Central Puerto acelera la construcción de sus primeros sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) para AlmaGBA, con el objetivo de tenerlos operativos antes de Navidad y utilizarlos durante el verano 2026-2027, una etapa en la que los picos de demanda eléctrica vuelven a poner el foco sobre la capacidad de las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires.
29 de septiembre 2026 - 15:55
Central Puerto inaugura parque de baterías BESS para reforzar el AMBA ante los picos de consumo del verano
Central Puerto avanza con dos sistemas de almacenamiento que suman 205 MW y 1.025 MWh. Nuevo Puerto tendrá 150 MW y cinco horas de autonomía. La puesta en marcha está prevista para diciembre, antes de Navidad.
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Central Puerto utilizará baterías CATL de origen chino para sus proyectos de almacenamiento en el AMBA.
El programa AlmaGBA adjudicó un total de 667 MW distribuidos entre siete empresas. Central Puerto obtuvo los dos proyectos con mayor competitividad de la compulsa, equipado también con tecnología CATL y con Edesur como off-taker. La compañía está desarrollando 205 MW de potencia de almacenamiento, distribuidos entre el proyecto Nuevo Puerto, de 150 MW, y Central Costanera, de 55 MW. El primer parque prevé una inversión de u$s150 millones y el más chico de unos u$s40 millones.
En conjunto, los equipos tendrán una capacidad de 1.025 MWh, suficiente para entregar esa potencia durante aproximadamente cinco horas, aunque el pliego exigía un mínimo de cuatro horas de servicio a disposición de CAMMESA. Nuevo Puerto registra un avance del 70% y Costanera de más de 54%, con la obra civil principal terminada y las tareas de instalación y conexionado en marcha.
“Estamos cerca, estamos como en un 70% de la obra, más o menos. Todo lo que sería movimiento de suelo y obra civil grande ya está prácticamente terminado. Ahora viene una tarea muy importante, que es el conexionado”, explicó Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, durante una visita de periodistas a la empresa, donde participó Energy Report.
El cronograma apunta a que Nuevo Puerto entre en operación comercial a mediados de diciembre, antes de las fiestas de Navidad. El objetivo es que la nueva capacidad de almacenamiento esté disponible durante la temporada de mayor exigencia sobre la red eléctrica del AMBA.
Baterías para los picos de demanda
La función de los BESS no es generar electricidad como una central térmica, sino almacenarla en determinados momentos y devolverla al sistema cuando aumenta la demanda. Esa característica permite desplazar energía desde horas de menor consumo hacia los períodos de mayor exigencia.
“La batería en sí misma no es un generador de energía. Básicamente, desplaza la energía temporalmente”, explicó Katz durante la presentación. Se cargan de noche, se descargan en horas pico durante el día principalmente.
En el caso de Nuevo Puerto y Costanera, el almacenamiento estará instalado dentro del propio sistema eléctrico del AMBA, en zonas cercanas a los puntos de consumo. La ubicación es parte central del proyecto porque una batería instalada en un nodo con restricciones de red puede aportar capacidad precisamente cuando resulta más difícil transportar energía desde otras regiones.
Katz explicó que la ventaja de instalar estos equipos dentro del área de demanda no es solamente energética. “El hecho de que esté en Costanera abastece desde adentro de su red, en alguna de estas zonas en las que puede tener complicaciones para estar trayendo desde afuera”, señaló.
La lógica operativa es cargar las baterías cuando la demanda es más baja y descargarlas durante los picos. En ese momento, una parte de la potencia que de otro modo debería ser cubierta por otras máquinas queda disponible desde el almacenamiento. “En el momento en que cargás, sos una demanda más”, explicó Katz.
El diseño de Central Puerto contempla cinco horas de almacenamiento. La licitación establecía un mínimo de cuatro horas, pero la compañía optó por ampliar la duración porque, de acuerdo con Katz, el mayor tamaño permitía capturar un margen adicional. “Si podías hacer una inversión, podías hacer el equipo un poquito más robusto, podías capturar un poco más de margen”, explicó.
