INTRODUCCIÓN
El 9 de octubre de 2026, UTE y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) presentaron en Montevideo, en formato de data room, los lineamientos de una nueva licitación pública para comprar energía solar fotovoltaica generada por centrales nuevas que se construirían en Uruguay. La convocatoria, identificada como Licitación Pública P104220, se publicaría hacia el 28 de octubre de 2026 y la apertura de ofertas se proyecta para la última semana de enero de 2027. Dado que los pliegos aún no han sido publicados, la descripción que sigue se basa en lo anunciado en la presentación y está sujeta a lo que en definitiva establezcan.
La operación es de escala acotada pero estratégica: tres parques independientes de 33 MW cada uno, ubicados en zonas donde UTE ya validó capacidad de inyección en su red. Según lo anunciado, cada parque vendería toda su producción a UTE durante 20 años y se adjudicaría solo por precio. Lo que distinguiría a esta convocatoria de las anteriores es su diseño económico y de asignación de riesgos: el precio se pagaría en dos tramos (íntegro durante 15 años y al 40 % en los 5 restantes), los servicios auxiliares y la entrega de energía reactiva quedarían incluidos en el precio, las indemnizaciones por servidumbres pasarían a cargo del generador y el régimen de incumplimiento abandonaría la adquisición de las acciones de la sociedad generadora por parte de UTE.
PRINCIPALES TEMAS O EJES DESARROLLADOS
- Objeto de la licitación
El objeto de la licitación sería que UTE celebre contratos de compraventa de energía eléctrica con proveedores que la produzcan a partir de fuente solar fotovoltaica en territorio uruguayo. El proceso se tramitaría como licitación pública al amparo del artículo 33 del TOCAF (Texto Ordenado de Contabilidad y Administración Financiera), la norma general que regula las compras y contrataciones del Estado uruguayo. Se licitarían tres ítems independientes dentro de un mismo procedimiento. Cada ítem correspondería a una zona del país y a una central de 33 MW de potencia activa a inyectar en el nodo de conexión.
| Ítem / Zona | Subestaciones habilitadas como nodos | Tensión de conexión |
|---|---|---|
| 1 – Tacuarembó (norte) | Chamberlain, Cuchilla Peralta A y Cuchilla Peralta B | 150 kV |
| 2 – Florida (centro) | Colonia Sánchez, Pintado A, Pintado B, Florida y Durazno | 150 kV |
| 3 – Este | Francisco Veira, Carapé, La Plata, San Carlos y Rocha | 150 kV; también 30 kV en La Plata y San Carlos |
Las zonas no se eligieron por razones comerciales sino técnicas. UTE estudió toda su red de transmisión y habilitaría solo los nodos donde verificó capacidad para recibir los 33 MW, incluidos los de 30 kV. Para el inversor, esto reduce el riesgo de congestión de red, que suele ser una de las principales incertidumbres en proyectos de generación. A cambio, acota la libertad para elegir el emplazamiento: el parque debería conectarse a un nodo situado a no más de 5 km de alguna de las subestaciones habilitadas.
- Reglas de competencia, adjudicación y plazos
Según lo anunciado, el diseño competitivo sería deliberadamente simple. Un mismo oferente podría presentarse a uno, dos o los tres ítems, pero siempre mediante una única oferta que incluya la cotización de cada ítem elegido. Para cada ítem solo se admitiría una propuesta, asociada a un único nodo de la zona, sin alternativas ni variantes. Las ofertas que cumplan los requisitos se compararían exclusivamente por precio, sin fórmulas de puntaje, y cada ítem se adjudicaría de forma independiente a la de menor precio. Así, un mismo oferente podría ganar uno, dos o los tres ítems. Ante la consulta de si podrían adjudicarse varios proyectos en un mismo nodo, UTE aclaró que varias ofertas podrían elegir el mismo nodo, pero que habría un solo adjudicatario por ítem. Como la habilitación exigiría alcanzar los 33 MW, no se dividiría un ítem entre varios adjudicatarios.
