Abril es un mes de pagos para los tenedores de deuda de MSU Energy. La generadora térmica de MSU abona este mes cupones de dos series de Obligaciones Negociables en circulación: el 16 de abril paga la serie MSSGO con un cupón del 4,25% trimestral, y el 30 de abril liquida la serie RUCEO con un 1,875% trimestral. A esos vencimientos se suma el inicio de los primeros pagos trimestrales de la ON Clase XIII, emitida en febrero de este año por 55,5 millones de dólares, cuyos cupones comienzan a correr precisamente en abril. El calendario del mes convierte a MSU Energy en uno de los emisores corporativos más activos del mercado local de renta fija en moneda dura.
La ON Clase XIII fue licitada el 4 de febrero de 2026 y emitida el 9 de febrero. Se trata de un instrumento hard dollar a 21 meses con una estructura de amortización soft-bullet: el 50% del capital se devuelve en julio de 2027 y el 50% restante en octubre de 2027. El monto mínimo de suscripción es de 100 dólares. La operación no implicó un aumento del nivel de endeudamiento de la compañía sino una optimización del perfil financiero mediante la precancelación de deuda bancaria preexistente.
La solidez del emisor que respalda esos instrumentos descansa en un modelo de negocios construido sobre contratos de largo plazo en dólares. El 100% de la capacidad de MSU Energy está contratada bajo Power Purchase Agreements con contrapartes privadas y con CAMMESA, con vencimientos escalonados entre 2027 y 2038. La estructura de pagos está basada principalmente en cargos por capacidad fija con independencia del nivel de despacho efectivo: el 91% de los ingresos acumulados a septiembre de 2025 correspondió a ese concepto. Para 2026, la calificadora FIX SCR proyecta ventas en torno a los 200 millones de dólares para MSU Energy, con un margen de EBITDA cercano al 84%.
Esa estabilidad operativa y contractual llevó a FIX SCR a elevar en enero de 2026 la calificación de emisor de la compañía de A+(arg) a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora refleja la combinación de contratos en moneda dura, los altos niveles de disponibilidad operativa —99% a septiembre de 2025— y la mejora del entorno regulatorio tras los cambios introducidos en el funcionamiento del mercado eléctrico mayorista argentino, que avanza hacia esquemas de mayor previsibilidad y menor interferencia estatal en la formación de precios.
La base operativa de MSU Energy son tres centrales térmicas de ciclo combinado: General Rojo, en San Nicolás; Barker, en la provincia de Buenos Aires; y Villa María, en Córdoba. Con una capacidad total de 750 MW, la compañía es el único generador en Argentina con el 100% de su capacidad instalada operando bajo esta tecnología, que permite generar un 25% más de electricidad con el mismo consumo de combustible respecto de una central de ciclo abierto. Las turbinas de GE instaladas registran un heat rate de 1.680 kcal/kWh en ciclo combinado, entre los más eficientes del parque generador nacional. A septiembre de 2025, el factor de despacho fue del 28%.
El historial financiero reciente de la compañía refuerza el perfil del emisor. A fines de 2024, MSU Energy gestionó el vencimiento de un bono internacional de 600 millones de dólares mediante una operación que combinó un préstamo sindicado de 222 millones de dólares al 8% —con respaldo de Galicia, ICBC, Santander, BBVA, Nación, Provincia y Ciudad, entre otros— y la emisión de un nuevo bono internacional de 400 millones de dólares con vencimiento en 2030 al 9,75%. El resultado fue la precancelación total del bono y una reducción acumulada de deuda de 320 millones de dólares en cuatro años. «A pesar de la gran volatilidad macroeconómica y las restricciones cambiarias, la compañía ha logrado reducir su deuda en 320 millones de dólares. Nuestro compromiso con el cumplimiento de todas nuestras obligaciones comerciales y financieras ha sido fundamental para alcanzar estos resultados», destacó Hernán Walker, CFO de la firma.
MSU Energy opera como parte de MSU, que a diciembre de 2025 alcanzó una capacidad instalada total de 2.445 MW al consolidar los 750 MW térmicos de MSU Energy, los 277 MW solares de MSU Green Energy y los 1.418 MW hidroeléctricos del complejo El Chocón–Arroyito. Este último fue incorporado al grupo el 30 de diciembre de 2025, por una inversión de 236 millones de dólares en el marco del proceso de privatización de las represas del Comahue, y es operado por MSU Green Energy. A nivel consolidado, FIX SCR estima para 2026 ingresos del grupo por 295 millones de dólares y un EBITDA de 235 millones.
Para MSU Energy en particular, 2026 es un año sin necesidades de inversión en infraestructura: las tres centrales están plenamente operativas, los ciclos combinados se completaron en 2020 y no hay obras de capital pendientes. Esa ausencia de CAPEX estructural, combinada con los márgenes elevados y la base contractual en dólares, perfila a la empresa como generadora intensiva de caja en el corto y mediano plazo. El calendario de pagos de abril es la expresión más concreta de esa lógica: una empresa que cumple sus compromisos financieros con precisión, en dólares y en fecha, en uno de los mercados más exigentes del mundo para hacer negocios.
Periodista especializado en tecnología, energía e infraestructura.
