El Gobierno cambia el modelo que impulsó el boom de las energías limpias
Parques eólicos, solares y otras centrales renovables podrán rescindir sus contratos de abastecimiento de largo plazo firmados con el Gobierno y directamente salir a buscar compradores privados para la electricidad que generan.
El modelo que acompañó la multiplicación deparques eólicos, solares y otros proyectos de energía renovable en Buenos Aires y el resto del país durante la última década acaba de entrar en una nueva etapa.
El Gobierno habilitó a las empresas que desarrollaron este tipo de centrales bajo contratos de abastecimiento de largo plazo a terminar anticipadamente esos acuerdos y pasar a vender la electricidad que generan a grandes consumidores privados.
La decisión fue tomada por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 257/2026, publicada este 25 de septiembre en el Boletín Oficial de la Nación.
La norma alcanza a los proyectos correspondientes a las rondas 1, 1.5, 2 y 3 de RenovAr y a los incorporados mediante la Resolución 202/2016, hayan alcanzado o no su habilitación comercial.
Ambas normativas fueron dos de las herramientas regulatorias más importantes de Argentina para impulsar la inversión en energías renovables (eólica, solar, biomasa, etc.) a gran escala que se diseñaron en 2016 bajo el marco de la Ley N° 27.191 para diversificar la matriz energética nacional.
En el caso del RenovAr fue diseñado para armar licitaciones públicas competitivas a nivel nacional e internacional donde el Estado argentino convoca a empresas privadas para construir parques de generación de energía renovable a largo plazo (generalmente por 20 años).
Esos acuerdos son comercializados con CAMMESA (la compañía administradora del mercado eléctrico mayorista) a un precio fijo en dólares por megavatio-hora (MWh).
En cuanto al Régimen de la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería funcionó como un mecanismo de reconducción y rescate para proyectos de energía renovable previos que estaban “trabados”, paralizados o que no habían podido ejecutarse o conseguir financiamiento internacional.
El objetivo: Esta resolución les permitió a esos proyectos antiguos renegociar sus condiciones con el Estado para adecuarse al nuevo modelo económico de RenovAr.
El cambio que se acaba de implementar toca precisamente estos dos instrumentos utilizados a partir de los cuales se llegaron a adjudicar 157 proyectos en 21 provincias por 4.966,478 MW, distribuidos entre 43 solares; 41 eólicos; 19 de biomasa; 37 de biogás; tres de biogás de relleno sanitario y 14 pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.
Todos esos proyectos fueron desarrollados bajo contratos de abastecimiento de largo plazo con CAMMESA, con condiciones para la venta de la electricidad, compromisos de generación, garantías y penalidades.
La nueva norma ofrece salir de ese esquema a las centrales que ya estén habilitadas comercialmente que ahora podrán continuar produciendo electricidad renovable, pero venderla mediante contratos con grandes consumidores privados.
Del impulso inicial al mercado privado
El cambio marca una diferencia respecto del esquema utilizado para poner en marcha buena parte de esos proyectos.
En el caso de RenovAr, recurrió a contratos de largo plazo firmados con el Estado para dar previsibilidad a inversiones que necesitaban conseguir financiamiento antes de levantar molinos, instalar paneles solares o construir plantas de bioenergía.
Ese diseño se complementó con instrumentos como el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER).
Una década después, la política energética del gobierno del presidente Javier Milei apunta a aumentar el peso de los contratos celebrados directamente entre generadores y consumidores.
De este modo, una central eólica o solar que utilice el nuevo esquema podrá solicitar su ingreso al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde generadores y grandes usuarios acuerdan directamente las condiciones de abastecimiento.
Si bien esa negociación privada ya existía, ahora la resolución permite abrir esa posibilidad a centrales que permanecían vinculadas a contratos surgidos de RenovAr.
Los proyectos de energía renovable que pueden rescindir sus contratos
La dimensión del universo alcanzado puede observarse en los proyectos que participaron de las convocatorias incluidas en la resolución.
En la Ronda 2, por ejemplo, fueron adjudicados Chubut Norte III y IV, vinculados a Genneia; Cañadón León, cuyo oferente fue YPF Energía Eléctrica; y La Genoveva, presentado por CP Renovables.
La misma ronda incluyó Pampa Chubut, de Enel Green Power; San Jorge y El Mataco, de PCR; Diadema II, de Capex; y una ampliación del complejo Parque Eólico Arauco.
Pero el universo de empresas que podrian optar por el cambio no se limita a los grandes parques eólicos ya que las convocatorias incorporaron generación solar, biomasa, biogás, biogás de relleno sanitario y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, con proyectos distribuidos en 21 provincias.
Por que el Gobierno fomenta los contratos directos de energía
La decisión forma parte de un cambio más amplio que el Gobierno comenzó a aplicar al mercado eléctrico a partir de la puesta en marcha de las reglas para la normalización del MEM en 2025, que plantearon una transición hacia mayores niveles de contratación directa con el objetivo de transferir progresivamente a distribuidores y grandes usuarios contratos de compraventa que CAMMESA mantiene en representación de la demanda.
La regulación también habilitó un mercado a término en el que cantidades, precios y plazos pueden ser acordados entre las partes y mantuvo para las renovables el funcionamiento específico del MATER.
