UTE avanza en una nueva etapa de contratación de energía renovable con la licitación de tres centrales solares privadas que podrán inyectar, en conjunto, 99 megavatios (MW) a la red eléctrica nacional. La convocatoria introduce condiciones diferentes de las utilizadas durante la primera expansión fotovoltaica: los contratos serán por 20 años, los generadores asumirán los costos de utilización de las redes y la remuneración se reducirá durante el último quinquenio. Las ofertas se recibirán hasta el 27 de enero de 2027. El nuevo esquema abre una discusión sobre cómo atraer inversiones, proteger los intereses de los usuarios y fortalecer la infraestructura eléctrica del país.
La → Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) definió nuevas condiciones para contratar electricidad de tres parques solares privados, que tendrán una capacidad de inyección de 33 MW cada uno.
La licitación pública P104220/2026 contempla proyectos en las zonas de Tacuarembó, Florida y el este del país, con contratos de compraventa de energía de 20 años.
El anuncio no significa que las centrales estén adjudicadas ni que haya comenzado su construcción. El procedimiento se encuentra en la etapa de presentación de ofertas, cuya recepción está prevista hasta el 27 de enero de 2027, a las 13 horas.
La novedad principal está en las condiciones económicas y técnicas que deberán aceptar los inversores interesados.
Un precio durante quince años y otro para los cinco restantes
El esquema establece que durante los primeros quince años UTE pagará la energía de acuerdo con el precio adjudicado, sujeto a las fórmulas de actualización previstas en el contrato.
En los últimos cinco años, la remuneración se calculará sobre una base equivalente al 40 % del precio adjudicado, también con los ajustes correspondientes.
Esta disposición constituye una diferencia importante frente a los contratos utilizados durante la primera expansión de las energías renovables.
No significa que el precio nominal de la electricidad permanezca congelado durante quince años ni que el pago efectivo se reduzca exactamente un 60 % en términos monetarios al comenzar el último quinquenio. Las fórmulas de actualización pueden modificar los valores aplicables.
Sin embargo, la reducción de la base contractual obliga a los desarrolladores a considerar una estructura de ingresos diferenciada a lo largo de la vida del proyecto.
Esto puede influir sobre el financiamiento, la recuperación de la inversión y los precios que finalmente presenten las empresas.
Los desarrolladores deberán pagar por utilizar las redes
Otro cambio relevante se refiere a los costos de utilización de las redes eléctricas.
De acuerdo con las condiciones difundidas, los adjudicatarios asumirán los peajes correspondientes al uso de las infraestructuras de transmisión y distribución.
El régimen de contratación fotovoltaica establecido en 2013 contemplaba exoneraciones de estos cargos durante la vigencia contractual.
La nueva disposición busca incorporar esos costos a la evaluación económica de cada proyecto.
Desde el punto de vista del interés general, resulta importante que las condiciones contractuales reconozcan los costos asociados a la infraestructura que permite transportar la electricidad.
No obstante, también debe considerarse que los oferentes pueden trasladar parte de sus mayores obligaciones económicas al precio que soliciten por la energía.
Por esa razón, la evaluación no debería limitarse a determinar quién paga inicialmente cada costo, sino cuánto termina pagando UTE por el conjunto de prestaciones contratadas.
Las obras de conexión también estarán a cargo de las empresas
Los desarrolladores deberán financiar la infraestructura necesaria para conectar sus centrales a la red.
Una vez finalizadas y recibidas las obras correspondientes, las instalaciones de conexión que establezca el contrato serán transferidas a UTE sin costo adicional.
Esta obligación no implica que los parques solares completos pasen a ser propiedad de la empresa pública.
La distinción es fundamental: una cosa es la central privada que genera electricidad y otra la infraestructura de conexión que se incorpora a la red administrada por UTE.
La ubicación de los proyectos estará condicionada por los nodos eléctricos habilitados y las exigencias técnicas de cada conexión.
Tres regiones y adjudicaciones independientes
La licitación se divide en tres proyectos que podrán adjudicarse separadamente.
En Tacuarembó se contemplan conexiones en Cuchilla Peralta A, Cuchilla Peralta B y Chamberlain.
Para la zona de Florida se consideran alternativas en Pintado A, Pintado B, Florida, Colonia Sánchez y Durazno.
En el este del país, los puntos previstos comprenden Carapé, San Carlos, La Plata y Rocha.
Cada proyecto deberá cumplir las condiciones de proximidad a su nodo de conexión y disponer de infraestructura eléctrica adecuada para entregar la energía contratada.
La distribución territorial abre oportunidades de inversión y empleo en diferentes regiones, aunque sus beneficios concretos dependerán de las contrataciones y de la participación de empresas y trabajadores nacionales.
Plazos, garantías y obligaciones
La información difundida sobre el llamado establece una garantía de mantenimiento de oferta de US$ 300.000 por proyecto.
Las centrales deberán quedar habilitadas dentro de un plazo máximo de 24 meses desde la firma del contrato.
Se contempla la posibilidad de solicitar una prórroga de hasta seis meses, con penalizaciones económicas por los retrasos comprendidos en esa disposición.
Estos requisitos buscan asegurar que los proyectos adjudicados se transformen efectivamente en nueva capacidad de generación y no permanezcan indefinidamente en etapas de planificación.
La adjudicación, sin embargo, dependerá de la presentación y evaluación de las ofertas, por lo que todavía no existe una fecha confirmada de entrada en operación de los tres parques.
