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Central Puerto proyecta más inversiones en Vaca Muerta

Vaca Muerta marcó un punto de inflexión en la estrategia de Central Puerto. La empresa confirmó la adquisición de áreas en Neuquén y busca posicionarse en el desarrollo del shale como un nuevo vector de crecimiento.

La iniciativa se inscribe dentro de un proceso de diversificación energética, que ya incluye inversiones en minería y forestación. Ahora, el foco está puesto en capitalizar oportunidades en el petróleo y el gas, apalancando la experiencia acumulada en generación eléctrica.

“El lunes anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional. Hemos adquirido un área en Neuquén, Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, con la idea de desarrollarla en shale”, explicó Fernando Bonnet, CEO de la compañía, en un evento privado.

Una apuesta estratégica por Vaca Muerta

Si bien las áreas adquiridas operan bajo el esquema convencional, la compañía sabe que tienen potencial para evolucionar hacia el no convencional, lo que implica inversiones en tecnología y conocimiento específico.

“Es una apuesta fuerte para diversificar la compañía. Ya somos el principal generador eléctrico del país, pero vemos oportunidades donde podemos aprovechar nuestra experiencia, y el petróleo es uno de ellos”, sostuvo Bonnet.

El proyecto en el shale argentino no se limita a las áreas ya adquiridas. Desde la compañía anticipan que este es apenas el punto de partida de una expansión más amplia en el sector petrolero.

“Hay mucho por hacer en Vaca Muerta. Es el principio de un plan que seguramente se va a seguir expandiendo con nuevas áreas y oportunidades en el futuro”, afirmó el CEO.

“Creemos que podemos capturar valor desarrollando estas áreas y otras que puedan sumarse. Es un proceso gradual, pero con visión de crecimiento sostenido”, agregó Bonnet.

Energía eléctrica y demanda en crecimiento

En paralelo al avance en hidrocarburos, la compañía mantiene su foco en el negocio eléctrico, que sigue siendo su core. Allí, el desafío está marcado por el crecimiento de la demanda y la necesidad de ampliar la capacidad instalada.

El contexto internacional muestra una presión creciente sobre las cadenas de suministro energético, impulsada por fenómenos como la inteligencia artificial, la electrificación y el desarrollo de data centers.

“El crecimiento del consumo eléctrico está generando un estrés en toda la cadena de valor, desde turbinas hasta transformadores. Esto impacta en costos y plazos de entrega”, explicó Bonnet.

“Hoy los países ya no planifican a dos o tres años, sino a cinco, diez o quince. Eso cambia completamente la lógica del sector energético”, agregó.

Inversiones para sostener el sistema

En el corto plazo, la compañía avanza con proyectos concretos para cubrir la demanda, especialmente en los picos de consumo de verano. Entre ellos, se destaca la instalación de sistemas de almacenamiento.

La empresa está desarrollando proyectos de baterías de almacenamiento, con el objetivo de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar cortes en momentos críticos. “Estamos instalando 1,2 gigavatios en baterías en Buenos Aires, lo que permitirá entregar 200 megavatios durante cinco horas en los picos de consumo”, detalló el CEO.

“Esto es clave para evitar problemas en verano, aunque debe complementarse con inversiones en infraestructura de redes”, añadió.

Renovables, redes y desarrollo productivo

El plan de la compañía también incluye el desarrollo de energías renovables junto con infraestructura de transporte, un punto crítico para que la energía llegue a los centros de consumo.

En este sentido, Central Puerto avanza en proyectos de alta tensión en el norte del país, con foco en abastecer la industria del litio. “Hoy no alcanza con renovables. Hay que desarrollar redes para que esa energía llegue a la demanda, especialmente a sectores industriales”, explicó Bonnet.

“Estamos trabajando en una línea en La Puna que podría aportar 400 megavatios y potenciar el desarrollo del litio en Salta y Catamarca”, agregó.

El rol del gas y la generación térmica

Asimismo, la compañía subrayó la importancia de complementar las energías renovables con generación térmica, lo que también refuerza el vínculo con el gas de Vaca Muerta.

“Los renovables son eficientes, pero no garantizan suministro permanente. Por eso necesitamos potencia térmica que acompañe ese crecimiento. También estamos desarrollando nuevas centrales térmicas que permitirán aprovechar más el gas de Vaca Muerta y sostener la demanda energética”, aseveró.

Central Puerto desembarca en Vaca Muerta con la compra de Aguada del Chivato

La compañía Central Puerto oficializó la adquisición del 100% de Patagonia Energy S.A. (PESA), en una operación que le permite acceder a la concesión del área Aguada del Chivato / Aguada Bocarey y marcar su ingreso en el segmento de upstream en la Cuenca Neuquina.

