Uruguay avanza en el diseño de nuevos contratos para incorporar capital privado a la próxima expansión renovable, pero la fórmula no replicará los PPA que apuntalaron el despliegue eólico y solar de la década pasada.
La arquitectura definitiva todavía está abierta. El Gobierno analiza alternativas que podrían mantener algunos elementos de los Power Purchase Agreements o directamente adoptar otro formato contractual, en momentos en que UTE proyecta alcanzar 500 MW de nueva capacidad solar fotovoltaica hacia 2030 y reservar parte de esa expansión para desarrolladores privados.
“Hay muchas cosas que no repetiríamos o que modificaríamos. Así que sí o sí, los contratos, aunque sean PPA, serían distintos. Capaz que no son exactamente un PPA en este próximo llamado”, afirmó Arianna Spinelli, directora nacional de Energía, en diálogo con Energía Estratégica durante el XII Congreso LATAM Renovables.
El rediseño contractual acompaña la decisión de incorporar participación privada en parte de la nueva expansión solar. Tanto desde la DNE como desde UTE plantean que el próximo esquema deberá revisar la lógica de los contratos anteriores y reconocer de manera más explícita los distintos componentes que sostienen las nuevas inversiones.
“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”, señaló Andrea Cabrera, presidenta de UTE durante su exposición en el Congreso.
Del MWh a la infraestructura y los servicios
La discusión parte de una matriz sustancialmente distinta de aquella en la que se estructuraron los primeros PPA.
“Un precio spot bajo no es lo que va a disparar las decisiones de inversión futuras porque no serían remuneradas con ese precio”, planteó la presidenta de UTE.
La compañía trabaja en esquemas que hagan explícitos los costos fijos y contemplen prestaciones adicionales al suministro de energía, una lógica que también alcanza a los sistemas de almacenamiento.
Como informó anteriormente Energía Estratégica, UTE evalúa licitaciones en las que el privado asuma el desarrollo de la central y reciba una contraprestación durante un período determinado, con alternativas que podrían contemplar la posterior transferencia del activo a la empresa pública.
El esquema supondría el regreso de desarrolladores privados con un rol más amplio en la expansión fotovoltaica uruguaya.
El contrato todavía está abierto a cambios
Spinelli fue enfática en que no existe todavía un modelo definido.
La DNE puso meses atrás las líneas generales del esquema a consideración de actores privados y recibió observaciones que ahora están siendo evaluadas.
“Todavía no está cerrado exactamente el tipo de contrato. Lo que pusimos a consideración hace unos meses fueron las grandes líneas. Obtuvimos aportes del sector privado y lo estamos analizando”, señaló.
Uno de los criterios que condicionará la fórmula definitiva será el impacto económico sobre el sistema.
“Lo que no queremos es que un nuevo contrato encarezca el precio final”, sostuvo la directora.
La revisión, añadió, también recoge la experiencia de los contratos que acompañaron la primera transformación de la matriz: “Hay muchas cosas que no repetiríamos o que modificaríamos”.
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Por eso, la discusión no se limita a modificar alguna cláusula de los PPA existentes. La DNE evalúa qué riesgos asume cada parte, qué servicios se remuneran y qué estructura permite movilizar inversión sin trasladar costos adicionales al usuario final.
Más responsabilidad para el desarrollador
La exposición de UTE también dejó señales sobre el lugar que ocupará el inversor privado.
La empresa pública plantea que el desarrollador pueda asumir el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento, además de mantener la propiedad de la infraestructura durante determinado horizonte temporal.
“Son quienes saben gestionar los propios riesgos de su actividad”, sostuvo Cabrera.
UTE conservaría, en paralelo, su función como articuladora del sistema eléctrico y responsable de garantizar la infraestructura, el respaldo y la confiabilidad necesarios para integrar las nuevas centrales.
La distribución de riesgos y beneficios también aparece dentro del debate contractual. La compañía considera que ambas variables deberán ser compartidas entre los actores involucrados en los nuevos desarrollos.
La red también definirá los contratos
La expansión solar no depende únicamente del modelo económico. UTE reconoce que la red de transmisión utilizada durante la primera transformación de la matriz se encuentra cada vez más exigida y que la nueva capacidad deberá coordinarse con las inversiones previstas en transmisión.
El Plan Director contempla un tercer corredor en 500 kV, destinado a fortalecer la conexión entre el centro y el sur del país y habilitar tanto nueva generación como grandes consumos, entre ellos proyectos de hidrógeno y centros de datos.
Mientras esa infraestructura no esté disponible, la capacidad existente condicionará la localización, potencia y características de los primeros proyectos privados, un factor que UTE ya incorporó al diseño de sus próximas convocatorias.
La empresa, además, ya tiene proyectos solares propios en distintas etapas y mantiene licitaciones abiertas para ampliar su parque de generación, mientras prepara el espacio para una participación privada más profunda. Su Plan Estratégico vigente confirma que la expansión integrada de generación y transmisión será uno de los ejes centrales de los próximos años.
El llamado, hacia finales de 2026
Spinelli ubicó el próximo llamado a desarrolladores privados hacia el final de 2026, aunque aclaró que antes será necesario acordar la ingeniería contractual con distintos organismos del Estado.
El plazo coincide con la hoja de ruta que UTE viene manejando para anunciar nuevos proyectos con inversión privada antes de terminar el año.
Pero el calendario ya no es la principal incógnita.
La discusión pasó a ser sobre bajo qué reglas Uruguay volverá a convocar a desarrolladores privados después de una primera transformación renovable basada fuertemente en contratos de compraventa de energía de largo plazo.
La próxima expansión apunta a una lógica diferente: remunerar infraestructura y servicios, transparentar costos fijos, asignar mejor los riesgos y aprovechar una red que hoy presenta restricciones distintas.
El PPA todavía no está descartado como figura contractual. Lo que sí está definido, según la DNE, es que si vuelve a utilizarse, no será el mismo que en la primera ola renovable.