Central Puerto monta planta de baterías de 150 MW en Puerto de Buenos Aires

Central Puerto está construyendo una planta de almacenamiento de energía en baterías junto a su usina eléctrica en la dársena 6 del Puerto de Buenos Aires. El proyecto, que la empresa denominó Nuevo Puerto, tendrá una potencia nominal de 150 MW y podrá almacenar 750 MWh de electricidad. La inversión prevista asciende a 150 millones de dólares. El miércoles pasado, los directivos de la compañía abrieron las puertas del predio de tres hectáreas a orillas del río para mostrar el estado de avance de la obra, que actualmente se encuentra en el 70% de ejecución.

La planta está siendo equipada con 135 contenedores de tecnología Litio-Ferrofosfato, modelo Tener C2-L600, fabricados por el proveedor chino CATL. Los contratos para la compra del equipamiento se firmaron en noviembre del año anterior y la construcción comenzó en febrero. Las baterías ya están instaladas en el terreno, pero aún falta completar las conexiones eléctricas, un trabajo que demandará aproximadamente 125 kilómetros de cables. La empresa estima terminar entre octubre y noviembre, con el objetivo de conectar el sistema a la red antes de que finalice el año.

El funcionamiento del sistema requiere una arquitectura compleja. Las baterías almacenan electricidad en corriente continua, que será convertida a corriente alterna mediante 1.080 inversores fabricados por Huawei. Luego, 23 centros de transformación, también provistos por Huawei, elevarán la tensión hasta 33 kilovoltios para permitir la inyección a la red de transporte. Finalmente, se instalará una subestación con dos transformadores de potencia de 33/132 kilovoltios y 105 megavoltios de capacidad cada uno, diseñada para vincular los circuitos del parque con la red eléctrica nacional.

Las baterías no generan energía, sino que la desplazan en el tiempo. Durante las horas de menor demanda, absorben electricidad del sistema y la almacenan. Cuando la demanda crece, la liberan nuevamente. Los 135 contenedores de Central Puerto tardarán entre 6 y 8 horas en cargarse completamente. La empresa diseñó el sistema para descargar durante 5 horas, una hora más de lo que exigía la regulación. Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, explicó que esta decisión respondió a un incentivo económico: al hacer el equipo más robusto, la empresa captura un margen adicional en la operación.

La regulación que rige estos proyectos es la licitación AlmaGBA, convocada por el gobierno para contratar centrales de almacenamiento en baterías. Bajo este esquema, Cammesa, la empresa estatal que coordina el sistema eléctrico, es quien decide cuándo se utiliza la energía almacenada. Los operadores de las plantas reciben una remuneración por capacidad disponible, no por el diferencial de precios entre la carga y la descarga. Cammesa puede disponer de la energía almacenada hasta 180 veces al año, una cifra que Central Puerto necesitaba conocer para diseñar adecuadamente el complejo, ya que el desgaste de los equipos varía significativamente según la frecuencia de ciclos de carga y descarga. Si Cammesa no utiliza las baterías esas 180 veces, la empresa sufre una penalización. La energía disponible en las baterías es pagada por las distribuidoras Edenor y Edesur, con garantía final de Cammesa.

La prioridad de despacho entre las baterías y otras fuentes de generación depende de múltiples criterios operativos. Gabriel Ures, director comercial de Central Puerto, explicó que las máquinas térmicas requieren tiempo para arrancar y no pueden generar energía instantáneamente. Si Cammesa necesita cubrir demanda durante toda una semana, probablemente optará por una central térmica. Pero si solo necesita energía durante dos horas de una noche, recurrirá a las baterías.

Central Puerto también está desarrollando un segundo proyecto en Central Costanera con una potencia nominal de 55 MW y capacidad de almacenamiento de 275 MWh, con una inversión cercana a 40 millones de dólares. Los ejecutivos de la empresa señalaron que el almacenamiento en baterías presenta una ventaja crucial sobre la expansión térmica: los tiempos de instalación. Mientras que una planta de baterías puede estar operativa en menos de dos años, las turbinas de gas enfrentan demoras significativas. Las entregas de turbinas están programadas para 2029 en adelante, con algunos modelos sin disponibilidad hasta 2031 o 2032. El mercado de turbinas de gas está fuertemente concentrado en General Electric, Siemens y Mitsubishi, que en conjunto producen solo diez máquinas anuales. Estos fabricantes redujeron su participación en proyectos de generación térmica y ahora solo venden equipamiento. La contracción del mercado fue impulsada por el auge de las energías renovables y la dificultad para obtener financiamiento de organismos internacionales para proyectos de combustibles fósiles. Cuando la demanda comenzó a presionar nuevamente, impulsada por el boom del shale en Estados Unidos y la construcción de centros de datos para inteligencia artificial, las empresas no tenían capacidad de entrega. Ahora operan un modelo de venta de espacios en sus plantas de fabricación, requiriendo que los compradores paguen en efectivo aproximadamente el 30% del valor de una turbina para asegurar un lugar en la producción, dinero que se pierde si el proyecto no se concreta.