CEPU Central Puerto

[alzamer]

Respecto a la deuda, tomaron deuda, incluída en este balance en US$ 300 millones desde el IFC para ser utilizado a Piedra del Aguila, que la pagaron en enero. Quizás tengo menos CF, pero si se fija, la ratio deuda neta/EBITDA es ínfimo
El PER del año es 9,9. El último trimestre fue neutro, es cierto.

No está incluida en el balance , vea :



Claro, hay que rebatirle los 300 millones, los 160 millones que mencionaron en la Call son adicionales a los que puede ganar adicionalmente al 2025.

Gracias por sus apreciaciones.

Como puede decir que está en el balance ?! , basta ver el monto del pasivo bancario a largo plazo.

Pero , por si no fuera suficiente , se lo escriben :

Nota 10.3.12

De acuerdo con los términos del contrato, el préstamo devenga una tasa de interés igual a SOFR más 4,00%
o SOFR más 4,15%, según el tramo que se trate. El plazo del préstamo varía entre 7 y 9 años según el tramo
y contempla un período de gracia de 2 años y amortizaciones trimestrales. Al 31 de diciembre de 2025 no se
ha efectivizado el desembolso del préstamo. Con la firma del contrato de financiamiento se volvieron exigibles
una serie de costos por la estructuración y sindicación del préstamo, los cuales ascienden a USD 5.720.000.
Dicho monto fue cancelado en enero y febrero de 2026. A partir del 2 de enero de 2026 este préstamo
devenga un 1% de “commitment fee” (interés por compromiso de fondos), calculado sobre los saldos
pendientes de desembolso


Como puede verse, es un préstamo bastante leonino a alrededor del 8 y pico anual en usd.

Además garparon 5,7 millomes de dólares de comisiones, lo que aumenta el costo del crédito, lo mismo que lo que sigue:

Además, y no está claro se devenga un 1% adicional de fee sobre lo pendiente de desembolso ( estimo que las baterías )

Finalmente, estoy acostumbrado a darle poca importancia los “call”

Sería deseable una respuesta y no el silencio luego que le mostré que MELI tiene, siempre tuvo, plan de recompra de acciones para alimentar las alforjas del dueño verdadero.

[sebara]

De modo que la solvencia no es 2,48, y la deuda no es 337 millónes de usd, sino casi el doble.

El Per promediado es 9,9 , pero en el último trimestre gano cero.

Eso de discutir reparto de dividendos en la asamblea puede dar a entender que repartirán y es imposible.

Al nuevo ebitda hay que restarle los intereses del nuevo préstamo de 300 millónes de dólares .

Respecto a la deuda, tomaron deuda, incluída en este balance en US$ 300 millones desde el IFC para ser utilizado a Piedra del Aguila, que la pagaron en enero. Quizás tengo menos CF, pero si se fija, la ratio deuda neta/EBITDA es ínfimo
El PER del año es 9,9. El último trimestre fue neutro, es cierto.

Claro, hay que rebatirle los 300 millones, los 160 millones que mencionaron en la Call son adicionales a los que puede ganar adicionalmente al 2025.

Gracias por sus apreciaciones.

[alzamer]

Cierra el ejercicio 2025 (N.º 34) con un saldo positivo de $ 346,4 billones, 430,8% mayor que el finalizado en 2024, por márgenes operativos y resultados de participación netos de asociadas. El 4T 2025 en particular, da solo $ 545,2 millones, 4T 2024 dio una pérdida de $ -37620 millones.

Aspectos destacados: Se puso en marcha el Parque Solar San Carlos con un aporte del 15 MW a la capacidad de los renovables con un CAPEX de US$ 20 millones. Desde noviembre, por resolución N.º 400/25 se subdividió el mercado en dos tipos de ingreso: en el mercado spot y contratos particulares con grandes usuarios y distribuidoras (se entregaron 900 MW).
Se acordó un préstamo sindicado desde IFC por US$ 300 millones por 5 años para financiar proyectos.
Los ingresos por actividades ordinarias dan $ 1097 billones, una suba del 13% anual. Los costos de ventas suman $ 704,5 billones, aumentando 20% respecto al 2024. El margen de EBITDA sobre ventas da 43,1%, en el periodo 2024 fue del 42,9% (medidos en dólares).

