sebara escribió: ↑
CEPU – CENTRAL PUERTO S.A.
Inicia el ejercicio 2026 con un saldo positivo de $ 196 billones, siendo un 77,1% mayor que la apertura del 2025, medido en dólares, principalmente por beneficio por impuesto a las ganancias dada la devaluación de activos en dólares. A partir de este ejercicio la moneda funcional es el dólar, por lo cual el tipo de cambio para 1T 2026 es $ 1382 y al 1T 2025 es de $ 1073,6.
Aspectos destacados: La resolución de la SE 400/2025 ha traído beneficios a los activos de generación, donde se extiende el espectro de la oferta y los contratos tienen menos dependencia de CAMMESA. En enero, se completo la adquisición del 100% de Piedra del Aguila hasta el 2056, por un valor de US$ 245 millones como parte de las privatizaciones desde el PEN.
Los ingresos por actividades ordinarias dan $ 343,6 billones, una suba del 26,7% anual en dólares. Los costos de ventas dan $ 202,1 billones, subiendo 31,9% respecto 2025. El margen de EBITDA sobre ventas da 52,7%, al 1T 2025 fue del 53% (medidos en dólares).
Desglose de la facturación: Ventas en el mercado spot (53%) suben 20,9%, por traslado de costos. Las ventas por contratos (28,8%) suben un 68,5%, por mayor volumen de contratos con distribuidoras. Los contratos por hidroeléctricas y renovables (11,9%) suben 7,7%, debido a mayor capacidad solar. Ventas de Vapor (2,1%) bajan -32,5% por menor disponibilidad de turbinas. Forestales (1,9%) suben 18%. El 100% de los ingresos de energía es en dólares
La generación de energía al 1T 2026 es de 5420 GWh bajando -5,4% interanual. El market share es del 16,3%, al 1T 2025 fue del 16,4%. Se desglosa en: unidades térmicas (75,2%) baja -2% por paradas en Lujan de Cuyo. Hidráulica (12,7%) baja -36,7% debido a la reducción de caudales de agua en Piedra del Águila. Energía Eólica (7%) crece un 0,8%. Energía solar suben un 84,6%, por adquisición del parque solar Cafayate y San Carlos. La disponibilidad media de las unidades térmicas en este trimestre es del 76%, al 1T 2025 era de 79%.
Los gastos por naturaleza dan $ 161,4 billones, subiendo 12% anual. Donde: gastos operativos (78,4%) suben 12,2% por aumentos en depreciación de PP&E. Gastos administrativos y comerciales (19,5%) crecen un 11,7%. Gastos forestales aumentan un 4,3%.
Los saldos no operativos dan un superávit de $ 29760 millones, se reducen un -21,2% respecto al 2025, donde: saldos financieros y RECPAM dan pérdida por US$ -0,4 millones, reduciendo el déficit en 96%; resultados en inversiones financieras dan US$ 3,4 millones, al 1T 2025 fue negativo de US$ -5,9 millones; participaciones en asociadas tiene una brecha negativa de US$ -37,4 millones. Deudas financieras dan $ 745,1 billones (US$ 539,2 millones), siendo un 59,6% mayor al inicio del 2025, por emisión de nuevos préstamos para la concesión de Piedra del Aguila. El flujo de fondos es de $ 26348 millones, 302,6% mayor que 2025 (valores históricos).
El 30/04 se destinaron $ 361,8 billones a reserva facultativa. Se adquirió el total del paquete accionario de Patagonia Energy que posee 27000 acres en Aguada del Chivato y Aguada Bocarey (Vaca Muerta) por US$ 50 millones, cuya concesión es válida hasta may-2031. En el marco de dos licitaciones abiertas, se adjudicaron servicios firmes de transporte de gas natural desde TGS y alrededor de 865.000 m3 diarios. CEPU solicitó 1,6 millones de m3 diarios.
La liquidez va de 1,24 a 1,01. La solvencia va de 2,34 a 2,18.
El VL es de 1771. La Cotización es de 2070. La capitalización es $ 3100 billones.
La ganancia por acción es de $ 125. El per promediado es de 6,3 años.