Nueve meses después del ingreso al servicio, los dos proyectos de almacenamiento en baterías de Central Puerto generan 205 MW de estabilidad en la red del AMBA. Nuevo Puerto y Costanera son ahora la segunda y tercera plantas de baterías más grandes del país tras Matheu.
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Las plantas Nuevo Puerto y Costanera, ubicadas en la costa porteña del Río de la Plata, llevan operando comercialmente desde mediados de diciembre de 2026. Ambas iniciativas de almacenamiento en baterías (BESS), que transformaron activos térmicos clásicos en infraestructura energética de respuesta rápida, han acumulado nueve meses de operación inyectando 205 megawatts de capacidad durante los picos de demanda del AMBA, con tecnología de litio-ferrofosfato (LFP) suministrada por CATL, el fabricante chino más grande de baterías del mundo.
Nuevo Puerto —el proyecto más grande de los dos— funciona con una potencia de 150 MW y capacidad de almacenamiento de 750 MWh, suficiente para entregar cinco horas de descarga continua. El contrato de compra-venta de energía (PPA) a 15 años tiene como off-taker a Edenor, la distribuidora del área norte del AMBA. Costanera, por su parte, inyecta 55 MW con 275 MWh de capacidad bajo un PPA idéntico con Edesur, la distribuidora del sur.
La reconversión de la costa porteña
El movimiento revela cómo los activos costeros de Central Puerto, que durante décadas funcionaron como plantas térmicas clásicas de ciclo combinado y turbinas a vapor, se reposicionan dentro de la arquitectura de la red eléctrica argentina. Nuevo Puerto suma una potencia instalada térmica de 1.747 MW y ocupa un predio de 246.475 metros cuadrados en Retiro. Costanera, la mayor central térmica de Argentina con 2.305 MW, se ubica en la Zona Sur del área portuaria de Buenos Aires, también sobre el río.
En ambos casos, el almacenamiento en baterías no reemplaza la generación térmica existente, sino que convive con ella dentro del mismo complejo. Las turbinas seguirán operativas; las baterías funcionarán como un amortiguador de demanda, capturando electricidad en momentos de bajo consumo e inyectándola durante los picos que caracterizan al AMBA entre las 18 y las 22 horas.
La arquitectura de la red en el último trimestre
Ambos proyectos comparten un esquema operativo innovador: Cammesa, la administradora del Mercado Eléctrico Mayorista, provee sin costo adicional la energía necesaria para cargar las baterías durante las horas de bajo consumo (madrugada y madrugada temprana), liberando recursos de generación térmica más cara. A cambio, Central Puerto inyecta esa energía almacenada entre las 18 y las 22 horas, cuando la demanda del AMBA alcanza sus picos históricos.
El esquema difiere radicalmente del arbitraje de precios tradicional: en lugar de comprar barato y vender caro en el mercado mayorista, las baterías operan como infraestructura de estabilidad pura, recibiendo cargos por capacidad del sistema. Para Central Puerto, la contribución de ambos proyectos alcanzó entre US$25 y US$27 millones de EBITDA anual durante 2027, según proyecciones de la empresa.
AlmaGBA: la carrera de las baterías en el AMBA
El programa AlmaGBA, licitado en 2025 por la Secretaría de Energía, adjudicó en total 667 MW distribuidos entre siete desarrolladores. Nuevo Puerto y Costanera, ganadas por Central Puerto en los dos puestos de mayor competitividad, fueron solo las primeras cuatro plantas en entrar en operación.
En 2026 ingresaron también la BESS Alma Sur (90 MW, Central Dock Sud, Edesur), que entró en servicios en octubre de 2026, y la BESS Chingolo (24 MW, Sullair, Edesur), completando un total de 319 MW operativos en la red antes de fin de año. Estos cuatro proyectos representaron el 48% de la capacidad adjudicada en AlmaGBA y casi triplicaron el volumen de almacenamiento de baterías que el AMBA tenía disponible a inicios de 2025.
Durante 2027, la carrera continuó con el ingreso de la BESS Matheu (150 MW, Edenor), que empató a Nuevo Puerto como la más grande del programa. Proyectos adicionales como Parque y Pilar (50 MW cada uno), Maschwitz (Genneia, 40 MW), San Fernando (Aluar, 30 MW) y Brown y Glew (Rowing, 22 MW cada uno) redondearán la cifra total de 667 MW adjudicados entre los próximos trimestres de 2027 y 2028.
El emplazamiento costero: ventaja y limitación
La reconversión de plantas térmicas en nodos de almacenamiento sobre la costa del Río de la Plata presenta una ventaja clara de infraestructura: Central Puerto ya operaba allí, disponía de conexión a la red de Edenor y Edesur, acceso terrestre para camiones con componentes de baterías, y el conocimiento técnico de más de 30 años operando en Puerto Nuevo.
Sin embargo, la ubicación costera también impone desafíos de escala que otros desarrolladores resolvieron de formas distintas: Matheu, la BESS que ahora compite con Nuevo Puerto por tamaño, fue emplazada en zona de suburbios profundos (Moreno, noroeste del AMBA), lo que permitió mayor densidad de módulos en menos restricción de suelo.
El plan de inversiones de Central Puerto por más de US$500 millones incluye, además de estas baterías operativas, expansiones en energías renovables que llegaron a operación más lentamente: el Parque Eólico Alamitos (111 MW, Bahía Blanca) está previsto para fines de 2027, mientras que los parques solares Cafayate (80 MW, Salta, ya operativo desde 2025) y San Carlos (15 MW, Salta, operativo desde noviembre de 2026) diversificaron la cartera hacia generación limpia.
Financiamiento y horizonte post-2027
El crédito de la Corporación Financiera Internacional (IFC) por hasta US$300 millones (suscrito en septiembre de 2025) permitió que Central Puerto financiara no solo los proyectos AlmaGBA sino también otras inversiones en la cartera. La renovación de la concesión de Piedra del Águila (1.440 MW hidroeléctrica en Neuquén), adjudicada a Central Puerto en diciembre de 2025 por otros 30 años, consolidó su posición como principal generador privado del país con 19,69% de market share y más de 6.700 MW de capacidad instalada.
Para 2028 y más allá, la pregunta estratégica es si el modelo BESS seguirá expandiéndose o si la saturación de capacidad adjudicada en AlmaGBA (667 MW) marcará un punto de inflexión. Las tendencias internacionales sugieren que el almacenamiento será crítico conforme Argentina agregue más energía solar y eólica a su mix; el corto ciclo de descarga de las baterías del AMBA (5 horas) es adecuado para picos diarios, pero sistemas de larga duración comenzarán a ser necesarios si se espera almacenar energía de un día para otro durante invierno o durante sequías eólicas.
Nuevo Puerto y Costanera, después de nueve meses de operación, han demostrado que la reconversión de plantas térmicas costeras es técnica y comercialmente viable en la arquitectura actual de la red. El siguiente capítulo dependerá de si nuevos desarrolladores replican el modelo en otras ciudades o si la región avanza hacia esquemas de almacenamiento más largos.