La exigencia temporal sería elevada. El contrato de suministro tendría una duración de 20 años y la central debería estar construida y habilitada dentro de los 24 meses siguientes a la firma. A pedido del adjudicatario, UTE podría conceder una prórroga de hasta 6 meses, durante la cual se devengarían penalidades. Si aun así no se alcanzara la habilitación, correspondería la rescisión del contrato y la ejecución de las garantías. Este calendario, junto con la falta de bahías libres en 150 kV en las subestaciones (hay espacio físico para construirlas, pero su ejecución correría por cuenta del proyecto), obligaría a planificar la ingeniería, las compras y la conexión desde la etapa de oferta.
El acceso a la licitación sería amplio: no se exigirían antecedentes al oferente ni a la empresa constructora, y la construcción se consideraría un tema entre privados. Sí habría requisitos técnicos específicos para equipos como paneles e inversores. Tampoco se pedirían permisos, incluidos los ambientales, al momento de la apertura: bastaría, en principio, con identificar los padrones (inmuebles) afectados y presentar el anteproyecto de trazado. Tras la adjudicación firme, el adjudicatario tendría 90 días hasta la firma del contrato para presentar la documentación sobre los predios, los contratos vinculados y los aspectos ambientales. El permiso de la línea de conexión lo tramitaría UTE y el del parque, su titular.
- Contenido económico del contrato y precio ofertado
El generador se obligaría a vender a UTE el 100 % de la energía que produzca, la potencia y los servicios auxiliares exigidos. El precio, expresado en USD/MWh, funcionaría como precio todo incluido. Debería cubrir la energía entregada y la potencia firme, el costo de las obras de conexión (tanto al nodo de conexión como al nodo seleccionado), los servicios auxiliares, el servicio mensual de garantía de suministro y los demás atributos reconocidos. Esto incluiría la obligación de entregar energía reactiva aun de noche, lo que la presentación denominó “Q at Night”. En la práctica, el riesgo de costos de conexión y de prestación de servicios a la red recaería sobre el generador y debería trasladarse al precio desde la oferta.
Sobre el posible conflicto entre prestar servicios auxiliares y maximizar la energía activa (que es lo que se remuneraría), UTE explicó que la potencia autorizada en el punto de conexión correspondería a la máxima exigible en las condiciones más extremas de la red. Por eso, los proyectos deberían dimensionarse de modo que cumplir la curva de capabilidad de reactiva no obligue a reducir la energía activa inyectada.
La remuneración tendría una estructura en dos tramos poco habitual. Durante los primeros 15 años se pagaría el precio adjudicado y en los últimos 5 años, el 40 % de ese precio. El precio se ajustaría cada enero mediante fórmulas paramétricas distintas para cada tramo. En el primero, el 60 % del precio quedaría fijo y el 40 % restante se ajustaría: un 12 % según el índice de precios al productor de Estados Unidos y un 28 % según el índice de precios de productos nacionales, con incidencia del tipo de cambio. En el segundo tramo, el precio reducido se ajustaría en su totalidad: un 30 % según el índice estadounidense y un 70 % según el índice nacional. Por último, la energía que no pueda entregarse por restricciones operativas de la red se pagaría al precio del contrato vigente en ese período, lo que mitigaría el riesgo de curtailment.
- Requisitos técnicos y gestión de servidumbres
Cada central debería conectarse a través de instalaciones exclusivas e independientes, sin compartir estación, transformador ni secciones con otras instalaciones, y generar solo a partir de fuente solar fotovoltaica, sin combinarse con otras tecnologías ni con almacenamiento (no se admitirían acumuladores). Respecto de los esquemas anteriores, se simplificaría la frontera con UTE: el clásico puesto de conexión y medida se reemplazaría por un seccionador en 150 kV que permita el corte visible, y el puesto de medida (SMEC) se ubicaría del lado de la propiedad del generador, bajo su responsabilidad.