Desglose de la facturación: Ventas en el mercado spot (50%) suben 18,9%, por traslado de costos. Las ventas por contratos (41%) suben un 14,7%, por mayor volumen de contratos con distribuidoras. Las ventas de vapor (4,7%) similares guarismos al 2024. Ingresos forestales (1,7%) bajan un -33,6% por menores servicios. Otros egresos e ingresos saldan $ 17910 millones, -83,9% menor al 2024 por pérdida registrada de revaluación de activos biológicos.

La generación de energía en el 2025 es 18598 GWh bajando -13,9% interanual. El market share es del 14,6%, en 2024 fue del 16,6%. Se desglosa en: unidades térmicas (75,2%) baja -10,3% por paradas de CC y de Turbo a vapor, por Lujan de Cuyo y Central Costanera. Hidráulica (12,7%) baja -38,3% por bajos caudales en Piedra del Águila. Energía Eólica (8,4%) crece un 4,9%. Energía solar suben un 27,8%, por adquisición del parque solar Cafayate. La disponibilidad media de las unidades térmicas en este trimestre es del 77%, igual al 2024.

Los gastos por naturaleza dan $ 577,9 billones, subiendo 2,9% anual. Donde: gastos operativos (80,5%) suben 4,4% por aumentos en depreciación de PP&E. Gastos administrativos y comerciales (17,6%) se mantiene en números similares. Gastos forestales se reducen -25,6%.

Los saldos no operativos dan un superávit de $ 82655 millones en 2024 fue déficit de $ -71683 millones, donde: saldos financieros y RECPAM dan pérdida por $ -111,7 billones, aumentando el déficit 16,1%; resultados en inversiones financieras dan $ 134,6 billones, 40 veces más al 2024; participaciones en asociadas crecen un 181,4%. Deudas financieras dan $ 493 billones (US$ 337,8 millones), un -1,6% menor al inicio del 2025. La deuda/EBITDA va de 0,5x a 0,3x. La posición en moneda extranjera da positivo en $ 101,3 billones, al inicio del 2025 dio negativo por $ -23644 millones. El flujo de caja es $ 37681 millones, 645,4% mayor que 2024.

El 30/04 se celebrará la asamblea ordinaria donde, entre otros temas, se discutirá el reparto de dividendos, lo cual hoy se cuenta con una reserva facultativa de $ 575,6 billones (equivalentes a $ 383,8 por acción). Se espera tener un EBITDA adicional de US$ 150-160 millones respecto al 2025, por la nueva regulación, el ciclo combinado Brigadier Lopez del mercado spot y contratos independientes, además de los ingresos por el parque solar San Carlos y la hidroeléctrica.

La liquidez va de 1,48 a 1,77. La solvencia va de 2,33 a 2,48.
El VL es de 1701. La Cotización es de 2289. La capitalización es $ 3439 billones.
La ganancia por acción es de $ 230,6. El per promediado es de 9,9 años.

El balance dice explictamente que los 300 millomes de dólares del préstamo no están en el pasivo.

10 días después , estaba en el pasivo ya que pagaron la renovación de HPDA.

De modo que la solvencia no es 2,48, y la deuda no es 337 millónes de usd, sino casi el doble.

El Per promediado es 9,9 , pero en el último trimestre gano cero.

Eso de discutir reparto de dividendos en la asamblea puede dar a entender que repartirán y es imposible.

Al nuevo ebitda hay que restarle los intereses del nuevo préstamo de 300 millónes de dólares .

[Fernan2]

Cierra el ejercicio 2025 (N.º 34) con un saldo positivo de $ 346,4 billones, 430,8% mayor que el finalizado en 2024, por márgenes operativos y resultados de participación netos de asociadas. El 4T 2025 en particular, da solo $ 545,2 millones, 4T 2024 dio una pérdida de $ -37620 millones.

Aspectos destacados: Se puso en marcha el Parque Solar San Carlos con un aporte del 15 MW a la capacidad de los renovables con un CAPEX de US$ 20 millones. Desde noviembre, por resolución N.º 400/25 se subdividió el mercado en dos tipos de ingreso: en el mercado spot y contratos particulares con grandes usuarios y distribuidoras (se entregaron 900 MW).
Se acordó un préstamo sindicado desde IFC por US$ 300 millones por 5 años para financiar proyectos.
Los ingresos por actividades ordinarias dan $ 1097 billones, una suba del 13% anual. Los costos de ventas suman $ 704,5 billones, aumentando 20% respecto al 2024. El margen de EBITDA sobre ventas da 43,1%, en el periodo 2024 fue del 42,9% (medidos en dólares).