Sin baterías, pero con servicios para la red
Las centrales comprendidas en esta convocatoria deberán utilizar exclusivamente tecnología solar fotovoltaica.
El esquema no permite incorporar sistemas de almacenamiento mediante baterías dentro de estos proyectos.
Esto no significa que UTE haya descartado el almacenamiento eléctrico. La empresa desarrolla iniciativas específicas para incorporar esa tecnología a la infraestructura nacional.
En cambio, los parques solares contratados deberán contar con determinadas capacidades de apoyo al funcionamiento del sistema, entre ellas servicios de control de potencia reactiva y regulación de tensión.
Uno de los requisitos mencionados es la capacidad conocida como Q at Night, que permite a los equipos de una instalación fotovoltaica contribuir a la regulación de tensión durante la noche, aunque no estén produciendo energía solar.
La incorporación de estas prestaciones reconoce que una central eléctrica puede aportar servicios técnicos adicionales a la energía que entrega.
Una cuestión pendiente: la participación de la industria nacional
La convocatoria también plantea la incorporación de criterios vinculados con el componente nacional de la inversión.
Según la información disponible, la metodología definitiva deberá establecerse mediante una circular complementaria.
Por lo tanto, todavía no corresponde atribuir al nuevo llamado un porcentaje obligatorio de participación nacional sin disponer de esa definición.
Este aspecto merece especial atención porque la expansión fotovoltaica puede movilizar actividades de construcción, metalmecánica, ingeniería, transporte, montaje eléctrico y mantenimiento.
La participación efectiva de proveedores nacionales permitiría ampliar los efectos económicos de las inversiones más allá de la instalación de paneles solares.
Una política de desarrollo productivo debe procurar que la incorporación de tecnología extranjera contribuya también a fortalecer capacidades técnicas y empresariales uruguayas.
La experiencia de la primera transformación energética
Uruguay desarrolló desde mediados de la década de 2000 una transformación de su matriz de generación eléctrica mediante planificación pública, inversiones privadas y contratos de largo plazo.
Ese proceso permitió incorporar una participación muy elevada de fuentes renovables y reducir la dependencia estructural de combustibles fósiles en la generación de electricidad.
Los contratos utilizados durante aquella etapa respondían a condiciones tecnológicas, financieras y energéticas diferentes de las actuales.
La reducción internacional de los costos de la tecnología fotovoltaica, la experiencia acumulada por UTE y las nuevas necesidades del sistema justifican revisar las herramientas de contratación.
Sin embargo, cualquier comparación de precios debe considerar las fechas, las condiciones contractuales, los riesgos asumidos y las prestaciones incluidas.
Un precio expresado en dólares por megavatio hora no permite, por sí solo, determinar cuál contrato resulta más conveniente para el país.
Los usuarios y el interés general
La contratación de nueva generación eléctrica debe asegurar un equilibrio entre la necesidad de atraer inversiones y la responsabilidad de administrar eficientemente los recursos del sistema.
Para UTE, resulta importante obtener energía en condiciones competitivas, mantener la seguridad del suministro y evitar obligaciones económicas innecesarias.
Para los inversores, los contratos deben ofrecer previsibilidad suficiente para financiar y operar instalaciones de larga vida útil.
Para los usuarios, el resultado relevante será el costo total de la energía y los servicios contratados, así como la confiabilidad de la infraestructura eléctrica.
La competencia entre oferentes puede contribuir a mejorar las condiciones económicas, pero sus resultados solamente podrán evaluarse cuando se conozcan las propuestas y las adjudicaciones.
Los 99 MW forman parte de una expansión mayor
La licitación se integra al objetivo de incorporar aproximadamente 500 MW adicionales de generación solar durante el quinquenio.
Ese programa combina proyectos desarrollados directamente por UTE con mecanismos de contratación de electricidad producida por empresas privadas.
Las modalidades tienen diferencias importantes. En una central propia, la empresa pública incorpora infraestructura de generación bajo las condiciones de inversión correspondientes. En un contrato de compraventa, adquiere electricidad producida por un tercero.
La capacidad de 99 MW prevista en esta licitación representa casi una quinta parte de la meta de 500 MW, pero todavía no constituye potencia instalada ni energía disponible para el consumo.
La expansión también deberá coordinarse con las inversiones en transmisión, las necesidades de almacenamiento y el crecimiento previsto de la demanda eléctrica.
La próxima definición llegará con las ofertas
La recepción de propuestas prevista para el 27 de enero de 2027 permitirá conocer el interés de los desarrolladores y los precios que están dispuestos a ofrecer bajo las nuevas condiciones.
La reducción de la remuneración durante el último quinquenio, el pago de los costos de red y las exigencias técnicas formarán parte de los cálculos económicos de cada empresa.
El desafío para Uruguay será conseguir inversiones que permitan ampliar la generación renovable sin comprometer la eficiencia económica ni las capacidades estratégicas de UTE.
La nueva licitación representa un paso concreto de ese proceso. Su importancia no radica únicamente en los 99 MW previstos, sino en el modelo contractual que podría orientar futuras incorporaciones de energía renovable al sistema eléctrico nacional.
Fuentes principales
ICI Plus – Elaboración periodística propia. 4 de noviembre de 2026.
Crédito de imagen: ICI Plus. Ilustración conceptual generada mediante inteligencia artificial, con aplicación del logotipo institucional original. No corresponde a ninguno de los parques licitados.