La Resolución 257/2026 lleva ahora esa orientación hacia contratos renovables surgidos durante la etapa de promoción.
Otro de los motivos se vincula con un problema acumulado dentro de aquella cartera de contratos que obligó a la Secretaría de Energía a pedir a CAMMESA analizar la situación de los contratos y recibió información sobre proyectos con penalidades por déficits de abastecimiento, otros próximos a recibir sanciones y casos que derivaron en procesos judiciales.
La nueva regulación ofrece diferentes alternativas para ordenar esas situaciones: terminar anticipadamente los contratos, modificar determinadas obligaciones o recuperar energía que quedó pendiente.
Hay, además una razón económica que se explica en los fundamentos de la resolución en donde se sostiene que aumentar la participación de proyectos en el MATER podría reducir los costos para el sistema por los niveles de precios registrados en ese mercado.
Más competencia por grandes consumidores
A partir de esas razones y de los cambios derivados del nuevo formato oficial se abre una consecuencia potencial para el mercado renovable como es la de una importante baja en el precio de este tipo de energías.
Este escenario podría ocurrir si una cantidad relevante de centrales decide abandonar sus contratos actuales, porque habría más generación en condiciones de disputar la demanda de grandes usuarios lo cual derivaría en un aumento de la competencia y en una presión a la baja sobre los precios de los nuevos contratos.
Una nueva distribución del riesgo
El paso hacia contratos privados también modifica la distribución de riesgos entre los participantes teniendo en cuenta que el esquema original buscaba dar previsibilidad a inversiones que todavía debían financiarse y construirse.
Ahora, una central que decida abandonar voluntariamente ese contrato podrá seguir generando, pero su comercialización dependerá de los acuerdos que consiga con compradores privados.
Cada titular tendrá entonces que comparar las condiciones de su contrato vigente con el costo de abandonarlo y las posibilidades que encuentre en el MATER.
También para las futuras inversiones, el cambio plantea un escenario distinto del que acompañó la primera expansión de RenovAr porque los contratos privados tendrán mayor peso en el abastecimiento.
La energía puede seguir en el sistema
En el caso de los proyectos que ya tienen habilitación comercial, rescindir el contrato de RenovAr no obliga a retirar la central generadora de energía renovable del sistema.
Una vez cumplidos los requisitos y firmado el acuerdo de terminación con CAMMESA, podrán solicitar su ingreso al MATER desde el mes calendario siguiente.
Durante los primeros dos años deberán pagar trimestralmente un cargo de u$s500 por MW de potencia habilitada comercialmente para mantener la prioridad de despacho prevista por el nuevo régimen.
El costo de salir del actual esquema
La rescisión tiene una condición económica central: el titular deberá pagar por única vez una suma equivalente al 14% de la Garantía de Cumplimiento del Contrato correspondiente a su proyecto, cuyo monto final dependerá de la garantía prevista en cada contrato alcanzado.
También deberán cerrarse los frentes legales vinculados con el contrato y las empresas tendrán que renunciar a acciones administrativas, judiciales, extrajudiciales o arbitrales contra el Estado, la Secretaría de Energía y CAMMESA.
En el caso de los proyectos que hayan recibido beneficios promocionales pendientes deberán formalizar también su renuncia e identificar a la empresa, el proyecto y los beneficios involucrados.
La declaración incluye además el compromiso de mantener indemne al Estado frente a eventuales reclamos de accionistas, controlantes, controladas o sociedades vinculadas.
Una salida para contratos con problemas
El mecanismo contempla especialmente las situaciones conflictivas que se fueron acumulando durante la ejecución de los proyectos, teniendo en cuenta que las centrales con penalidades impuestas y pendientes de pago podrán optar por la rescisión sin tener que cancelar esas sanciones.
Para los proyectos que prefieran permanecer dentro del régimen también aparecen alternativas ya que las centrales en operación podrán eliminar obligaciones relacionadas con la energía comprometida a partir del 1° de junio pasado a cambio de reducir dos años el período total de abastecimiento.
En cuanto a los proyectos que hayan registrado déficits podrán recuperar durante los siguientes cuatro años de producción la energía comprometida que quedó pendiente.
Otra alternativa permite adecuar el período contractual frente a determinados déficits de abastecimiento mediante una reducción proporcional de su duración.
Los mecanismos pueden combinarse cuando las condiciones de cada proyecto permitan utilizar más de uno.
Más tiempo para proyectos demorados
La resolución incorpora además una medida para los proyectos adjudicados en 2023 mediante la convocatoria RenMDI que todavía necesitan completar su desarrollo.
Para los proyectos comprendidos en las líneas 1 y 2 se habilitan 365 días adicionales una vez agotada la extensión máxima prevista originalmente.
Durante la prórroga original deberán pagar u$s5.000 por MW contratado por trimestre sin reducción del período de abastecimiento.
Las empresas que necesiten utilizar el nuevo período adicional deberán solicitarlo a CAMMESA y pagar u$s7.000 por MW contratado por trimestre.
Ese segundo tramo también afectará la duración futura del contrato ya que por cada día adicional efectivamente utilizado hasta alcanzar la habilitación comercial se descontarán dos días del período de abastecimiento.
El acceso a esa extensión exige asimismo la renuncia a reclamos contra el Estado, la Secretaría de Energía y CAMMESA.
