Respaldo térmico costoso para el sistema eléctrico en mayo

Como comentábamos el mes pasado, una de las principales virtudes del sistema eléctrico uruguayo actual es haber reducido su exposición a la volatilidad del precio internacional del petróleo. Los datos de nuestro monitor del sector de mayo permiten observar la otra cara de la moneda: qué ocurre cuando el respaldo térmico fósil, aun siendo poco, opera con derivados de petróleo en lugar de gas natural. Esto es relevante para el invierno recién comenzado en nuestro país, ya que la demanda argentina muestra una fuerte estacionalidad en este periodo, por lo que llega menos gas a Uruguay, y más caro.

En mayo, la generación térmica fósil representó apenas 5,5% de la energía eléctrica inyectada al sistema interconectado nacional (SIN) de Uruguay. La matriz del mes estuvo dominada por fuentes renovables, que alcanzaron 94% de las inyecciones, donde la hidroeléctrica aportó 49%, la eólica 28%, la biomasa 14% y la solar fotovoltaica menos de 3%. En términos relativos a la demanda, la generación renovable equivalió a 104%. La diferencia entre estos indicadores corresponde principalmente a exportaciones por desfasaje horario entre generación y demanda.

A pesar del fuerte componente renovable en mayo, el precio spot promedio se ubicó en 88 US$/MWh, 2.7 veces el valor de abril. En buena medida, esto se debió a que la baja participación térmica tuvo un costo desproporcionado. Estimamos que, pese a representar tan solo 5,5% de las inyecciones, la generación térmica fósil explicó cerca de 24% del costo de generación del mes (13,5 de los 57 millones de dólares totales), que medimos mediante el denominado Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD). La generación térmica fósil tuvo un costo medio de 194 US$/MWh en el mes, muy por encima del resto de las fuentes, que le siguen en orden de precio: 104 US$/MWh solar, 92 US$/MWh biomasa, 80 US$/MWh eólica, y 6 US$/MWh hidroeléctrica.

La explicación está en el combustible disponible. A diferencia de lo ocurrido en lo transcurrido del año hasta abril, cuando la generación térmica fósil fue mayoritariamente a gas natural (88%), en mayo fue casi en su totalidad a derivados de petróleo (98%). Y operar con derivados de petróleo es considerablemente más caro. El Ciclo Combinado, que concentró 72% del despacho térmico del mes, tuvo un costo variable operando a gasoil de 201 US$/MWh, más del doble que operando a gas (99 US$/MWh). Los motores de la Central Batlle (20% del despacho térmico) tuvieron un costo de 147 US$/MWh, y Punta del Tigre (8%), de 243 US$/MWh.

Asimismo, no hubo oportunidad de importar una cantidad significativa de energía eléctrica desde nuestros países vecinos para mitigar costos. Menos del 1% de las inyecciones al SIN en mayo fueron importaciones (10 GWh), en su totalidad desde Brasil, de los cuales prácticamente la mitad fue energía en tránsito a Argentina. En febrero de este año, el peso de las importaciones superó el 6%, y en otros meses de mayo recientes como el de 2025, 3,6% de las inyecciones fueron importaciones, y en mayo 2023, 26%.

Este episodio invita a mirar más allá del actual respaldo térmico fósil de nuestro sistema, y a preguntarse qué alternativas existen. Uruguay dispone de recursos que podrían cumplir parte de esa función de respaldo a menor costo, sobre todo en estos contextos de estacionalidad del gas y precio elevado de combustibles fósiles. Entre ellas, se encuentran un mayor aprovechamiento de residuos de biomasa, el desarrollo de biogás, o combustibles derivados de residuos (CDR), por mencionar algunos. Muchas de estas alternativas presentan no sólo potenciales ahorros económicos, sino avances en materia de economía circular y valorización energética de residuos, que son objetivos de nuestra política pública.

También es importante volver a traer a colación el almacenamiento de baterías de gran escala (BESS), aún inexistentes en nuestro país, que hemos mencionado en otras ocasiones. En mayo Uruguay exportó 130 GWh (más del 10% de lo que generó), en su totalidad renovable, en buena medida por desfasajes horarios entre generación y demanda. Con capacidad de almacenamiento en baterías, parte de esa energía podría haberse arbitrado para las horas en que era necesaria (lo que se denomina load shifting).

Hacia adelante, el hidrógeno verde también podría aportar una vía de almacenamiento de larga duración. Si bien las baterías de litio son más costo-eficientes para duraciones cortas de despacho pero muy frecuentes (por ejemplo, duración entre 2 y 8 horas, y ciclos diarios), el hidrógeno presenta ventaja económica para duraciones largas y pocos ciclos (por ejemplo, duración entre 100 y 500 horas, y menos de 10 ciclos al año). En el medio se encuentra la hidroeléctrica de bombeo (por ejemplo, entre 8 y 48 horas, y entre 20 y 100 ciclos por año), y otras alternativas como aire comprimido, batería de flujo de vanadio y volante de inercia (flywheel) pueden presentar ventajas en otras combinaciones de duración/frecuencia.

En definitiva, mayo describe un sistema robusto pero no infalible: barato la mayor parte del tiempo y caro en las horas en que debe encender el respaldo fósil sin gas disponible. La pregunta relevante no es cómo eliminar el respaldo, que seguirá siendo necesario, sino cómo abaratarlo, hacerlo más amigable con el medio ambiente, y autóctono. Si la incorporación a gran escala de eólica, solar y biomasa, principalmente en la década pasada, logró abaratar la electricidad y desacoplarla en gran medida del petróleo y sus derivados, el próximo paso es lograrlo con el respaldo.

-Felipe Bastarrica, Director Ejecutivo, Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)