El proyecto se encuentra además en una etapa avanzada de instalación. La compañía informó que ya completó los trabajos de hormigón para las bases, que los contenedores de baterías ya están todos en el predio y que ahora se pasó a las conexiones. Durante julio llegó a instalar 12 baterías por día. la obra requerirá un cableado eléctrico de más de 120 kilómetros. El balance de Central Puerto indicó que el 81% del CAPEX ya estaba ejecutado, por unos u$s106 millones.
Según explicó el jefe de obra durante la recorrida, las baterías almacenan la electricidad en corriente continua, que luego es convertida en corriente alterna mediante 1.080 inversores provistos por Huawei. La energía pasa después por 23 centros de transformación, también suministrados por la compañía china, que elevan la tensión hasta 33 kV para permitir su posterior inyección al sistema eléctrico.
El último eslabón es una subestación equipada con dos transformadores de potencia de 33/132 kV y 105 MVA cada uno, que permitirá vincular los circuitos del parque de baterías con la red de transporte eléctrico.
¿Pueden ayudar a evitar cortes en el verano?
Durante la exposición, Gabriel Ures, director Comercial de Central Puerto, separó dos problemas diferentes para el verano: la disponibilidad de generación y la capacidad de distribución.
Según su análisis, actualmente no existe un déficit estructural de oferta de generación. El riesgo aparece principalmente cuando se producen jornadas extremadamente calurosas y la demanda residencial aumenta de manera abrupta, llevando al límite determinados puntos de la red de distribución.
“En términos de déficit de oferta, no estamos en esa situación”, sostuvo Ures. Adrián Salvatore, director de Asuntos Corporativos, agregó que la ausencia de un problema de generación no significa que no puedan registrarse fallas puntuales de distribución.
Las baterías apuntan justamente a ese período crítico. Durante los picos de consumo residencial, especialmente asociados al uso masivo de equipos de aire acondicionado y al pico nocturno, los BESS pueden aportar potencia en forma rápida y localizada.
Katz fue contundente al diferenciar el papel de una batería frente a una central térmica: “Si solamente necesitás dos horas, la batería puede ser rápida e instantánea”.
La tecnología tampoco reemplaza a una central térmica durante un período prolongado. Una batería de cinco horas permite cubrir determinados picos, desplazar energía y dar respaldo a la red, pero una necesidad de generación sostenida durante muchas horas requiere otro tipo de tecnología.
El Niño y la demanda eléctrica
El Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) concentra casi 50% del consumo eléctrico total del país, y sus picos de demanda ocurren principalmente durante las olas de calor en verano por uso intensivo de equipos de aire acondicionado o los momentos de frío extremo en invierno con la calefacción por electricidad. Los problemas principales no pasan por la falta de generación de energía, sino por los cuellos de botella en las redes de alta y baja tensión que trasladan la electricidad.
El escenario climático será otro factor a seguir durante el verano. El Servicio Meteorológico Nacional confirmó en septiembre que las condiciones del ENOS corresponden a una fase cálida de El Niño y señaló una probabilidad del 100% de continuidad del fenómeno durante el trimestre septiembre-octubre-noviembre de 2026.
En la charla con Central Puerto, Ures planteó que las previsiones utilizadas por la compañía no mostraban, en promedio, temperaturas superiores a los valores históricos para el área de Buenos Aires.
Sin embargo, aclaró que una temperatura media no elimina la posibilidad de jornadas puntuales de calor extremo, precisamente las que pueden llevar a la red a sus máximos de utilización. Por eso, el valor de los BESS no está solamente en la cantidad de megavatios instalados, sino en dónde están ubicados y cuándo se los puede utilizar.
Un nuevo negocio para el mercado eléctrico
El desarrollo de baterías forma parte de un proceso de transformación más amplio del mercado eléctrico argentino. Según la explicación de Ures, la Resolución 400 comenzó a modificar las reglas vigentes durante las últimas dos décadas y plantea una transición hacia una mayor libertad de contratación y señales de precios.
