Nuevo régimen para CGRNC de 10–100 MW con precios preferentes y prioridad si incluye almacenamiento

Génesis Ojeda Bravo
hace 17 horas
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Resumen ejecutivo

Regulación Nro. ARCONEL-005/25 (aprobada mediante Resolución Nro. ARCONEL-014/25 del Directorio de ARCONEL)

Régimen especial para nuevas Centrales de Generación Renovable No Convencional (CGRNC) de >10 MW y ≤100 MW, fuera del Plan Maestro de Electricidad (PME).
Ofrece precios preferentes fijos por tecnología y plazos largos (20–30 años), con prioridad para proyectos que incluyan almacenamiento y redes de interconexión. Tramita por orden cronológico y sin reservas de capacidad previas.

Esta regulación abre un espacio a la iniciativa privada para el desarrollo de proyectos renovables bajo condiciones preferentes de precio y plazo, fortaleciendo la seguridad energética y la transición hacia fuentes limpias.

Ámbito, elegibilidad y exclusiones

Las empresas interesadas en desarrollar, construir, operar y mantener Centrales de Generación Renovable No Convencional (CGRNC) con potencias entre 10 MW y 100 MW deberán cumplir con las disposiciones técnicas, comerciales y procedimentales de la resolución.

Tecnologías elegibles:

Aplica a proyectos de energía solar fotovoltaica, eólica, geotérmica, biomasa, biogás e hidroeléctrica.
Las CGRNC que incluyan sistemas de almacenamiento y redes de interconexión gozarán de prioridad en la tramitación del Título Habilitante, emitido por el Ministerio de Ambiente y Energía (MAE).
El Ministerio de Ambiente determinará la capacidad máxima nacional que podrá desarrollarse bajo este régimen.

Excluidos:

Proyectos de autogeneración, generación distribuida y sistemas eléctricos de las Galápagos.

Incentivos económicos: precios y plazos preferentes

La regulación fija precios preferentes calculados con base en el Costo Nivelado Total de Energía (CNE), que incorpora el Costo Nivelado de Energía (LCOE) y el Costo Nivelado de Transmisión (LCOT).

Para las tecnologías solar y eólica, los precios incluyen el costo de un sistema de almacenamiento en baterías equivalente al 10 % de la potencia nominal de la central, con cuatro horas de carga y descarga. El costo nivelado total contempla líneas de interconexión de hasta 25 km.

Los plazos preferentes, durante los cuales se mantiene el precio fijo sin ajustes, son:

25 años: Solar, eólica y geotérmica.
30 años: Hidroeléctrica.
20 años: Biomasa y biogás.

Tabla de precios preferentes (¢USD/kWh):

Tecnología	Precio
Biomasa	10,525
Eólica	7,174
Solar fotovoltaica	8,036
Hidro – Cuenca del Pacífico	6,761
Hidro – Cuenca del Amazonas	6,350
Biogás	9,250
Geotérmica	14,662

Reglas técnicas, ambientales y de conexión

Las Empresas de Generación Habilitadas (EGH) asumen todos los riesgos y costos de diseño, construcción, operación y desmantelamiento de las centrales.
Los proyectos deben conectarse al Sistema Nacional Interconectado (SNI) a través del Sistema Nacional de Transmisión (SNT), conforme al Código de Conexión ARCONEL-001/24, y deberán obtener los permisos y autorizaciones ambientales correspondientes, de acuerdo con el Código Orgánico del Ambiente (COA) y su Reglamento.
En caso de terminación del Título Habilitante, los bienes del proyecto revierten al Estado, salvo que el MAE determine lo contrario por razones de interés nacional.

Procedimiento habilitante (paso a paso)

Antes de empezar: Verifica que el proyecto no está en el PME y prepara la declaración juramentada “no PME”.

La normativa dispone dos fases:

Fase 1

Presenta la solicitud a CELEC con la declaración juramentada “no PME”.

Esta factibilidad es requisito previo para poder suscribir el Contrato de Concesión (Título Habilitante).

Las solicitudes se atienden en orden cronológico y no existe reserva de capacidad antes de la concesión.

Regla de grupos empresariales: si son empresas vinculadas, no pueden acumular más de 100 MW en un mismo punto de conexión

El MAE emite el Certificado de Calificación. Con ello, se suscribe el contrato (Título Habilitante).