Desglose de la facturación: Ventas en el mercado spot (50%) suben 18,9%, por traslado de costos. Las ventas por contratos (41%) suben un 14,7%, por mayor volumen de contratos con distribuidoras. Las ventas de vapor (4,7%) similares guarismos al 2024. Ingresos forestales (1,7%) bajan un -33,6% por menores servicios. Otros egresos e ingresos saldan $ 17910 millones, -83,9% menor al 2024 por pérdida registrada de revaluación de activos biológicos.

La generación de energía en el 2025 es 18598 GWh bajando -13,9% interanual. El market share es del 14,6%, en 2024 fue del 16,6%. Se desglosa en: unidades térmicas (75,2%) baja -10,3% por paradas de CC y de Turbo a vapor, por Lujan de Cuyo y Central Costanera. Hidráulica (12,7%) baja -38,3% por bajos caudales en Piedra del Águila. Energía Eólica (8,4%) crece un 4,9%. Energía solar suben un 27,8%, por adquisición del parque solar Cafayate. La disponibilidad media de las unidades térmicas en este trimestre es del 77%, igual al 2024.

Los gastos por naturaleza dan $ 577,9 billones, subiendo 2,9% anual. Donde: gastos operativos (80,5%) suben 4,4% por aumentos en depreciación de PP&E. Gastos administrativos y comerciales (17,6%) se mantiene en números similares. Gastos forestales se reducen -25,6%.

Los saldos no operativos dan un superávit de $ 82655 millones en 2024 fue déficit de $ -71683 millones, donde: saldos financieros y RECPAM dan pérdida por $ -111,7 billones, aumentando el déficit 16,1%; resultados en inversiones financieras dan $ 134,6 billones, 40 veces más al 2024; participaciones en asociadas crecen un 181,4%. Deudas financieras dan $ 493 billones (US$ 337,8 millones), un -1,6% menor al inicio del 2025. La deuda/EBITDA va de 0,5x a 0,3x. La posición en moneda extranjera da positivo en $ 101,3 billones, al inicio del 2025 dio negativo por $ -23644 millones. El flujo de caja es $ 37681 millones, 645,4% mayor que 2024.

El 30/04 se celebrará la asamblea ordinaria donde, entre otros temas, se discutirá el reparto de dividendos, lo cual hoy se cuenta con una reserva facultativa de $ 575,6 billones (equivalentes a $ 383,8 por acción). Se espera tener un EBITDA adicional de US$ 150-160 millones respecto al 2025, por la nueva regulación, el ciclo combinado Brigadier Lopez del mercado spot y contratos independientes, además de los ingresos por el parque solar San Carlos y la hidroeléctrica.

La liquidez va de 1,48 a 1,77. La solvencia va de 2,33 a 2,48.
El VL es de 1701. La Cotización es de 2289. La capitalización es $ 3439 billones.
La ganancia por acción es de $ 230,6. El per promediado es de 9,9 años.

Gracias Seba excelente como siempre

[rojo]

GRACIAS SEBARA

[sebara]

Cierra el ejercicio 2025 (N.º 34) con un saldo positivo de $ 346,4 billones, 430,8% mayor que el finalizado en 2024, por márgenes operativos y resultados de participación netos de asociadas. El 4T 2025 en particular, da solo $ 545,2 millones, 4T 2024 dio una pérdida de $ -37620 millones.

Aspectos destacados: Se puso en marcha el Parque Solar San Carlos con un aporte del 15 MW a la capacidad de los renovables con un CAPEX de US$ 20 millones. Desde noviembre, por resolución N.º 400/25 se subdividió el mercado en dos tipos de ingreso: en el mercado spot y contratos particulares con grandes usuarios y distribuidoras (se entregaron 900 MW).
Se acordó un préstamo sindicado desde IFC por US$ 300 millones por 5 años para financiar proyectos.
Los ingresos por actividades ordinarias dan $ 1097 billones, una suba del 13% anual. Los costos de ventas suman $ 704,5 billones, aumentando 20% respecto al 2024. El margen de EBITDA sobre ventas da 43,1%, en el periodo 2024 fue del 42,9% (medidos en dólares).