La transacción fue informada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) mediante un Hecho Relevante fechado el 12 de abril de 2026, en el que la empresa detalló los alcances de la operación y su impacto en la estrategia corporativa.

De esta manera, la firma da un paso clave hacia la diversificación de su negocio, históricamente centrado en la generación eléctrica, y avanza en su posicionamiento dentro del sector de los hidrocarburos en Argentina.

Estrategia de diversificación y crecimiento

El acuerdo de compraventa fue suscripto con Patagonia Assets Limited, en una operación que responde a la necesidad de ampliar la base de activos y fortalecer la competitividad de la compañía en el mediano plazo.

Desde la empresa señalaron que la adquisición apunta a diversificar los ingresos y reducir la exposición a riesgos asociados a la concentración en sus actividades tradicionales, en un contexto de transformación del mercado energético.

En esa línea, el desembarco en el upstream aparece como una apuesta estratégica para capturar valor en toda la cadena y posicionarse en el desarrollo de recursos no convencionales.

JPM Energía y Central Puerto desembarcan en Vaca Muerta.

Un activo con potencial en Vaca Muerta

El bloque Aguada del Chivato / Aguada Bocarey abarca una superficie de aproximadamente 110 km² y se ubica en el centro-norte de Neuquén, en las cercanías de Rincón de los Sauces. Si bien se trata de un área con historia productiva, su principal atractivo radica en su ubicación sobre la ventana de petróleo de Vaca Muerta.

En términos operativos, el área cuenta con una base de producción sustentada en pozos convencionales, desarrollados anteriormente por empresas como Medanito e YPF.

De acuerdo con los últimos datos oficiales, en febrero el bloque registró una producción cercana a los 168 barriles diarios de crudo y unos 20.571 metros cúbicos de gas natural.

Las cifras reflejan un marcado declino frente a los niveles de un año atrás, cuando la producción alcanzaba los 442 barriles diarios de petróleo y los 230 mil metros cúbicos de gas.

Primeros pasos en el desarrollo shale

Más allá del desempeño actual, el activo presenta condiciones favorables para avanzar en el desarrollo no convencional, un aspecto central en la estrategia de la compañía.

El yacimiento ya cuenta con dos pozos perforados al shale, uno de carácter vertical y otro horizontal, lo que representa una ventaja inicial para acelerar la curva de aprendizaje.

En ese sentido, la experiencia previa acumulada en el área podría facilitar la transición hacia un esquema de explotación orientado a maximizar el potencial de Vaca Muerta.

Condiciones y próximos pasos

El cierre definitivo de la operación se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales en este tipo de transacciones, un proceso que podría extenderse durante los próximos meses.

Una vez completada la adquisición, Central Puerto deberá definir el plan de desarrollo del área, incluyendo inversiones, estrategia operativa y eventuales asociaciones.

Quiénes se quedan con las represas del Comahue: ofertas, montos y el avance de los grupos argentinos

Los grupos empresarios argentinos dieron un paso decisivo en el negocio hidroeléctrico. El Gobierno abrió este viernes las ofertas económicas para privatizar cuatro represas clave del Comahue y recibió propuestas que totalizan US$ 684,3 millones, en un proceso que definirá quién administrará estos activos durante los próximos 30 años.

Las centrales involucradas —Alicurá, Piedra del Águila, El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados— conforman un bloque estratégico sobre los ríos Limay y Neuquén, esencial para el suministro eléctrico nacional. La apertura de sobres confirmó una tendencia: los grupos locales avanzan con fuerza sobre espacios históricamente dominados por multinacionales energéticas, reconfigurando el mapa del poder en la generación hidroeléctrica argentina.

Objetivo represas

La represa Alicurá (1.000 MW) tuvo la oferta más alta de Edison Inversiones, que puso US$ 162 millones y superó a AES, que pretendía conservar la concesión con US$ 130 millones. La propuesta abre la puerta al desembarco de Edison en el negocio hidroeléctrico y consolida su estrategia de crecimiento acelerado dentro del sector energético.

Con US$ 245 millones, Central Puerto retuvo la represa Piedra del Águila (1.400 MW), uno de los activos más relevantes del sistema. La continuidad en la operación fortalece su posición como uno de los jugadores dominantes del mercado eléctrico, con presencia en generación térmica, renovable e hidráulica.

