En Tucumán, las turbinas de YPF Luz pasaron buena parte del invierno esperando gas. La central El Bracho despachó un 52,5% menos de energía que un año atrás y arrastró a toda la compañía: entre julio y septiembre, la generación eléctrica de la empresa cayó 9,5%, hasta 3334 GWh, según el informe de resultados del tercer trimestre de 2026.
La explicación figura sin vueltas en el balance. El complejo térmico tuvo una disponibilidad del 98,2%, es decir, las máquinas estaban listas para funcionar. Lo que faltó fue gas natural en la región. Pasó de vender 855 GWh a apenas 406 GWh en el trimestre.
El golpe se sintió en toda la generación térmica, que bajó 14,6%, a 2581 GWh. Central Dock Sud, la planta más grande del grupo, con 933 MW, también despachó un 14,6% menos por una menor demanda de energía térmica y por la disponibilidad limitada de combustible.
En el mismo norte hubo una excepción. El Complejo Tucumán aumentó su despacho un 64,2% porque la compañía salió a comprar combustible por su cuenta en julio y agosto. Lo consiguió pese a la escasez de gas que afectaba a toda la región.
El cuello de botella del Gasoducto Norte
El problema viene de lejos. Durante años, el noroeste argentino se abasteció con gas importado de Bolivia. La reversión del Gasoducto Norte se pensó justamente para invertir ese flujo y llevar el gas de Vaca Muerta hacia Tucumán, Salta, Jujuy y el resto de las provincias del NOA.
La obra todavía no está completa. Quedan pendientes cuatro plantas compresoras a cargo de la constructora Esuco, que entró en concurso de acreedores. Son clave para liberar el cuello de botella que impide que llegue todo el gas que la región necesita en los meses de frío.
El impacto no se limita a los hogares. Las centrales térmicas de la zona dependen del gas natural y no pueden reemplazarlo con facilidad. A nivel país, el consumo de combustibles líquidos y carbón para generar electricidad creció 52,1% interanual, según datos de CAMMESA citados por la empresa.
La geografía marcó la diferencia en el propio portafolio de YPF Luz. Loma Campana II, ubicada en Vaca Muerta, aumentó su despacho un 59,6% por una mayor demanda y su cercanía a la fuente de gas. Mientras el norte esperaba, la Patagonia producía.
Más ingresos, pero no todo es ganancia
Los números de facturación cuentan otra historia. Los ingresos de YPF Luz alcanzaron 365,5 millones de dólares, un 99,6% más que un año atrás. Las ventas de energía térmica en el mercado spot pasaron de 52,8 millones de dólares a 191,2 millones de dólares.
Detrás del salto está la Resolución 400/2025. Desde noviembre del año pasado, CAMMESA dejó de centralizar la compra de combustibles. Ahora las generadoras gestionan su propio gas o gasoil y trasladan ese costo al precio de la energía que venden.
Por eso los costos operativos treparon de 81 millones de dólares a 237,8 millones de dólares en un año. Si se excluyen el gas, los combustibles y el transporte, los gastos subieron 18,8%, empujados por cuestiones administrativas: la inflación interanual superó a la devaluación.
Un margen más chico
El EBITDA ajustado llegó a 128,7 millones de dólares, un 20,5% más que en el mismo trimestre de 2025. Pero el margen EBITDA cayó del 58,3% al 35,2%. La compañía factura bastante más, aunque gana menos por cada dólar que vende.
Los activos térmicos aportaron 101,9 de dólares millones de EBITDA, un 28% más. La empresa lo atribuye a los mayores precios spot del invierno, a la nueva regulación y a una mejor disponibilidad en Dock Sud y en el Complejo de Cogeneración La Plata.
El resultado neto mostró una ganancia de 69,7 millones de dólares, contra una pérdida de 23,5 millones de dólares un año atrás. Parte del giro es impositivo: en el tercer trimestre de 2025 hubo un cargo por ganancias de 70,3 millones de dólares. Antes de impuestos, el resultado creció 37,7%.
El nuevo esquema ya alcanza a más centrales. El contrato de abastecimiento que Loma Campana I tenía con YPF se rescindió el 5 de agosto y, desde el 1 de septiembre, la planta quedó bajo las reglas de la Resolución 400.
Renovables y deuda
Las energías renovables compensaron en parte la caída térmica. Con el parque solar El Quemado y el eólico CASA, la capacidad renovable creció 56%, a 1024 MW. Sin embargo, hubo menos viento y menos sol: el factor de carga solar bajó de 25,8% a 18,6%.
En lo financiero, la deuda neta se ubicó en 725,6 millones de dólares y el apalancamiento bajó de 1,83 a 1,45 veces. En agosto, la empresa colocó una obligación negociable por 50 millones de dólares a tres años, con una tasa del 5%.
En Dock Sud, mientras tanto, avanza el sistema de almacenamiento en baterías de 90 MW y 450 MWh, con Edesur como contraparte. La obra tiene un 92% de avance, una inversión de 57 millones de dólares y su habilitación comercial está prevista para el cuarto trimestre.