Desglose de la facturación: Ventas en el mercado spot (50%) suben 18,9%, por traslado de costos. Las ventas por contratos (41%) suben un 14,7%, por mayor volumen de contratos con distribuidoras. Las ventas de vapor (4,7%) similares guarismos al 2024. Ingresos forestales (1,7%) bajan un -33,6% por menores servicios. Otros egresos e ingresos saldan $ 17910 millones, -83,9% menor al 2024 por pérdida registrada de revaluación de activos biológicos.

La generación de energía en el 2025 es 18598 GWh bajando -13,9% interanual. El market share es del 14,6%, en 2024 fue del 16,6%. Se desglosa en: unidades térmicas (75,2%) baja -10,3% por paradas de CC y de Turbo a vapor, por Lujan de Cuyo y Central Costanera. Hidráulica (12,7%) baja -38,3% por bajos caudales en Piedra del Águila. Energía Eólica (8,4%) crece un 4,9%. Energía solar suben un 27,8%, por adquisición del parque solar Cafayate. La disponibilidad media de las unidades térmicas en este trimestre es del 77%, igual al 2024.

Los gastos por naturaleza dan $ 577,9 billones, subiendo 2,9% anual. Donde: gastos operativos (80,5%) suben 4,4% por aumentos en depreciación de PP&E. Gastos administrativos y comerciales (17,6%) se mantiene en números similares. Gastos forestales se reducen -25,6%.

Los saldos no operativos dan un superávit de $ 82655 millones en 2024 fue déficit de $ -71683 millones, donde: saldos financieros y RECPAM dan pérdida por $ -111,7 billones, aumentando el déficit 16,1%; resultados en inversiones financieras dan $ 134,6 billones, 40 veces más al 2024; participaciones en asociadas crecen un 181,4%. Deudas financieras dan $ 493 billones (US$ 337,8 millones), un -1,6% menor al inicio del 2025. La deuda/EBITDA va de 0,5x a 0,3x. La posición en moneda extranjera da positivo en $ 101,3 billones, al inicio del 2025 dio negativo por $ -23644 millones. El flujo de caja es $ 37681 millones, 645,4% mayor que 2024.

El 30/04 se celebrará la asamblea ordinaria donde, entre otros temas, se discutirá el reparto de dividendos, lo cual hoy se cuenta con una reserva facultativa de $ 575,6 billones (equivalentes a $ 383,8 por acción). Se espera tener un EBITDA adicional de US$ 150-160 millones respecto al 2025, por la nueva regulación, el ciclo combinado Brigadier Lopez del mercado spot y contratos independientes, además de los ingresos por el parque solar San Carlos y la hidroeléctrica.

La liquidez va de 1,48 a 1,77. La solvencia va de 2,33 a 2,48.
El VL es de 1701. La Cotización es de 2289. La capitalización es $ 3439 billones.
La ganancia por acción es de $ 230,6. El per promediado es de 9,9 años.

[transformista]

Gracias Luisito, CEPU y Pampa es el camino.
En mi caso, CEPU y $ECOG...y dale gas!

[Einlazer84]

Einlazer estuvo bien …vendiendo.

Central Puerto S.A. (CEPU)

15.44
-0.40
(-2.53%)

Cotiza bastante alta, comparando con los bancos.

Cuando afirmo esto es para que aprovechen y arbitren.

Cálculo un minimo de 5 años sin dividendos.

En una la tenia que pegar si sigo asi un dia los del Vaticano me van a nombrar Dios de la Bolsa.

[rojo]

Si bueno

[alzamer]

Einlazer estuvo bien …vendiendo.

Central Puerto S.A. (CEPU)

15.44
-0.40
(-2.53%)

Cotiza bastante alta, comparando con los bancos.

Cuando afirmo esto es para que aprovechen y arbitren.

Cálculo un minimo de 5 años sin dividendos.

[Puma_ba]

La Capital del Sol y la minería: Central Puerto construirá un mega parque solar en San Juan

La compañía recibió el aval para conectar el proyecto Huenuc al sistema y apunta a cubrir la demanda industrial y de las grandes minas metalíferas

Por Ignacio Ortiz
11/03/2026 - 10:23hs


La mayor generadora de energía eléctrica del país, la empresa Central Puerto, logró la autorización de la Secretaría de Energía para que incorpore al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Hunuc I, una iniciativa de energía renovable que se emplazará en el departamento de Sarmiento, en la provincia de San Juan. La inversióne stimada en el mercado es de unos u$s330 millones.