El complejo El Chocón–Arroyito (1.320 MW) registró una competencia ajustada. BML Inversora lideró con US$ 235,6 millones, seguida por Hidroeléctrica Futaleufú, que presentó US$ 223,8 millones, dentro del margen que habilita un desempate. Más atrás quedó Enel, actual operador, con US$ 172,2 millones, lo que deja abierta la posibilidad de una instancia definitoria adicional.

En Cerros Colorados–Planicie Banderita (450 MW), la oferta más alta también fue de BML Inversora, con US$ 41,7 millones. Edison Inversiones quedó segunda con US$ 38 millones, diferencia insuficiente para evitar otra ronda de competencia. Según la Secretaría de Energía, solo esta concesión requerirá mejora de ofertas; en las demás, el mínimo establecido ya quedó cubierto.

Las represas salen a la venta

Los grupos que ganan terreno y el retroceso de las multinacionales

El avance de siete consorcios habilitados traza un nuevo escenario. BML Inversora, controlada por Manuel Santos Uribelarrea, emerge como uno de los jugadores más agresivos, con las mejores ofertas en El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados, en línea con su expansión en energía y agroindustria.

Edison Inversiones también acelera su presencia. El consorcio que reúne a los Neuss, al dúo Cherñajovsky–Galli de Newsan y a Inverlat suma un nuevo paso tras su ingreso a la distribución eléctrica en Tucumán y Jujuy, y se posiciona para convertirse en un actor relevante del segmento hidroeléctrico.

Central Puerto, respaldada por Guillermo Reca, la familia Miguens–Bemberg y Eduardo Escasany, mantiene su influencia al conservar Piedra del Águila, la represa más potente del proceso.

En paralelo, Hidroeléctrica Futaleufú —integrada por Aluar, Genneia y la provincia de Chubut— irrumpe como un aspirante sólido con la segunda mejor oferta en El Chocón–Arroyito, dentro del margen de definición.

Mientras los grupos locales avanzan, las multinacionales retroceden. AES quedó fuera de Alicurá, una de sus centrales emblemáticas, y Enel perdió terreno en El Chocón–Arroyito, en un repliegue que marca el fin de una era de protagonismo extranjero en la generación hidroeléctrica.

Lo que viene

Tras la revisión técnica que dejó afuera solo al grupo guatemalteco IPS Renewal S.A., ahora comienza un período de observaciones y posibles desempates. El Gobierno definirá si adjudica directamente o convoca a una instancia adicional para las dos centrales donde la diferencia entre las ofertas quedó dentro del umbral del 10%.

El resultado final determinará quién operará, durante tres décadas, algunas de las represas más importantes del país. Pero la tendencia ya es clara: el control de la energía hidroeléctrica argentina comienza a migrar hacia manos locales con creciente capacidad financiera y ambición de expansión.

La factura oculta de OpenAI: cuánto costará la energía del boom de datos en la Patagonia

La interrupción en un data center es el mayor temor de las grandes tecnológicas que están invirtiendo miles de millones de dólares en inteligencia artificial para, entre otras cosas, fortalecer el cuidado de los datos. Para que una IA generativa pueda operar eficientemente tiene que recurrir no solo a una alta capacidad de procesamiento sino también a una base de datos que sirva como entrenamiento del modelo. Y para todo esto se necesitan data centers.

En ese sentido, la noticia de que OpenAI invertirá 25.000 millones de dólares para construir un data center en la Patagonia, más allá del potencial que significa para el país, pone de relieve un largo debate entre las big tech sobre cómo conseguir un almacenamiento masivo de datos con altos estándares de seguridad y cómo lograr la garantía de un abastecimiento energético adecuado para tal consumo, entre otros desafíos.

Según datos de Uptime Institute, el 54% de las interrupciones en centros de datos cuestan más de US$100.000, y el 20% supera el millón de dólares. “En un mundo donde la IA depende de la continuidad, la seguridad va mucho más allá de proteger los datos de un ciberataque sino de asegurar la no interrupción del suministro”, comenta Daniel Fiorda, Director de Operaciones de SkyOnline, empresa de data center que se soporta en GPUs Nvidia para procesos de IA.

“Un corte, por breve que sea, no es un simple inconveniente; es una cascada de consecuencias económicas que se miden en miles de dólares por minuto, además del daño reputacional”, agrega Fiorda. Dentro del sector se conoce muy bien que la inactividad se paga muy cara. Más aún en la alta competencia tecnológica. Las empresas de Fortune Global 500 pierden aproximadamente 1.500 millones de dólares cada año por tiempos de inactividad no planificados, según un estudio de Siemens.

¿Cuánta energía necesitará OpenAI?