UTE incluiría en el pliego un anteproyecto general de conexión y luego elaboraría anteproyectos específicos para cada adjudicatario. También gestionaría las servidumbres, los derechos de paso y las demás afectaciones prediales necesarias para las líneas, cuya propiedad sería de UTE. Sin embargo, las indemnizaciones a los propietarios correrían por cuenta del generador. Esto comprendería dos conceptos distintos. Por un lado, las indemnizaciones por los daños y perjuicios que causen las obras de construcción y tendido de las líneas. Por otro, las indemnizaciones derivadas de la imposición de la servidumbre en sí: el trazado de la línea, la restricción al uso del predio y la desvalorización del inmueble. En las convocatorias anteriores, los generadores entendían que estas últimas correspondían a UTE, como titular de la servidumbre y de la línea. Ahora se trasladarían expresamente al generador, por lo que el trazado propuesto debería evitar zonas productivas que generen indemnizaciones elevadas.
En la oferta deberían presentarse la zona y el nodo seleccionados, el precio, un anteproyecto básico de trazado (con padrones afectados, longitudes estimadas y cruces relevantes), la potencia comprometida (la suma de la potencia nominal de todas las unidades del parque), una declaración de cumplimiento de la capacidad de inyección de 33 MW y la lista de padrones afectados por la central y las líneas.
- Garantías y régimen de incumplimiento
Según lo anunciado, el paquete de garantías acompañaría cada etapa del proyecto, como muestra el siguiente cuadro.
| Garantía | Monto | Vigencia / devolución |
|---|---|---|
| Mantenimiento de oferta | USD 300.000 por ítem | Etapa de oferta |
| Fiel cumplimiento | 1 % de la facturación potencial estimada anual durante la mitad del plazo de suministro (10 años), con factor de utilización 0,26 | Toda la vida del contrato (20 años) |
| Buena ejecución | 4 veces la garantía de fiel cumplimiento | Se devuelve al obtenerse el acta de habilitación |
| Ley de tercerizaciones (cubre incumplimientos laborales en obra) | Igual a la garantía de fiel cumplimiento | Se devuelve un año después del acta de habilitación |
En cuanto al incumplimiento, a diferencia de pliegos eólicos anteriores, el nuevo esquema no prevería que UTE se quede con las acciones de la sociedad generadora ni con la central. Las consecuencias serían pecuniarias, mediante penalidades calculadas con fórmulas específicas (por ejemplo, un monto diario por atraso en la habilitación, o penalidades por no disponibilidad o no inyección de energía), y podrían llegar a la rescisión del contrato, la ejecución de todas las garantías y antecedentes negativos o suspensiones en el registro de proveedores del Estado, además de las acciones legales que correspondan.
- Componente nacional de la inversión
La convocatoria incorporaría un régimen de componente nacional que puntuaría la mano de obra y los bienes de origen uruguayo, sobre un total de 65 puntos. En mano de obra se tomarían en cuenta la ciudadanía uruguaya o la residencia y se considerarían especialmente la contratación de mujeres, de mayores de 50 años y de menores de 24. En bienes se aplicaría una lista de referencia que incluiría, entre otros, estructuras metálicas y conductores. Como novedad, se sumarían los uniformes del personal de obra, por unos 5 puntos. La metodología definitiva se comunicaría por circular, sujeta a aprobación del MIEM, que UTE estima para alrededor de un mes después de publicado el llamado. La certificación, a cargo principalmente de la Cámara de Industrias del Uruguay, sería requisito previo al acta de habilitación y tomaría como máximo unos 6 meses desde que se presenta toda la documentación. Por eso convendría integrarla al cronograma de obra desde el inicio.
Quedamos a disposición para responder cualquier consulta o profundizar en los aspectos de este informe, incluida su aplicación a proyectos o estructuras concretas, una vez publicados los pliegos definitivos.
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*Nota: Este informe se basa exclusivamente en la presentación realizada por UTE y el MIEM el 9 de octubre de 2026. Los pliegos aún no fueron publicados. Para cualquier aspecto contractual o regulatorio habrá que estar a lo que establezca el pliego definitivo una vez publicado y a las circulares que se emitan.