El proyecto iniciará con una potencia de 140 MW, aunque la planificación contempla futuras ampliaciones que podrían elevar la capacidad total a unos 380 MW. La infraestructura se extenderá sobre 690 hectáreas y se integrará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Para asegurar la inyección de energía limpia a la red nacional, se construirá la estación transformadora Hunuc, que operará bajo la órbita de la transportista Distrocuyo.

La elección de San Juan para este emplazamiento responde, además de sus condiciones climáticas privilegiadas para la tecnología fotovoltaica, a un aumento proyectado en la demanda de potencia debido al auge de la minería de cobre. El desarrollo de energías sustentables resulta vital para cubrir el consumo eléctrico que exigirán estas operaciones industriales a gran escala.

Con esta obra, anunciada originalmente a fines de 2025, la compañía busca afianzar su división CP Renovables. Actualmente, la firma gestiona activos que superan más de 600 MW de capacidad instalada en el segmento de generación limpia, incluyendo adquisiciones previas.

El perfil renovable de Central Puerto

Con la reciente autorización del proyecto Hunuc I y la consolidación de sus activos eólicos y solares, Central Puerto alcanza una capacidad instalada en el segmento estrictamente renovable de 623,8 MW. Esta cifra se compone de los 483,8 MW que ya operaba a través de su división CP Renovables -distribuidos en siete parques eólicos y el complejo solar Guañizuil II A- a los que ahora se suman los 140 MW de potencia inicial de la nueva planta en San Juan.


Sin embargo, el perfil de generación limpia de la compañía se transforma sustancialmente al integrar su activo hidroeléctrico más importante. La central Piedra del Águila, cuya concesión fue renovada recientemente hasta el año 2055, aporta una capacidad de 1.440 MW. Esta represa, ubicada sobre el río Limay, no solo es la mayor planta hidroeléctrica operada por un privado en la Argentina, sino que actúa como el principal soporte de potencia firme para el sistema nacional.

Al combinar ambas fuentes, el paquete total de energía libre de emisiones bajo gestión de la firma asciende a 2.063,8 MW. Este volumen representa casi un tercio de la capacidad total instalada de la compañía (que ronda los 6.938 MW) y la posiciona para el cumplimiento de las metas de descarbonización, especialmente frente a la creciente demanda de los sectores industriales y mineros.

Este ecosistema de generación se completará hacia finales de 2026 con la puesta en marcha de los nuevos sistemas de almacenamiento por baterías (BESS) en Buenos Aires, que sumarán otros 205 MW. De esta manera, Central Puerto incrementa su potencia total y añade la flexibilidad necesaria para gestionar la intermitencia de sus parques solares y eólicos, garantizando la estabilidad del suministro eléctrico.

Una región con privilegio solar

El parque solar Hunuc, de Central Puerto en San Juan, proyecta alcanzar 380 Mw en etapas futuras, posicionándose como uno de los más grandes de Argentina, en una carrera en la que hay varios anotados. Se prevé que el parque El Quemado de YPF Luz, de unos 305 Mw en Mendoza, sea el más grande en el corto plazo, pero otros proyectos, como Mendoza Sur-Diamante (345-500 MW) de Genneia también compiten por ese lugar.


La región de Cuyo consolidó en el último bienio su liderazgo en la transición energética impulsada por un flujo constante de inversiones que buscan abastecer tanto al consumo residencial como a la demanda industrial, entre ellos el de la minería. En la provincia de San Juan, se destacan otros hitos como la inauguración del Parque Solar Zonda I de YPF Luz y el anuncio del proyecto San Juan Sur de Genneia, que sumará 130 MW en el departamento de Sarmiento para finales de 2026.

Por su parte, la provincia de Mendoza dio un salto significativo con la reciente inauguración del Parque Solar Anchoris en Luján de Cuyo, una obra de 180 MW, que representa la mayor inversión fotovoltaica en territorio mendocino hasta la fecha.

A este dinamismo se suma el avance de proyectos bajo el régimen RIGI, como El Quemado de YPF. Estas iniciativas, apalancadas por la radiación privilegiada de la zona diversifican la matriz eléctrica y aparecen como el soporte indispensable para el despegue de los grandes proyectos de cobre y litio.

Gracias por la info

[alzamer]

Tengo la impresión que esto no quedó claro….