El data center que la firma de Sam Altman abrirá en la Patagonia tiene proyectado alcanzar 500 MW (megawatts) de potencia, lo que lo ubicaría entre los más grandes del mundo.

Para dimensionar la escala, esto implicaría un consumo anual de 4,38 TWh (teravatio-hora), mientras que el consumo total de electricidad en Argentina en el año 2024 se situó en aproximadamente en 138,8 TWh, según cifras de CAMMESA, la entidad que administra el mercado eléctrico mayorista en el país. Con éstos números, el consumo del data center equivaldría a cerca del 3% del consumo eléctrico total de Argentina.

El proyecto de OpenAI será desarrollado junto a la empresa argentina Sur Energy. Aunque todavía se desconoce quién será el “cloud developer” (profesional que diseña, desarrolla y mantiene aplicaciones y servicios en la nube) que acompañará la inversión, algunos grandes proveedores energéticos como Central Puerto y Genneia aparecen como alternativas.

Fiorda estima que el proyecto podría generar presiones en el sistema, pero que el país tiene mucho potencial de generación, incluso en fuentes renovables. También aclara que el problema excede a Argentina y se trata de una disyuntiva global. Según un informe publicado por The Guardian, la IA demandará para fines de este año 23 gigavatios, el doble de lo que consumen países europeos enteros como Países Bajos, Suiza o Austria.

La fiebre por la IA está redefiniendo el futuro energético porque la infraestructura de datos exige mucha demanda. Las cargas de trabajo que requieren, por ejemplo, las GPUs de Nvidia para el aprendizaje automático, consumen hasta 40 veces más energía que los servidores tradicionales.

¿Una posible salida?

El gobierno de Javier Milei lanzó en diciembre pasado un programa para alimentar con energía nuclear la futura demanda de energía por IA. El programa está a cargo de Demian Reidel, presidente de Nucleoeléctrica Argentina, empresa que opera los tres reactores del país: Atucha I, Atucha II y Embalse. El proyecto oficial baraja la incorporación de reactores nucleares modulares (SMR) para garantizar un suministro escalable y estable, además de vender el 44% de las acciones en licitaciones internacionales.

La apuesta por la energía nuclear es uno de los principales atractivos para abastecer la demanda. Sin embargo, Fiorda explica: “Un reactor nuclear por más chico que fuere requiere tiempo, lo mismo una línea de transmisión, un parque eólico o solar y ni que hablar una represa”. Y agrega: “Todo lo que es energía está sobredemandado y tienen tiempos de entrega mucho más extendidos de lo normal”.

“El mundo está rediseñando por completo los sistemas de refrigeración y las redes eléctricas para abastecer los data centers, por lo que cualquier nueva oportunidad energética podría ser de gran ayuda si logra concretarse en el tiempo”, dice Fiorda esperanzado. Aunque, sin embargo, enciende algunas luces de alerta: “A la par hay que asegurarse la llegada de los equipos de soporte y generadores, sin eso por más que tengas la energía no se puede desarrollar la actividad”.

Central Puerto y Aluar van a competir por las represas del Comahue

La licitación de las cinco centrales hidroeléctricas del Comahue entró en su etapa decisiva. La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el próximo 23 de octubre se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en adquirir los paquetes accionarios y operar las represas durante las próximas tres décadas.

El proceso incluye las concesiones de El Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, que en conjunto representan alrededor del 25% de la generación hidroeléctrica del país. La reprivatización se enmarca en el decreto 564/25, que definió la salida al mercado de las concesiones vencidas en 2023, originalmente privatizadas en 1993.

Durante la apertura del Renewables & Electricity Day, organizado por EconoJournal, Tettamanti expresó que su objetivo es que la licitación sea “muy exitosa, con mucha competencia y buenos operadores privados al frente de las centrales”.

Aluar evalúa los términos del proceso

Entre los actores interesados en el proceso aparece Aluar, la principal productora de aluminio del país y una de las grandes consumidoras de energía eléctrica del sistema. Su gerente de Recursos Energéticos, Gabriel Vendrell, valoró los esfuerzos del Gobierno por normalizar el sector eléctrico y destacó la claridad del marco regulatorio de la licitación.

“Creo que la legislación está bien armada, mejor que la de los años noventa, porque el régimen tarifario está incluido en el contrato de concesión. Eso le da mayor fortaleza jurídica para definir los ingresos y la valorización de las centrales”, sostuvo durante su participación en el panel.

Vendrell explicó que la posibilidad de participar del mercado a término contractual es uno de los atractivos del nuevo esquema, ya que habilita progresivamente a los adjudicatarios a vender hasta el 100% de su producción. No obstante, advirtió que la duración del plazo de concesión puede influir en el nivel de competencia y de inversión.

