El precio de la energía renovable en Argentina se encuentra atravesado por dos realidades paralelas: por un lado, los contratos resultantes de licitaciones públicas, como RenovAr o esquemas con obras asociadas; por el otro, los acuerdos entre privados del Mercado a Término (MATER), donde rige la lógica de competencia directa entre actores del sector.

En los mecanismos licitatorios públicos tradicionales, los valores adjudicados han oscilado históricamente, de modo que el promedio varía entre USD 60 y 110,5 / MWh, según el momento en que se llevó a cabo la convocatoria, el tipo de tecnología, ubicación y condiciones de financiamiento. 

En cambio, en el Mercado a Término, donde rigen contratos bilaterales entre privados sin subsidios ni precios regulados, los valores más recientes se sitúan en torno a USD 60–70 / MWh, marcando una brecha de hasta 50% respecto a los valores más altos de las subastas públicas. 

“Los precios están más cerca del orden de los USD 60 / MWh y el mercado está bastante competitivo, pero no creemos que baje de esos valores”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica que ha participado en dicho mecanismo. 

“MATER solar y eólica es más barato que las compras conjuntas de las licitaciones públicas. Pero el número final dependerá del contrato, offtaker, plazos, factor de carga, zona donde se ubique del proyecto, entre otras más variables”, afirmaron desde otra compañía. 

La particularidad es que los actuales contratos entre privados suelen tener menores, el abanico es muy amplio entre 3 a 10 años de abastecimiento contra los 20 años de promedio de las convocatorias públicas organizadas por el gobierno tiempo atrás, según pudo averiguar este portal de noticias.

¿Cuál es el panorama de cada modelo? Las licitaciones públicas incluyen rangos de iniciativas como distintas rondas del Programa RenovAr y RenMDI, entre otras, que entre 2016 y 2023 adjudicaron 5929 MW de potencia en 283 contratos PPA.

Aunque cabe aclarar que CAMMESA sólo menciona que hay 123 contratos vigentes a un costo MEM promedio de USD 73,5 / MWh, el cual refleja el costo final de la energía de los contratos, incluyendo factores de incentivo y actualización, así como el reconocimiento de costos de mercado. 

Por el lado del Mercado a Término de Energías Renovables, el mecanismo de adjudicación se da a travé de la tradicional prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios, además de los mecanismos implementados desde 2023 por la Resolución SE 360, que habilita desarrollos condicionados a obras de transmisión o a la ampliación de demanda.

Según el último informe publicado por CAMMESA, se adjudicaron 136 proyectos con prioridad de despacho que totalizan 6019,7 MW. De ese total, 96 corresponden a la categoría MATER Pleno, con una potencia combinada de 3726,5 MW, mientras que los restantes 40 se encuadran en la categoría Referencial A, con 2293,2 MW. 

No obstante, sólo 85 de esos desarrollos están en operación efectiva, aportando 3646,5 MW al sistema. Esto refleja las barreras persistentes para que la potencia comprometida se convierta en energía despachada, principalmente por limitaciones de infraestructura.

A ese volumen se suman otros 3015 MW adjudicados bajo esquemas que exigen obras asociadas o justificación por incremento de demanda, y que se encuentran aún en distintas fases de avance. Esta expansión progresiva ha sido la vía para sostener la actividad mientras se aguardan definiciones sobre licitaciones de concesión privada en redes de alta tensión.

Reglas nuevas, mercado nuevo

A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, las distribuidoras deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada a través de contratos bilaterales, lo que traslada la responsabilidad de compra a cada actor del mercado. Esta nueva exigencia impulsa un rol operativo central para el MAT, que se transforma en la herramienta principal para estructurar acuerdos a medida.

Y si bien esto se vio como un paso favorable, también el gobierno rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en contratos a término, siempre que tengan fecha de habilitación posterior al 1 de enero de 2025, lo que amplía la oferta disponible y suma presión al segmento renovable, que deberá competir por precio y eficiencia.

“Está cambiando el mercado. Ahora que se abrió el MAT habrá que ver cómo siguen los contratos para abastecer a los grandes usuarios. Es muy nuevo los impactos de la reciente regulación, así que habrá que esperar un poco para ver cómo se desarrolla el sector”, apuntaron desde el sector.

Por lo que a futuro, el dinamismo del mercado dependerá de la capacidad de negociación de los actores, la mejora en la infraestructura eléctrica y el marco político que termine de consolidar esta transición.

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