Este análisis es sencillo, es de hechos, no de propagandistas :
alzamer escribió: ↑
https://ws.bolsar.info/descarga/pdf/487660.pdf

El reporte muy completo está en dólares.

Como se ha visto el balance en pesos dio pérdida en el cuarto , influyó mucho HPDA, ayudó costanera y en general el cambio normativo para las generadoras.

En cuanto al reporte en dólares , dio cero ganancia ( la inflación fue superior a la devaluación , y eso mejora el resultado en dólares , llevándolo a cero)

La ganancia operativa fue 23 millónes de dólares ( pagina 8 contra 101 musd del trimestre anterior (-77%) )

La generación de HPDA fue 466 GWH ( pagina 5) -60% versus 4Q 24 ( no hay água ).

Hacia adelante , HPDA, componente fundamental , acentuara la caída en la generación.

Si el otoño invierno es lluvioso y nevador, puede que en julio comience algún repunte.

En lo termico debería seguir mejorando ( aunque en el último trimestre hubo una caída del 23% , pero es más o menos normal por la estacionalidad)

Digo que deberá ir mejorando por las nuevas normas.

La mayor fuente de generación térmica para central puerto provino de central costanera (1041 GWH , sobre un total de 2920 térmico).

No creo que reparta por largo tiempo, aunque tenía buena solvencia y liquidez, pero los 300 millones de dólares nuevos que consiguió para HPDA y las BESS, no están en el pasivo aún.

Son 300 millomes de dólares a interes ( no es bajo ) que incrementan el pasivo en 430 mil millomes de pesos, un 40%.


Respecto de HPDA, se aceptan los pedidos de disculpas.

No van a pagar dividendos porque no están en condiciones financieras, y no lo estarán por mucho tiempo porque tienen además de deuda importante, inversiones que hacer.


Chory…y sus delirios habituales :
Saca conclusiones. Van a repartir. En el 2025 dieron unas jugosas acciones de Ecogas. En el 2024 repartieron, en el 2023 repartieron..... y varias veces anunciaron que las compras las hacen contra créditos. El tema no es si reparten, sino cuento reparten y yo creo que pusieron la asamblea en abril para ver cuanto financieramente le ganan despues de este kilombo en medio oriente y todo se tranquilice. .

[chory461]

La Capital del Sol y la minería: Central Puerto construirá un mega parque solar en San Juan

La compañía recibió el aval para conectar el proyecto Huenuc al sistema y apunta a cubrir la demanda industrial y de las grandes minas metalíferas

Por Ignacio Ortiz
11/03/2026 - 10:23hs


La mayor generadora de energía eléctrica del país, la empresa Central Puerto, logró la autorización de la Secretaría de Energía para que incorpore al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Hunuc I, una iniciativa de energía renovable que se emplazará en el departamento de Sarmiento, en la provincia de San Juan. La inversióne stimada en el mercado es de unos u$s330 millones.

El proyecto iniciará con una potencia de 140 MW, aunque la planificación contempla futuras ampliaciones que podrían elevar la capacidad total a unos 380 MW. La infraestructura se extenderá sobre 690 hectáreas y se integrará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Para asegurar la inyección de energía limpia a la red nacional, se construirá la estación transformadora Hunuc, que operará bajo la órbita de la transportista Distrocuyo.

La elección de San Juan para este emplazamiento responde, además de sus condiciones climáticas privilegiadas para la tecnología fotovoltaica, a un aumento proyectado en la demanda de potencia debido al auge de la minería de cobre. El desarrollo de energías sustentables resulta vital para cubrir el consumo eléctrico que exigirán estas operaciones industriales a gran escala.

Con esta obra, anunciada originalmente a fines de 2025, la compañía busca afianzar su división CP Renovables. Actualmente, la firma gestiona activos que superan más de 600 MW de capacidad instalada en el segmento de generación limpia, incluyendo adquisiciones previas.

El perfil renovable de Central Puerto

Con la reciente autorización del proyecto Hunuc I y la consolidación de sus activos eólicos y solares, Central Puerto alcanza una capacidad instalada en el segmento estrictamente renovable de 623,8 MW. Esta cifra se compone de los 483,8 MW que ya operaba a través de su división CP Renovables -distribuidos en siete parques eólicos y el complejo solar Guañizuil II A- a los que ahora se suman los 140 MW de potencia inicial de la nueva planta en San Juan.


