La nueva ronda confirmó el fuerte apetito inversor en el segmento, pero dejó en evidencia que la red de transporte se convirtió en el principal límite para seguir expandiendo potencia limpia en el país. La tecnología fotovoltaica concentró 290 MW.
El último llamado del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) otorgó 365 MW de prioridad de despacho distribuidos en siete proyectos. Sin embargo, el dato técnico más relevante no estuvo en el volumen, sino en las condiciones bajo las cuales se concedió la capacidad.
Del total adjudicado, apenas 24 MW corresponden a MATER pleno, es decir, con disponibilidad sin restricciones.
Los 341 MW restantes fueron asignados bajo el mecanismo Referencial “A”, un esquema que habilita la inyección de energía aceptando hasta un 8% de limitación de generación (curtailment) hasta que entren en operación las obras de infraestructura necesarias.
La matriz tecnológica mostró un claro liderazgo solar: cuatro parques fotovoltaicos concentraron 290 MW. Los otros tres desarrollos fueron eólicos y sumaron 75 MW, todos bajo la modalidad Referencial “A”.
Es decir, si un parque puede generar 100 unidades de energía, el sistema podría obligarlo a reducir hasta 8 unidades en ciertos momentos porque la red está saturada o no puede evacuar toda la electricidad.
El mensaje es claro: el interés por firmar contratos privados de abastecimiento sigue firme, pero la red impone condiciones.
La matriz tecnológica, en tanto, mostró un claro liderazgo solar: cuatro parques fotovoltaicos concentraron 290 MW. Los otros tres desarrollos fueron eólicos y sumaron 75 MW, todos bajo la modalidad Referencial “A”.
Obras asociadas y compromisos a mediano plazo
Los proyectos adjudicados establecieron como fecha de entrada en operación comercial el 13 de enero de 2028. No obstante, dos emprendimientos solares que incorporan infraestructura vinculada extenderán su cronograma hasta el 12 de enero de 2031.
En estos casos, la inversión no se limita al parque generador. Incluye ampliaciones y adecuaciones en transporte eléctrico y almacenamiento que permitirán mejorar la estabilidad del sistema y liberar capacidad futura.
Es un modelo que combina generación y obras estructurales, otorgando al desarrollador capacidad remanente para próximos emprendimientos.
Entre las iniciativas más relevantes figura PS Sol del Valle, que obtuvo 180 MW adicionales a 120 MW previamente asignados. El proyecto contempla intervenciones como la compensación Shunt Malvinas en 132 kV, el recambio del capacitor serie en la Estación Transformadora Recreo y la ampliación de la transformación en la Estación Transformadora La Rioja Sur 132/500 kV.
También se destaca PS Tocota III, que recibió 46 MW (31 MW según Anexo 3.1 y 15 MW según Anexo 3.2). El plan incluye la adecuación de la Estación Transformadora Bauchaceta, la normalización de la línea de alta tensión Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System), un componente clave para gestionar variabilidad y mejorar la calidad del suministro.
En cuanto a la distribución geográfica, la capacidad se repartió de la siguiente manera: 180 MW en el Noroeste Argentino (bajo REF A), 55 MW eólicos en PBA Centro-Sur, 46 MW en Cuyo, 40 MW solares en el NEA, 24 MW fotovoltaicos en el GBA y 20 MW eólicos en la Costa Atlántica.
El resultado consolidó a Genneia como principal adjudicataria, con un parque eólico de 20 MW y dos plantas solares con obras asociadas que suman 226 MW. La compañía profundiza así su estrategia de alcanzar los 2 GW de capacidad renovable instalada en el corto plazo.
La red, el verdadero cuello de botella para la energías renovables
Más allá de los anuncios, el volumen asignado confirma un escenario técnico restrictivo. De acuerdo con información publicada por CAMMESA en el Anexo III de la convocatoria, solo 50 MW contaban con disponibilidad plena para inyectar sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones–NEA–Litoral.
El resto de la potencia quedó sujeta al esquema Referencial “A”, que permite avanzar con desarrollos aun cuando la infraestructura de evacuación no esté totalmente preparada.
En comparación con rondas anteriores —donde los megavatios adjudicados fueron mayores— la diferencia radica directamente en las limitaciones del sistema de transporte eléctrico.
Hoy el problema no es la falta de proyectos ni de demanda corporativa para contratos de energía limpia. El obstáculo es físico: la red necesita ampliaciones y modernización para absorber nueva generación, especialmente en regiones con alta radiación solar o recurso eólico abundante.
Las cifras acumuladas del MATER reflejan esta tensión estructural. Actualmente existen 1.495 MW de potencia plena y 359 MW bajo modalidad Referencial “A” habilitados comercialmente. En paralelo, los proyectos aún no habilitados suman 1.140 MW de potencia plena y 1.530 MW de potencia Referencial “A”.
A ello se agregan los emprendimientos encuadrados en la Resolución SE 360/23 (Anexo 2), que totalizan 946,6 MW de potencia plena y 2.445,9 MW bajo Referencial “A”. La magnitud de estos números confirma que el mercado continúa dinámico, pero condicionado.