“La intención de Secretaría fue empezar a transitar un camino, un horizonte de cuatro años aproximadamente, hacia una liberación de la regulación en el mercado”, sostuvo Ures.
Ese cambio también comienza a trasladar más riesgos hacia los actores privados. Los grandes usuarios que permanecieron expuestos al mercado spot durante el verano, cuando la energía rondaba los u$s35/MWh, quedaron posteriormente expuestos a precios mucho más altos durante el invierno, cuando el spot llegó a ubicarse alrededor de u$s160/165 por MWh. “Mucha industria dijo: ‘Esto no va a pasar’. Se jugaron al riesgo”, relató Ures.
En paralelo, unos 800 GUDI, sobre un universo aproximado de 3.000, habían avanzado hacia la contratación de energía desde el verano hasta junio, según el dato aportado durante la charla.
En ese nuevo mercado, Katz identificó tres fuentes posibles de ingresos para las baterías: pago por capacidad, servicios auxiliares de red y arbitraje de precios. “El tercero es el arbitraje, que es esto que estamos hablando de precios distintos: compro barato y vendo caro”, explicó.
Sin embargo, los proyectos de Alma GBA, donde se encuentran los BESS de Central Puerto, tienen otro esquema. La remuneración está vinculada principalmente a la disponibilidad de potencia y no al margen obtenido por comprar energía barata para venderla cara. “No hay negocio de margen, es un pago por capacidad”, afirmó Ures.
El esquema contempla además límites de utilización y penalidades cuando las baterías no están disponibles. Durante la presentación se mencionó como referencia un máximo de aproximadamente 180 ciclos de descarga completa por año, parámetro que también incide sobre el desgaste y la vida útil del equipamiento.
Un mercado BESS que despertó fuerte competencia
El interés por el almacenamiento ya quedó reflejado en la licitación Alma SADI. Central Puerto informó que el proceso recibió 235 ofertas de 37 compañías por aproximadamente 8,3 GW de capacidad BESS, aunque finalmente se adjudicaron 20 proyectos por 700 MW a cinco empresas.
El proyecto Campana presentado por Central Puerto tenía un precio competitivo y habría calificado por precio, pero finalmente no fue seleccionado debido a su tamaño. La compañía considera que el desarrollo técnico realizado para esa iniciativa la deja posicionada para futuras licitaciones de almacenamiento de CAMMESA.
El otro modelo que aparece en el horizonte es el almacenamiento asociado a energías renovables. Katz utilizó como referencia el caso de Chile, donde una elevada disponibilidad solar puede llevar los precios a niveles muy bajos durante el día y convertir a las baterías en una herramienta para trasladar esa energía hacia la noche. “Si vos podés desplazar la energía, podés capturar márgenes”, explicó.
En Argentina, sin embargo, la ecuación económica todavía depende del precio de la energía y del costo de incorporar el almacenamiento. Ures planteó que un parque solar que vende energía a unos u$s60/MWh debe afrontar además el CAPEX de las baterías. “No termina de dar la cuenta para hacerlo vos por sí solo, si no tenés alguna otra ventaja asociada a otra cosa”, señaló.
Baterías chinas y una cadena de abastecimiento global
Las baterías que utiliza Central Puerto son de origen chino y el principal proveedor es CATL, uno de los mayores fabricantes mundiales del sector. Son 135 contenedores de tecnología de Litio-Ferrofosfato (LFP), modelo Tener C2-L600, del fabricante chino más grande del mundo. Según pudo saber este medio, la discusión interna sobre el abastecimiento estuvo vinculada con la fuerte presencia de compañías chinas en la fabricación global de baterías y con las restricciones tecnológicas que Estados Unidos analiza para determinados sectores.