Sin embargo, el perfil de generación limpia de la compañía se transforma sustancialmente al integrar su activo hidroeléctrico más importante. La central Piedra del Águila, cuya concesión fue renovada recientemente hasta el año 2055, aporta una capacidad de 1.440 MW. Esta represa, ubicada sobre el río Limay, no solo es la mayor planta hidroeléctrica operada por un privado en la Argentina, sino que actúa como el principal soporte de potencia firme para el sistema nacional.

Al combinar ambas fuentes, el paquete total de energía libre de emisiones bajo gestión de la firma asciende a 2.063,8 MW. Este volumen representa casi un tercio de la capacidad total instalada de la compañía (que ronda los 6.938 MW) y la posiciona para el cumplimiento de las metas de descarbonización, especialmente frente a la creciente demanda de los sectores industriales y mineros.

Este ecosistema de generación se completará hacia finales de 2026 con la puesta en marcha de los nuevos sistemas de almacenamiento por baterías (BESS) en Buenos Aires, que sumarán otros 205 MW. De esta manera, Central Puerto incrementa su potencia total y añade la flexibilidad necesaria para gestionar la intermitencia de sus parques solares y eólicos, garantizando la estabilidad del suministro eléctrico.

Una región con privilegio solar

El parque solar Hunuc, de Central Puerto en San Juan, proyecta alcanzar 380 Mw en etapas futuras, posicionándose como uno de los más grandes de Argentina, en una carrera en la que hay varios anotados. Se prevé que el parque El Quemado de YPF Luz, de unos 305 Mw en Mendoza, sea el más grande en el corto plazo, pero otros proyectos, como Mendoza Sur-Diamante (345-500 MW) de Genneia también compiten por ese lugar.


La región de Cuyo consolidó en el último bienio su liderazgo en la transición energética impulsada por un flujo constante de inversiones que buscan abastecer tanto al consumo residencial como a la demanda industrial, entre ellos el de la minería. En la provincia de San Juan, se destacan otros hitos como la inauguración del Parque Solar Zonda I de YPF Luz y el anuncio del proyecto San Juan Sur de Genneia, que sumará 130 MW en el departamento de Sarmiento para finales de 2026.

Por su parte, la provincia de Mendoza dio un salto significativo con la reciente inauguración del Parque Solar Anchoris en Luján de Cuyo, una obra de 180 MW, que representa la mayor inversión fotovoltaica en territorio mendocino hasta la fecha.

A este dinamismo se suma el avance de proyectos bajo el régimen RIGI, como El Quemado de YPF. Estas iniciativas, apalancadas por la radiación privilegiada de la zona diversifican la matriz eléctrica y aparecen como el soporte indispensable para el despegue de los grandes proyectos de cobre y litio.

Gracias por compartir !!!

Listo.... 100%..... Confirmado con este datazoooo !!! Hace un par de meses sino me equivoco, en un diario de San Juan salió que todo el material para la construcción de la central transformadora como también sus torres de interconexión y transmisión ya estaba en el territorio Sanjuanino. Hacían referencia de que este material llegado era para construir la interconexión de HUNUC (CEPU). El diario ademas, agrego, con la interconexión de la capital Sanjunina a HUNUC se eliminaran los cortes veraniegos de luz que sufre San Juan. Asi que no solo es para la mineria sino que tambien para la capital sanjuanina. Fecha de inicio de generación se estima Noviembre 2027. Con este datazo.... se viene otro préstamo ademas de la venta de bonos de carbono. PLIN CAJA

[rojo]

La Capital del Sol y la minería: Central Puerto construirá un mega parque solar en San Juan

La compañía recibió el aval para conectar el proyecto Huenuc al sistema y apunta a cubrir la demanda industrial y de las grandes minas metalíferas

Por Ignacio Ortiz
11/03/2026 - 10:23hs


La mayor generadora de energía eléctrica del país, la empresa Central Puerto, logró la autorización de la Secretaría de Energía para que incorpore al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Hunuc I, una iniciativa de energía renovable que se emplazará en el departamento de Sarmiento, en la provincia de San Juan. La inversióne stimada en el mercado es de unos u$s330 millones.

El proyecto iniciará con una potencia de 140 MW, aunque la planificación contempla futuras ampliaciones que podrían elevar la capacidad total a unos 380 MW. La infraestructura se extenderá sobre 690 hectáreas y se integrará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Para asegurar la inyección de energía limpia a la red nacional, se construirá la estación transformadora Hunuc, que operará bajo la órbita de la transportista Distrocuyo.