“Cuanto menor es el plazo, mayor la incertidumbre y más alta la tasa que se exige a los proyectos. Eso impacta en una menor recaudación. Pero entiendo las necesidades políticas de caja y que los fondos ingresen lo antes posible”, señaló.

A pesar de las tensiones propias del proceso, el ejecutivo se mostró optimista: “Los pliegos están bien armados, hay interesados y seguramente va a ser una licitación exitosa. Solo unos días de prórroga nos hubieran venido bien”.

Central Puerto confirmó su participación

Por su parte, Central Puerto, que actualmente tiene a su cargo la operación de Piedra del Águila, también confirmó su participación en el proceso. Su director comercial, Gabriel Ures, aseguró que la empresa competirá por continuar operando en el Comahue.

“Vamos a participar en ese proceso sin lugar a dudas”, afirmó Ures, destacando la alineación de la compañía con los objetivos planteados por la Secretaría de Energía para avanzar en la modernización del mercado eléctrico.

Central Puerto es uno de los principales generadores del país y el mayor consumidor de gas natural de la Argentina, con un consumo diario de alrededor de 15 millones de metros cúbicos. Ures subrayó la importancia de poder contratar libremente combustible y energía con grandes usuarios, y celebró las medidas del Gobierno orientadas a liberalizar el mercado.

“Queremos tener la gestión del combustible porque tenemos mucha eficiencia para aplicar en ese segmento. Los objetivos de la Secretaría están cien por ciento alineados con lo que venimos solicitando desde hace años”, sostuvo.

AbraSilver anunció nuevo hallazgo de cobre en San Juan

AbraSilver, empresa minera controlada por Central Puerto, informó un nuevo descubrimiento de cobre en su proyecto La Coipita, ubicado en la provincia de San Juan. El avance surge de una campaña de perforación realizada en colaboración con Teck Resources Limited, compañía minera canadiense.

Según comunicó AbraSilver, los resultados obtenidos revelan una “intersección significativa de mineralización de cobre de alta ley”. El hallazgo incluye una zona de enriquecimiento secundario dentro de un extenso sistema de pórfido, considerado un hito clave para el futuro desarrollo de La Coipita.

La apuesta por el cobre

Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, consolidó su presencia en el sector minero en marzo de 2024 al adquirir el control de AbraSilver. Esta operación se produjo después de su primera incursión en abril de 2023, cuando había tomado una participación minoritaria en la junior de origen canadiense.

AbraSilver también lidera el proyecto de oro y plata Diablillos. A su vez, Central Puerto amplió su estrategia en minería a fines de 2024, comprando el 27,5% del proyecto de litio Tres Cruces, en Catamarca. Entre sus accionistas se destacan Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany.

Colaboración estratégica

Previo a la adquisición por parte de Central Puerto, AbraSilver había establecido un joint venture con una subsidiaria de Teck Resources para avanzar en La Coipita. Esta alianza se centra en la exploración de cobre, oro y molibdeno en un área de alto potencial geológico.

En 2024, ambas compañías completaron una primera fase de perforaciones con cinco pozos. Durante la segunda etapa, realizada este año, se perforaron tres nuevos pozos (DDH-LC25-006, 007 y 008) con un total de 3.523 metros. El pozo 006 resultó ser fundamental para el descubrimiento reportado.

John Miniotis, presidente y CEO de AbraSilver, destacó que el pozo reveló “114 metros con 0,70% de cobre dentro de una sección más amplia de 621 metros con 0,38% de cobre”. Este resultado confirma, según Miniotis, el potencial de un gran sistema de pórfido en la zona.

Por su parte, Stuart McCracken, vicepresidente de Exploración de Teck, expresó su entusiasmo por los datos obtenidos y reafirmó el compromiso de trabajar junto a las comunidades locales de Calingasta y áreas cercanas.

El proyecto

La Coipita se localiza en el departamento de Calingasta, en San Juan, a altitudes de entre 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar. El proyecto abarca más de 70.000 hectáreas dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno, una franja geológica que comparten Argentina y Chile.

AbraSilver informó que las áreas exploradas presentan evidencias geofísicas, geológicas y geoquímicas que respaldan la presencia de sistemas de pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea en ambientes de alta sulfuración o en zonas estructuralmente elevadas.

La compañía anticipó que junto a Teck Resources seguirán evaluando los resultados de la campaña de perforación para determinar el verdadero potencial del yacimiento. Se esperan nuevas actualizaciones conforme avancen los estudios.

