unidad ST06 (TV06) del complejo Central Puerto fueron detenidas en el período por gastos de mantenimiento. Por otro lado, la producción de vapor aumentó un 23% durante el 1T25, alcanzando las 930 mil toneladas (ktn) frente a las 756 ktn del trimestre anterior.
Por la parte de los resultados, se puede observar que las ventas totalizaron en USD 179,6 millones, representando un incremento del 7% frente al segundo trimestre de 2024. Las ventas de energía representaron un 89,6% del total y se reportaron por un total USD 160,9 millones, siendo un 9% más que hace un año. En este período, la empresa enfrentó cargos estacionales de capacidad y tuvo menores volúmenes vendidos, más que nada debido a la menor producción derivada del mantenimiento del ciclo combinado Mitsubishi de la Central Costanera y de la unidad ST06 (TV06) del complejo Central Puerto. Esto fue parcialmente compensado por mayores ingresos provenientes del abastecimiento propio de combustibles para Luján de Cuyo y otros combustible. Esto nos deja ver que si bien un factor que es cada vez más importante en los resultados de la compañía es la línea del resultados de las empresas subsidiarias aún no da resultados tan relevantes. La empresa viene haciendo desembolsos para la compra de un porcentaje de empresas en el último tiempo, pero la mayoría de los ingresos sigue viniendo de la su segmento principal. El EBITDA ajustado del 2T25 fue de un total de USD 61,4 millones, aumentando un 35% de forma interanual. Dado ese dato, el EBITDA ajustado anualizado LTM del 2T25 se ubicó un 8% por encima del EBITDA ajustado de todo el año 2024.
Los precios spot denominados en pesos argentinos mantuvieron la paridad con la inflación y el tipo de cambio. En el 2T25, estos precios representaron el 16% de los ingresos totales. Algo para destacar por el lado de la variable de los precios es que, en estos meses, la Secretaría de Energía aprobó ajustes en los precios spot denominados en ARS, aumentando un 5,1% en términos compuestos a partir de junio. Esto se compara con un aumento del 6,0% en el índice de inflación mayorista y un 11,6% de variación en el tipo de cambio en el mismo período. Desde enero de 2025, la Secretaría de Energía implementó ajustes en los precios spot denominados en ARS del 15,4% en términos compuestos a partir de junio. Esto se compara con un aumento del 15,1% en el índice de inflación mayorista y un 15,7% de variación en el tipo de cambio en el mismo período.
Al 30 de junio de 2025, la Compañía y sus subsidiarias tenían Efectivo y Equivalentes de Efectivo y Otros Activos Financieros Corrientes por USD 235,2 millones, donde la caja es de USD 3,7 millones mientras que el resto se trata de inversiones de corto plazo. La deuda financiera neta fue de 409,4 millones y la deuda financiera total era de US$ 413,1 millones. La mayor parte de los vencimientos están en distribuidos en la segunda parte de 2025 y 2026, por lo que es importante monitorear la generación de caja en el corto y mediano plazo, pero hoy por hoy, su posición de caja es muy sólida por lo que no hay que estar preocupados. Reportó un ratio de Deuda Neta/EBITDA de 0,56x y un ratio de EBITDA Anualizado/Gastos en Intereses de 10,43x.
Las inversiones de capital en la primera parte del año totalizaron US$ 102,4 millones, destinados principalmente al ciclo combinado Brigadier López y al proyecto solar San Carlos, además de la suscripción de capital para AbraSilver en el trimestre anterior. Hoy en día, tienen tres proyectos en desarrollo. En Santa Fe, el cierre de ciclo combinado en Brigadier López sumará 140 MW, alcanzando una capacidad total de 421 MW, con tecnología térmica, un contrato PPA de 10 años con CAMMESA y una inversión estimada de US$ 185 millones. El proyecto presenta un 80 % de ejecución, con finalización prevista para el 4T25. En Salta, el parque solar San Carlos incorporará 15 MW bajo un PPA privado con grandes usuarios, con un CAPEX de US$ 18 millones. Tiene un 80 % de avance y un inicio de operaciones estimados para el fin de este año. Por último, en Buenos Aires, el parque eólico Alamitos añadirá 130 MW, mayormente comprometidos bajo un PPA privado; cuya inversión rondará los US$ 130 millones. Actualmente está en proceso de licitación tecnológica y de ingeniería, con inicio previsto en 1T 2026 y un inicio de actividades esperado para fines de 2027.
En cuanto a otras iniciativas, se destaca que Central Puerto presentó ofertas en el proceso de licitación para almacenamiento en baterías por 150 MW a través de Central Puerto y 55 MW mediante Central Costanera, con definición prevista hacia fines de agosto de 2025. Asimismo, se confirmó una extensión de 90 días para las concesiones hidroeléctricas, fijando el plazo para la renovación antes de fin de año según el Decreto 476/2025. Por todo esto, la empresa mencionó tambien que tienen un compromiso con la eficiencia operativa al llevar adelante inversiones específicas en OPEX y CAPEX destinadas a alinear y mantener en forma óptima el ciclo combinado Mitsubishi de la Central Costanera y la unidad ST06 (TV06) del complejo Central Puerto. La mayor pate de estos gastos fueron financiados con generación de caja propia, y esto se puede ver que la deuda neta aumentó poco en el trimestre y bajó frente a los valores de hace un año.
Los resultados del 2T25 estuvieron en línea con lo esperado por el mercado. Hoy por hoy, la acción cotiza en torno a los USD 12,7. Luego de haber hecho un análisis de valuación de la compañía, creemos que la compañía todavía tiene recorrido al alza con un crecimiento continuo esperado en el futuro. La empresa tiene una muy buena capacidad para la generación de caja, y se está viendo que el FCF generado por su actividad principal está siendo destinado a otros proyectos que vemos como rentables que pueden aumentar sus ingresos. Una conclusión que se puede sacar de esto es que la compañía genera un sólido flujo de caja con su operación núcleo, pero no tiene mucho en que gastar ese efectivo. Por esto, hace inversiones en empresas con actividades complementarias y lleva adelante gastos de OPEX y CAPEX minuciosas para la puesta a punto de sus centrales.
Por último, este último dato nos deja una importante reflexión que creemos coherente. CEPU tiene como actividad principal la generación de energía, pero en los últimos años ha estado incorporando compañías que tienen que ver con la minería, relacionadas a la plata y al litio, y la actividad forestal. Estas son adquisiciones que podrían tener que ver con su actividad principal y son hechas ya que las ven como oportunidades interesantes donde utilizar caja e invertir su capital. A su vez, nosotros teníamos un view donde creíamos que el crecimiento orgánico de la actividad principal ya se volvía muy difícil y casi que solamente podía darse a través de la adquisiciones de compañías del sector, por lo que estas adquisiciones pueden llegar a responder a esto. Así, se podría pensar que si esto continua de la misma forma con el paso del tiempo, la compañía se podría convertir en un fondo de Private Equity, por lo que en ese caso habría que analizarla desde otra perspectiva.
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