Fase 2

Después de suscrito el contrato, la empresa solicita a CELEC la Factibilidad de Conexión Definitiva. Esta es obligatoria antes del inicio de la construcción.

Gestión electrónica (ventanilla virtual) 7) CELEC debe implementar una ventanilla virtual para estos trámites en un plazo de seis meses (gestión electrónica de las solicitudes)

Operación, despacho y almacenamiento (BESS)

Despacho por CENACE y prioridad

Quién despacha: el CENACE, conforme a la Regulación ARCONEL-001/25.

Prioridad operativa: el costo variable = 0 para la ERNC ⇒ el sistema les da prioridad en la operación.

Almacenamiento (BESS), requisitos mínimos

Eficiencia ciclo completo (AC-AC): ≥ 90 %.

Estado de carga (SoC) operativo: 20 % – 80 %.

Profundidad de descarga utilizable (DoD): ≥ 60 %. Estos son umbrales mínimos que el sistema de baterías debe cumplir durante la operación.

Ejemplo ilustrativo (solo para entender magnitudes): Si tu BESS tiene 40 MWh disponibles, una DoD ≥ 60 % implica que el sistema debe poder entregar al menos 24 MWh de esa energía utilizable dentro de las condiciones operativas definidas.

Uso del BESS como respaldo del sistema

Exigencia del operador: el CENACE puede requerir hasta el 25 % de la energía almacenada por hora como respaldo del sistema y definir las ventanas de carga/descarga.

Implicación práctica: debes considerar que una fracción de la energía guardada puede quedar “reservada” para servicios de respaldo cuando CENACE lo disponga.

Ejemplo ilustrativo: si en un momento dado tienes 40 MWh almacenados, CENACE podría pedir hasta 10 MWh en esa hora (25 % de la energía almacenada) para respaldo.

Telemetría obligatoria

Debes transmitir en tiempo real a CENACE y CELEC los datos de potencia y el estado de carga (SoC) del BESS. Esto exige tener la infraestructura de medición y comunicaciones integrada al centro de control.

Próxima regulación específica de BESS

En ≤ 6 meses, ARCONEL debe emitir una regulación específica sobre BESS (Battery Energy Storage Systems) y sus servicios complementarios. Señal de que vendrán reglas más detalladas.

Ampliaciones y disposiciones complementarias

El MAE puede autorizar incrementos de capacidad en centrales existentes manteniendo precio y plazo preferente.
Las centrales que ya posean un título habilitante antes de la entrada en vigor de esta resolución podrán acogerse a este régimen para ampliaciones, siempre que instalen un sistema de medición comercial independiente.
Las ampliaciones no extienden la vigencia original del contrato de concesión.

Checklist práctico (para decidir y avanzar)

Elegibilidad

Tecnología admitida: solar FV, eólica, geotermia, biomasa, biogás, hidro.
Potencia entre >10 y ≤100 MW.
Proyecto fuera del PME (declaración juramentada).
Exclusiones: autogeneración, generación distribuida y sistemas eléctricos de Galápagos.

Incentivos aplicables

Verificar precio preferente por tecnología y plazo (20–30 años), precio fijo sin ajustes durante el plazo.
Confirmar que el CNE incluye interconexión ≤ 25 km; en solar/eólica, el precio incluye BESS 10% (4 h).

Tramitología y límites

Preparar Factibilidad Preliminar ante CELEC (con declaración “no PME”).
Secuencia: Certificado de Calificación (MAE) → Contrato/Título Habilitante → Factibilidad de Conexión Definitiva (obligatoria antes de construir).
Vinculadas: tope de 100 MW por mismo punto de conexión.
Orden cronológico de atención; sin reservas de capacidad previas a la concesión.
Ventanilla virtual CELEC en ≤ 6 meses para gestión electrónica.

Diseño y operación

Cumplir ARCONEL-001/24 (conexión) y ARCONEL-001/25 (despacho por CENACE; costo variable = 0).
Telemetría en tiempo real (potencia y SoC) a CENACE/CELEC.
Si hay BESS: cumplir eficiencia ≥ 90%, SoC 20–80%, DoD ≥ 60%; CENACE puede requerir hasta 25%/h como respaldo y definir ventanas de carga/descarga.

Riesgos contractuales

Reversión de bienes al Estado al terminar el Título Habilitante (salvo decisión del MAE).
La EGH asume todos los costos y riesgos (incl. desmantelamiento)