YPF Luz y Central Puerto invertirán US$400 millones para electrificar el NOA

En la reunión de la Mesa del Litio, los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz; de Catamarca, Raúl Jalil; y de Jujuy, Carlos Sadir analizaron el proyecto de electrificación de la puna, propuesta de YPF Luz y Central Puerto.

Las empresas detallaron aspectos del proyecto de electrificación de la puna, para la interconexión eléctrica en alta tensión para proyectos mineros del NOA.

Se destacó que el proyecto en su conjunto impactará positivamente no solo en el litio, sino en también en la minería en su conjunto, otras actividades productivas y en las comunidades de la región.

En este sentido, la secretaria Ejecutiva del Comité Regional del Litio Flavia Royón explicó que este es un proyecto estratégico de desarrollo, que muestra que en la Argentina también la inversión privada, con ciertos cambios regulatorios, puede construir y puede ampliar el sistema de transporte de alta tensión y contribuir al desarrollo”.

“Sin duda es un punto de desarrollo para la minería, pero también para el sector energético de energías renovables de toda la región y de nuestra provincia. Así que estamos muy orgullosos y muy pendientes de los proyectos que se puedan llevar adelante. Espero que también las compañías mineras se sumen y apoyen y se involucren en este tipo de infraestructura que van a ser una muestra de que en Argentina también la inversión privada puede traccionar y está comprometida con el desarrollo de la región”, sostuvo.

La inversión de YPF Luz y Central Puerto

Los aspectos técnicos del proyecto estuvieron a cargo del Ceo de YPF, Martín Mandarano. Indicó: “la tecnología que estamos desarrollando, creemos que es la adecuada para el desarrollo y la distancia de las interfaces, dada la altura y la capacidad del orden de los 350 MW de abastecimiento de la minería”.

“Hablamos de una inversión de 350 a 400 millones de dólares, solamente lo que es la línea y sus estaciones. Obviamente que para el abastecimiento de la minería se requiere inversión adicional de generación para llenar la línea; eso es otra inversión equivalente a otros 400 a 800 millones de dólares adicionales”, detalló Mandarano.

En lo que refiere al cronograma, que se prevé la adjudicación a fines de año y el inicio de la construcción en 2028. “Es muy importante para nosotros para poder lanzar el proceso de obra o adjudicación para octubre, para poder cumplimentar todos los permisos en línea para poder avanzar con la obra. El primer objetivo, es adjudicar hacia finales del año y comenzar sobre el principio del año que viene”, finalizó Mandarano.

Central Puerto aumentó su generación de energía un 5%

Central Puerto presentó sus resultados financieros para el ejercicio 2024 y el cuarto trimestre del año donde reportó un aumento del 71% en sus ingresos trimestrales, alcanzando los 168 millones de dólares en comparación con los 98 millones de dólares del mismo periodo de 2023.

Durante todo el ejercicio 2024, los ingresos totalizaron 671 millones de dólares, reflejando un crecimiento del 25% interanual. Sin embargo, la ganancia neta del cuatro trimestre de 2024 mostró una pérdida de 28 millones de dólares, contrastando con los 156 millones de dólares obtenidos en el cuatro trimestre. A lo largo del año, la ganancia neta fue de 52 millones de dólares, con una caída del 73% respecto a 2023.

Incremento en generación

En términos operativos, Central Puerto aumentó su generación de energía un 5%, alcanzando los 5.416 GWh. Este crecimiento fue impulsado principalmente por un incremento del 25% en la generación térmica, que compensó la caída del 31% en la generación hidroeléctrica. La producción de vapor, por su parte, creció un 71%, con un aumento significativo en las plantas de San Lorenzo y Luján de Cuyo.

La compañía cerró el año con una capacidad instalada de 6.703 MW, un 7% menos que en 2023. La reducción se debió a la desconexión de algunas unidades. Además, la disponibilidad térmica disminuyó un 22% en ciclos combinados y un 12% en turbinas de gas y vapor.

Nuevos contratos para Central Puerto

Durante el 2024, la Secretaría de Energía implementó varios ajustes en las tarifas de generación eléctrica. Se aplicaron incrementos del 2,7% en octubre, 6% en noviembre, 5% en diciembre y 4% en enero de 2025. Además, la Resolución SE N°21/2025 flexibilizó los contratos de compraventa de energía (PPA), permitiendo que nuevas unidades firmen acuerdos con clientes industriales y comerciales.

Otro punto clave fue la implementación del “Plan de Contingencia Energética 2024-2026”, diseñado para garantizar la disponibilidad de generación en los meses de mayor demanda. Como parte de este plan, se estableció una remuneración adicional para generadores térmicos en nodos críticos.

