Precios de las energías renovables en Argentina: De las subastas públicas a los contratos de compraventa de energía privados.

El precio de la energía renovable en Argentina está determinado por dos realidades paralelas .

Por un lado, existen contratos adjudicados mediante licitaciones públicas, como el programa RenovAr o proyectos vinculados a obras de infraestructura específicas.

Por otro lado, existen acuerdos bilaterales privados en el marco del Mercado a Plazo para Energías Renovables (MATER) , donde prevalece la competencia directa entre los agentes del mercado.

En los mecanismos tradicionales de subasta pública, los precios adjudicados han fluctuado significativamente a lo largo del tiempo.

En promedio, han oscilado entre 60 y 110,5 dólares estadounidenses por MWh , dependiendo del año de la convocatoria, la tecnología empleada, la ubicación del proyecto y las condiciones de financiación.

Por el contrario, en el mercado a plazo, donde se firman contratos bilaterales entre partes privadas sin subvenciones ni precios regulados, los acuerdos más recientes se están cerrando en torno a los 60-70 USD/MWh .

Esto representa una diferencia de hasta el 50% en comparación con los precios más altos registrados en subastas públicas.

"Los precios rondan ahora los 60 USD/MWh y el mercado es bastante competitivo, pero no esperamos que bajen de esos niveles", declaró a Energía Estratégica una fuente familiarizada con el mecanismo.

Según los agentes del sector, los proyectos de energía solar y eólica financiados por MATER son actualmente más baratos que las compras conjuntas mediante licitaciones públicas.

Sin embargo, el precio final depende de múltiples variables, entre ellas la estructura del contrato, el comprador, la duración del contrato, el factor de capacidad y la ubicación del proyecto.

Una diferencia clave entre los dos modelos es la duración del contrato .

Los acuerdos privados suelen tener plazos más cortos, que oscilan entre tres y diez años, en comparación con el promedio de 20 años que se observaba en las licitaciones públicas organizadas por el gobierno en años anteriores.

Las subastas públicas incluyen iniciativas como las diferentes rondas del programa RenovAr y RenMDI.

Entre 2016 y 2023, estos programas adjudicaron un total de 5.929 MW a través de 283 acuerdos de compra de energía (PPA).

Sin embargo, la administradora del mercado mayorista de Argentina, CAMMESA, informa que actualmente solo hay 123 contratos vigentes, con un costo promedio en el mercado mayorista de USD 73,5/MWh .

Esta cifra refleja el coste energético final de los contratos, incluidos los factores de incentivo, los mecanismos de indexación y los costes de mercado reconocidos.

En el mercado de energías renovables a plazo fijo, la adjudicación de proyectos se realiza principalmente mediante la prioridad de despacho para el suministro a grandes consumidores.

Desde 2023, esto se ha complementado con mecanismos introducidos en virtud de la Resolución 360 de la Secretaría de Energía, que permiten proyectos condicionados a mejoras en la transmisión o a la expansión de la demanda.

Según el último informe de CAMMESA, se ha otorgado prioridad de despacho a 136 proyectos , que suman un total de 6.019,7 MW .

De esta capacidad, 96 proyectos se incluyen en la categoría Full MATER, que representa 3.726,5 MW , mientras que los 40 restantes se clasifican como Referencia A, que representan 2.293,2 MW .

Sin embargo, actualmente solo 85 proyectos están en funcionamiento, aportando 3.646,5 MW al sistema.

Esto pone de manifiesto las barreras persistentes que impiden que la capacidad contratada se convierta en energía suministrada, principalmente debido a las limitaciones de la infraestructura de la red.

Se han adjudicado 3.015 MW adicionales en el marco de programas que requieren obras de infraestructura asociadas o una justificación basada en el crecimiento de la demanda, y estos proyectos se encuentran aún en diferentes fases de desarrollo.

Esta expansión gradual ha contribuido a mantener la actividad mientras el mercado espera definiciones más claras sobre las licitaciones de transmisión de alta tensión otorgadas por entidades privadas.

Según las nuevas directrices emitidas por la Secretaría de Energía, las empresas distribuidoras de electricidad deben cubrir ahora al menos el 75% de su demanda estacional mediante contratos bilaterales.

Esto traslada la responsabilidad de las compras a los participantes individuales del mercado y refuerza el papel del mercado como principal herramienta para estructurar acuerdos de suministro personalizados.

Al mismo tiempo, el gobierno ha vuelto a autorizar a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en contratos a plazo fijo, siempre que entren en funcionamiento después del 1 de enero de 2025 .

Esto amplía la oferta disponible y aumenta la presión competitiva sobre las energías renovables, que tendrán que competir más directamente en precio y eficiencia.

El mercado está cambiando.

Ahora que el mercado de contratos a plazo fijo se ha abierto por completo, tendremos que ver cómo evolucionan los contratos de suministro para grandes consumidores", dijeron fuentes de la industria.

De cara al futuro, el dinamismo del mercado dependerá de la capacidad de negociación de las partes interesadas, de las mejoras en la infraestructura eléctrica y del marco político que, en última instancia, consolide esta transición.