La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay lanzó la licitación pública P104220/2026 para contratar la energía de tres nuevas centrales fotovoltaicas que sumarán 99 MW de capacidad de inyección, mediante acuerdos de compraventa a 20 años.
El llamado recibirá propuestas hasta el 27 de enero de 2027 a las 13 horas y contempla tres proyectos independientes, de 33 MW cada uno, distribuidos entre Tacuarembó, Florida y la zona Este del país.
La publicación del pliego formaliza el regreso de UTE a la contratación de energía solar de nuevos desarrolladores privados, después de más de una década en la que la expansión fotovoltaica estuvo principalmente vinculada a proyectos propios de la estatal.
Pero también resuelve una de las principales incógnitas que acompañaron la preparación de la convocatoria: qué modelo de remuneración utilizaría Uruguay para atraer nuevas inversiones sin replicar los contratos de la primera transformación energética.
Como adelantó Energía Estratégica en agosto, la Dirección Nacional de Energía (DNE) evaluaba distintas alternativas, que incluían pagos por disponibilidad, servicios de red y una distribución diferente de los riesgos entre el comprador y los desarrolladores.
“Hay muchas cosas que no repetiríamos o que modificaríamos. Así que sí o sí, los contratos, aunque sean PPA, serían distintos”, había anticipado Arianna Spinelli, directora nacional de Energía, durante el XII Congreso LATAM Renovables.
El documento definitivo confirma la utilización de contratos de compraventa de energía, con remuneración expresada en USD/MWh y obligaciones adicionales de prestación de servicios eléctricos incluidas dentro del precio ofertado.
Cómo funcionará el nuevo esquema contractual
Uno de los aspectos centrales es la estructura de ingresos prevista para los adjudicatarios.
Durante los primeros 15 años, UTE remunerará la energía tomando como base el precio ofertado por cada desarrollador. En los cinco restantes, el valor se calculará a partir del 40% del precio adjudicado, con los ajustes correspondientes.
Las fórmulas de actualización serán anuales y contemplarán indicadores de precios estadounidenses y uruguayos, además de la evolución del tipo de cambio, aunque con diferentes ponderaciones según la etapa contractual.
A diferencia de las alternativas de canon fijo que habían sido consideradas durante la preparación de la convocatoria, el pliego establece que la facturación mensual dependerá de la energía contratada y del precio vigente.
La estatal también adquirirá, mediante esa remuneración, los derechos correspondientes a potencia firme, servicios auxiliares, regulación de tensión nocturna y otros atributos que puedan reconocerse a las centrales.
“Estamos pensando en el desarrollo de la generación con nuevos contratos que de alguna manera contemplen todo lo que la energía renovable tiene en sí misma: energía y los servicios de red”, explicó en julio Andrea Cabrera, presidenta de UTE.
El contrato incorpora, además, el pago de energía que no pueda despacharse por restricciones operativas. En esos casos, la generación no suministrada, determinada conforme a los procedimientos de ADME, será remunerada al mismo precio contractual.
Esta cobertura constituye uno de los elementos relevantes para evaluar los ingresos de los proyectos en un sistema que deberá incorporar nueva generación renovable mientras amplía su infraestructura de transmisión.
Qué cambia frente a los contratos solares anteriores
La nueva convocatoria introduce diferencias respecto del régimen de contratación fotovoltaica de 2013, establecido mediante el Decreto 133/013.
Aquel esquema contemplaba contratos de entre 20 y 30 años para las centrales de mayor escala y un precio máximo equivalente de USD 91,5/MWh para proyectos disponibles antes del 1 de junio de 2014, expresado en dólares constantes de enero de 2013.
El nuevo llamado, en cambio, establece una duración uniforme de 20 años y una adjudicación competitiva por menor precio comparativo, con una remuneración diferenciada durante el último quinquenio.
Otra modificación aparece en los cargos por utilización de las redes eléctricas.
Mientras que el régimen de 2013 exoneraba a los generadores del pago de peajes de distribución y transmisión durante la vigencia contractual, el acuerdo actual dispone expresamente que esos costos serán responsabilidad del desarrollador.
El financiamiento de las obras de conexión, por su parte, ya constituía una obligación de los privados bajo la normativa anterior. La convocatoria de 2026 mantiene esa condición y detalla que los adjudicatarios también asumirán los costos e indemnizaciones asociados a servidumbres y afectaciones de terrenos.