En ese marco, también se evaluó la presencia internacional de empresas como CATL y BYD, que cuentan con operaciones industriales en Estados Unidos. La cadena de abastecimiento de baterías se encuentra fuertemente concentrada en proveedores asiáticos, mientras que los proyectos de almacenamiento se expanden en Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina.
La cuestión también aparece en conversaciones vinculadas al financiamiento de infraestructura. Central Puerto mantiene vínculos institucionales con la AmCham y con organismos internacionales interesados en financiar infraestructura argentina. En esas conversaciones, según pudo saber este medio, apareció la cuestión del origen de determinados equipos y la disponibilidad de proveedores alternativos. Sin embargo, no aparecieron objeciones de EEUU porque no hay manejo de datos de por medio.
Gas barato, centrales térmicas y el límite de los tiempos
El crecimiento de Vaca Muerta abre otra discusión para el sistema eléctrico: cuánto gas puede estar disponible para la generación y cuánto demora convertir ese recurso en nueva potencia.
Ures planteó que no alcanza con tener gas barato en boca de pozo. También hay que disponer de transporte suficiente para llevarlo hasta el lugar donde se necesita generar electricidad. “Una cosa es que tengas gas en boca de pozo a un precio barato y otra cosa es que tengas ese gas puesto en Córdoba o puesto en el transporte de gas”, explicó.
La disponibilidad de nueva generación térmica tampoco es inmediata. Salvatore señaló que el calendario para incorporar nuevas máquinas de gran escala puede extenderse varios años por los plazos de fabricación y entrega de equipamiento. “Hoy, si querés comprar una, estás hablando de 2030, 2031, 2032, dependiendo de las tecnologías”, recalcó.
La comparación explica por qué las baterías pueden ocupar un espacio específico durante los próximos veranos: requieren menos tiempo para construirse y pueden responder rápidamente ante necesidades puntuales de potencia.
Central Puerto amplía su estrategia
El desembarco en BESS forma parte de una estrategia más amplia de Central Puerto. La compañía cerró el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de u$s145 millones, un 136,2% más que en el mismo trimestre de 2025, mientras que los ingresos por ventas llegaron a u$s453,3 millones.
La generación total alcanzó 5.250 GWh en el trimestre, con mayor aporte hidroeléctrico de Piedra del Águila y crecimiento de Brigadier López, además de mayores ingresos térmicos spot y contratados.
En petróleo y gas, Central Puerto también avanzó en abril con la compra de Patagonia Energy por u$s50 millones, incorporando una concesión sobre los bloques Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en la Cuenca Neuquina. La empresa presentó además un borrador técnico para el proceso CENCH y continúa con la conformación del equipo para esa nueva área de negocios.
En paralelo, la compañía analiza su participación en AMBA I, la licitación destinada a ampliar la infraestructura de transmisión eléctrica. Katz confirmó que el proyecto está bajo estudio y lo definió como un caso relevante para el desarrollo de la transmisión privada en Argentina. “Lo estamos estudiando. AMBA I es un leading case para el sector de transmisión”, señaló el ejecutuvo ante la consulta de este medio. El proyecto contempla alrededor de 270 kilómetros de nuevas líneas, una infraestructura de transformación de alta complejidad y obras destinadas a reforzar la capacidad de transporte eléctrico.
La expansión de la transmisión aparece ligada al mismo escenario que impulsa el almacenamiento: mayor oferta eléctrica, crecimiento de las renovables, más generación térmica asociada al gas de Vaca Muerta y una demanda concentrada en los grandes centros urbanos.
“Son necesarias para traer solar hacia la zona, para traer generación de boca de pozo hacia la demanda. Necesitás ampliación de transporte”, explicó Katz.
Mientras avanza esa expansión de infraestructura, Central Puerto apunta a llegar al verano con sus primeros 205 MW de baterías instalados en el AMBA. Nuevo Puerto aportará 150 MW y 750 MWh, y Costanera 55 MW y 275 MWh. La puesta en marcha prevista para diciembre incorporará esos equipos al sistema antes de la temporada de mayor demanda eléctrica residencial.