La elección de San Juan para este emplazamiento responde, además de sus condiciones climáticas privilegiadas para la tecnología fotovoltaica, a un aumento proyectado en la demanda de potencia debido al auge de la minería de cobre. El desarrollo de energías sustentables resulta vital para cubrir el consumo eléctrico que exigirán estas operaciones industriales a gran escala.

Con esta obra, anunciada originalmente a fines de 2025, la compañía busca afianzar su división CP Renovables. Actualmente, la firma gestiona activos que superan más de 600 MW de capacidad instalada en el segmento de generación limpia, incluyendo adquisiciones previas.

El perfil renovable de Central Puerto

Con la reciente autorización del proyecto Hunuc I y la consolidación de sus activos eólicos y solares, Central Puerto alcanza una capacidad instalada en el segmento estrictamente renovable de 623,8 MW. Esta cifra se compone de los 483,8 MW que ya operaba a través de su división CP Renovables -distribuidos en siete parques eólicos y el complejo solar Guañizuil II A- a los que ahora se suman los 140 MW de potencia inicial de la nueva planta en San Juan.


Sin embargo, el perfil de generación limpia de la compañía se transforma sustancialmente al integrar su activo hidroeléctrico más importante. La central Piedra del Águila, cuya concesión fue renovada recientemente hasta el año 2055, aporta una capacidad de 1.440 MW. Esta represa, ubicada sobre el río Limay, no solo es la mayor planta hidroeléctrica operada por un privado en la Argentina, sino que actúa como el principal soporte de potencia firme para el sistema nacional.

Al combinar ambas fuentes, el paquete total de energía libre de emisiones bajo gestión de la firma asciende a 2.063,8 MW. Este volumen representa casi un tercio de la capacidad total instalada de la compañía (que ronda los 6.938 MW) y la posiciona para el cumplimiento de las metas de descarbonización, especialmente frente a la creciente demanda de los sectores industriales y mineros.

Este ecosistema de generación se completará hacia finales de 2026 con la puesta en marcha de los nuevos sistemas de almacenamiento por baterías (BESS) en Buenos Aires, que sumarán otros 205 MW. De esta manera, Central Puerto incrementa su potencia total y añade la flexibilidad necesaria para gestionar la intermitencia de sus parques solares y eólicos, garantizando la estabilidad del suministro eléctrico.

Una región con privilegio solar

El parque solar Hunuc, de Central Puerto en San Juan, proyecta alcanzar 380 Mw en etapas futuras, posicionándose como uno de los más grandes de Argentina, en una carrera en la que hay varios anotados. Se prevé que el parque El Quemado de YPF Luz, de unos 305 Mw en Mendoza, sea el más grande en el corto plazo, pero otros proyectos, como Mendoza Sur-Diamante (345-500 MW) de Genneia también compiten por ese lugar.


La región de Cuyo consolidó en el último bienio su liderazgo en la transición energética impulsada por un flujo constante de inversiones que buscan abastecer tanto al consumo residencial como a la demanda industrial, entre ellos el de la minería. En la provincia de San Juan, se destacan otros hitos como la inauguración del Parque Solar Zonda I de YPF Luz y el anuncio del proyecto San Juan Sur de Genneia, que sumará 130 MW en el departamento de Sarmiento para finales de 2026.

Por su parte, la provincia de Mendoza dio un salto significativo con la reciente inauguración del Parque Solar Anchoris en Luján de Cuyo, una obra de 180 MW, que representa la mayor inversión fotovoltaica en territorio mendocino hasta la fecha.

A este dinamismo se suma el avance de proyectos bajo el régimen RIGI, como El Quemado de YPF. Estas iniciativas, apalancadas por la radiación privilegiada de la zona diversifican la matriz eléctrica y aparecen como el soporte indispensable para el despegue de los grandes proyectos de cobre y litio.

[wite38]

Yo soy la persona mas honesta en este foro.

En el fondo yo se muy bien que todos piensan en langostas gigantes de SAMI, en el Chupacabras de INVJ, y en los Ovnis de TRAN.

Pero yo soy el unico que dice realmente lo que piensa sin miedo a lo que me digan los demas.

Me haces acordar a Murdock, el de brigada A
Lindo personaje.