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Las nuevas disposiciones obligarán a los oferentes a considerar tanto los ingresos de la venta de electricidad como los costos de conexión y las prestaciones técnicas exigidas durante la operación.
Tres zonas, garantías y exigencias para los adjudicatarios
La licitación se divide en tres ítems que podrán adjudicarse de manera independiente.
El primero corresponde a Tacuarembó, con conexiones habilitadas en Cuchilla Peralta A, Cuchilla Peralta B y Chamberlain, todas en 150 kV.
El segundo se ubicará en Florida, donde podrán seleccionarse nodos en Pintado A, Pintado B, Florida, Colonia Sánchez y Durazno, con alternativas en 30 kV y 150 kV según la instalación.
El tercer proyecto estará localizado en la zona Este, con puntos habilitados en Carapé, San Carlos, La Plata y Rocha.
Cada central deberá situar su punto de conexión dentro de un radio máximo de cinco kilómetros respecto del nodo seleccionado y contar con infraestructura de evacuación exclusiva.
Los adjudicatarios financiarán las obras necesarias y, una vez concluidas y recibidas, transferirán a UTE la infraestructura de conexión correspondiente, sin costo adicional. La obligación de transferencia no comprende la totalidad de la central fotovoltaica.
Dentro de los 60 días posteriores a la adjudicación definitiva, la estatal entregará el anteproyecto específico de conexión, que precisará las obras correspondientes a cada instalación.
Para participar, las empresas deberán constituir una garantía de mantenimiento de oferta de USD 300000 por proyecto, mientras que el plazo máximo para habilitar las centrales será de 24 meses desde la firma contractual.
En caso de incumplimiento, los desarrolladores podrán solicitar una prórroga de hasta seis meses, sujeta a una penalidad de USD 4125 diarios por parque.
Sin baterías y con definiciones pendientes sobre participación nacional
El pliego establece que las centrales deberán utilizar exclusivamente tecnología fotovoltaica, por lo que no podrán incorporar sistemas de almacenamiento, generación eólica, biomasa u otras fuentes.
No obstante, deberán contar con capacidad para prestar servicios de control de potencia reactiva, incluido el denominado Q at Night, que permite contribuir a la regulación de tensión durante las horas nocturnas.
En paralelo, UTE contempla la incorporación de criterios de componente nacional de la inversión, cuya metodología definitiva se publicará mediante una circular.
El punto será relevante para determinar cómo se promoverá la contratación de proveedores y trabajadores uruguayos dentro de un esquema de adjudicación orientado a obtener precios competitivos.
Como antecedente, el régimen de 2013 establecía un mínimo del 20% de componente nacional sobre la inversión de los proyectos. Sin embargo, la documentación actual todavía no permite establecer si ese umbral tendrá continuidad o será reemplazado por otra metodología.
La licitación, dentro del plan de expansión hacia 2030
Los 99 MW forman parte de una estrategia más amplia con la que Uruguay busca incorporar al menos 500 MW fotovoltaicos durante el quinquenio, mediante una combinación de proyectos estatales y participación privada.
La necesidad de incrementar la capacidad de generación fue señalada por la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, quien advirtió sobre el atraso acumulado en la incorporación de nuevas centrales.
“Es una necesidad estratégica para el país”, sostuvo la funcionaria al referirse a la meta de expansión.
La planificación también está condicionada por la infraestructura eléctrica disponible. El tercer corredor de transmisión en 500 kV, proyectado para fortalecer la conexión entre el centro y el sur del país, será una de las obras relevantes para integrar generación adicional y abastecer nuevos consumos.
En paralelo, UTE continúa desarrollando parques propios, como Melo y Punta del Tigre, bajo esquemas de inversión y contratación diferentes a los PPA previstos para los tres nuevos proyectos privados.
Con las condiciones definitivas publicadas, la siguiente definición estará en manos de los desarrolladores: cuántas empresas participarán, qué precios ofrecerán y cómo incorporarán a sus modelos financieros las obligaciones técnicas y los riesgos establecidos por UTE.
La apertura de enero de 2027 permitirá conocer la respuesta del mercado a una contratación que retoma la participación privada en el desarrollo solar uruguayo, pero bajo reglas diferentes de las utilizadas durante la primera expansión fotovoltaica.
Por Emilia Lardizabal
Por Matías Medinilla
Por Energía Estratégica