Inversiones estratégicas

Hay que recordar que Central Puerto firmó un acuerdo con la Corporación Financiera Internacional (IFC) y YPF Luz para desarrollar una línea de transmisión eléctrica de hasta 350 km que abastecerá a proyectos mineros en el noroeste argentino. Esta inversión, estimada entre 250 de dólares y 400 millones de dólares, busca fortalecer la infraestructura eléctrica de la región.

Además, la compañía expandió su presencia en el sector minero con la compra del 27,5% de 3C Lithium Pte. Ltd., propietaria del proyecto de litio Tres Cruces, en Catamarca. También aumentó su participación en AbraSilver Resource Corp. al 9,9%, consolidando su posición en el negocio de la plata y el oro.

Pese a su estrategia de expansión, Central Puerto redujo su deuda neta a 132 millones de dólares, cerrando el año con 4 millones de dólares en efectivo y 233 millones de dólares en otros activos financieros. Además, distribuyó $39,47 por acción en dividendos, reafirmando su compromiso con los accionistas.

Central Puerto desarrollará la primera línea eléctrica para potenciar la minería

Central Puerto, el principal generador de energía eléctrica de Argentina, y la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anuncian la firma de un acuerdo para avanzar en los estudios de factibilidad de la primera línea de transmisión eléctrica destinada a suministrar energía renovable a empresas mineras del noroeste argentino.

Estos estudios evaluarán la viabilidad técnica, económica y ambiental del proyecto, que tiene como objetivo interconectar los proyectos mineros del sector de la Puna Argentina al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), garantizando un suministro confiable de energía renovable mediante acuerdos privados.

“La minería en el noroeste argentino es un sector estratégico para el crecimiento económico de nuestro país. Ante un mercado internacional cada vez más demandante de minerales críticos, esenciales para la transición energética, este proyecto responde a la necesidad de las empresas mineras de mejorar su competitividad a través de soluciones energéticas confiables, eficientes y económicas.” destacó Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto.

“En IFC buscamos acelerar la transición energética global y el sector privado en Argentina tiene el potencial de ser un líder en la industria. El trabajo colaborativo con Central Puerto se suma a estos esfuerzos priorizando energías renovables y apoyando a la industria minera sostenible con la infraestructura necesaria para también alcanzar su máximo potencial”, dijo Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe.

Con una inversión total estimada de USD 600 millones; la iniciativa de Central Puerto contempla la construcción de una línea de alta tensión (LAT) de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna. El proyecto prevé una capacidad potencial de hasta 400 MW ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.

La nueva infraestructura no solo beneficiará a la industria minera, sino que también permitirá abastecer a comunidades cercanas a las zonas de influencia de la instalación de esta nueva línea de transmisión, que actualmente se encuentran aisladas. Este suministro energético constante contribuirá al desarrollo de esas comunidades, mejorando su calidad de vida y promoviendo su crecimiento.

Además de fortalecer la competitividad de la industria minera, este proyecto tiene el potencial de impulsar el desarrollo económico tanto regional como nacional. En la actualidad, la minería representa apenas el 0,7% del PIB argentino, muy por debajo del 8% a 10% que alcanza en países como Chile y Perú. Este esfuerzo no solo busca cerrar esa brecha, sino también posicionar a Argentina como líder en la transición hacia una economía más sustentable.

Continuando con el legado de previas colaboraciones entre Central Puerto y el IFC en el financiamiento de proyectos bajo el esquema de licitaciones del RenovAR y MATER, esta iniciativa brindará a las empresas mineras acceso a un suministro constante de energía renovable. Además, estará respaldada por una infraestructura de interconexión sólida con el SADI, lo que permitirá facilitar futuros contratos PPA de largo plazo entre la oferta y la demanda.

El esfuerzo conjunto de Central Puerto e IFC busca transformar al noroeste argentino en un eje clave de generación de energía renovable y minería sostenible, contribuyendo al crecimiento económico del país y a su posicionamiento competitivo en el escenario global.

Central Puerto duplicó su ganancia pese a una caída en su generación de energía

Central Puerto anunció sus resultados financieros consolidados para el tercer trimestre de 2024 (3T24), revelando un crecimiento robusto en ingresos y una duplicación de su ganancia neta respecto al mismo periodo del año anterior.

La compañía reportó ingresos totales de 185 millones de dólares, marcando un aumento del 14% respecto a los 162 millones de dólares del tercer trimestre de 2023. Este crecimiento estuvo impulsado por una mayor generación de energía térmica y un aumento en las ventas en el mercado spot, que ascendieron a 93 millones de dólares (un 11% más interanual), y en las ventas bajo contrato, que alcanzaron los 71 millones de dólares (12% más interanual).

Además, los ingresos de la actividad de venta de vapor aumentaron un 41% en comparación con el 3T23, mientras que la actividad forestal creció un 60%, lo cual contribuyó a la diversificación de sus fuentes de ingresos.

Estabilidad en el EBITDA Ajustado

A pesar de los desafíos regulatorios y económicos, la compañía registró una ganancia neta de 40 millones de dólares en el tercer trimestre de 2024, duplicando la cifra de 20 millones de dólares alcanzada en el 3T23. Este significativo aumento fue atribuido a una mejor gestión de los costos y una mayor eficiencia en la generación térmica.

El EBITDA ajustado, una métrica clave para evaluar el rendimiento operativo, se mantuvo estable en 93 millones de dólares en comparación con el mismo periodo del año anterior, mostrando la solidez del negocio de Central Puerto en un contexto económico desafiante.

Desafíos y Crecimiento

Central Puerto ajustó sus estados financieros según la inflación en Argentina, lo cual afecta la comparabilidad de los resultados interanuales en dólares. El ajuste por inflación fue realizado conforme a la NIC 29, utilizando un tipo de cambio de referencia de 970,92 pesos por dólar al 30 de septiembre de 2024. Sin embargo, este ajuste no impidió el crecimiento de los ingresos en términos reales.

La empresa continúa avanzando en sus proyectos estratégicos de expansión, como el Parque Solar San Carlos y el Ciclo Combinado Brigadier López, ambos alineados con los tiempos y presupuestos previstos. Se espera que el parque solar esté operativo en el segundo trimestre de 2025 y el ciclo combinado hacia finales del mismo año.

El directorio de Central Puerto aprobó la distribución de un dividendo de 39,47 pesos por acción, resaltando la confianza de la compañía en su capacidad para generar valor a largo plazo para sus accionistas. Con un flujo de caja operativo de 184 millones de dólares acumulado en los primeros nueve meses de 2024, la empresa se encuentra en una posición sólida para continuar invirtiendo en la modernización y ampliación de su capacidad de generación.

Central Puerto consolidó su posición en el mercado.

La energía de Central Puerto

Otro dato para tener en cuenta es que durante el tercer trimestre, la generación de energía de Central Puerto disminuyó ligeramente 1% a 5.685 GWh, en comparación con los 5.721 GWh del mismo periodo de 2023. Esta pequeña disminución estuvo influenciada por varios factores en diferentes fuentes de energía.

La generación hidroeléctrica de Piedra del Águila cayó 35%, alcanzando los 1.405 GWh desde los 2.151 GWh del 3T23. Esta disminución se debió principalmente a una reducción del 55% en los niveles de agua del río Collón Curá, lo que resultó en una menor disponibilidad de agua para la generación.

En cuanto a la generación renovable, los resultados son mixtos. La generación eólica disminuyó 4%, alcanzando los 386 GWh en el tercer trimestre frente a los 404 GWh del mismo periodo de 2023. Este descenso se debió principalmente a la disminución del recurso eólico y también a algunos trabajos de mantenimiento, entre ellos los realizados en varias palas de La Castellana II, que resultaron dañadas por un temporal en diciembre de 2023. Por otro lado, la generación solar alcanzó los 61 GWh con pleno impacto durante el trimestre, ya que no existen datos comparables para el mismo periodo de 2023.

La generación térmica registró un aumento interanual del 21% durante el tercer trimestre, alcanzando los 3.832 GWh desde los 3.166 GWh. El crecimiento se debió principalmente a un mayor despacho de algunas unidades en el sitio Puerto y a una mayor disponibilidad y despacho en el sitio Costanera. Las unidades de cogeneración en Luján de Cuyo y Brigadier López de ciclo abierto también tuvieron mayor disponibilidad y despacho.

Asimismo, la producción de vapor aumentó 77% durante el tercer trimestre, alcanzando 880 mil toneladas frente a las 498 del mismo periodo de 2023. Este crecimiento fue impulsado por un aumento del 124% en la planta de cogeneración San Lorenzo y un crecimiento del 25% en la planta de Luján de Cuyo. El aumento en Luján de Cuyo se debió principalmente a una mayor disponibilidad de turbinas de gas, tras la finalización de un programa de mantenimiento a mediados de 2023, y a una mayor demanda de YPF. También se registró una mayor demanda por parte del cliente de San Lorenzo.