Acerca de la tarifa eléctrica en Uruguay
Reflexiones en el contexto de la posible salida de un gran consumidor.
En las últimas semanas trascendió que Tether Holdings Ltd., empresa vinculada al ecosistema de criptoactivos y operativa en Uruguay a través de Microfinanzas del Uruguay S.A. (Microfin), evalúa retirarse del país debido a los altos costos de la electricidad. Aunque UTE informó que no ha recibido notificación formal, el tema reavivó el debate sobre la competitividad de la tarifa eléctrica uruguaya y sus implicancias para la industria, los sectores electrointensivos, y el desarrollo económico.
Comparación internacional
Diversas instituciones publican el costo promedio de la energía eléctrica en los países del mundo, típicamente, en forma anual. Una de ellas es Global Petrol Prices, que reporta para el sector residencial de Uruguay un promedio de 251 US$/MWh en 2023-2025 (57% superior al promedio mundial), lo que ubica al país en el puesto 26 más caro entre 146 países. En cambio, el costo industrial aparece como más competitivo: 123 USD/MWh (21% por debajo del promedio mundial), en posición 81 de 135. Similarmente, el Banco Mundial reporta en 2019 un costo de 167 US$/MWh para un depósito industrial en Uruguay (5% por debajo del promedio mundial), ubicando al país en posición 88 de 187.
Para comparar tarifas eléctricas entre países de manera consistente, suelen calcularse “cuentas tipo” por sector (residencial, comercial, industrial). Estas comparaciones, sin embargo, suelen generar controversias ya que en la tarifa influyen múltiplos factores: densidad de usuarios, composición de la demanda, marco regulatorio, sustentabilidad financiera de las empresas, políticas económicas y sociales, y particularidades de cada mercado.
Aun con esas limitaciones, se utilizan para dimensionar impacto en el gasto de los hogares y en la competitividad de las empresas. En el caso de las industrias electrointensivas, como el caso en cuestión que es la minería de criptomonedas, que se estima consume 0,5% de la electricidad mundial (equivalente al consumo de toda Argentina), los costos eléctricos pueden representar hasta 90% de los costos operativos, lo que explica que compañías se relocalicen buscando reducir esa incidencia al entorno de 60%.
En Uruguay existen dos reportes regulares que comparan tarifas eléctricas a nivel regional: uno de la empresa SEG Ingeniería, publicado mensualmente, y otro de UTE, bimensual. Ambos construyen comparaciones a partir de distintos supuestos sobre consumo, categoría tarifaria, potencia contratada, perfil horario del consumo, volumen de energía, y categoría tarifaria.
Al momento de redactar esta columna, el último reporte de SEG (Agosto 2025) muestra a Uruguay con la electricidad residencial más cara de la región (incluyendo una distribuidora en Paraguay, tres en Chile, 17 en Brasil y 10 en Argentina), alcanzando 269 US$/MWh (48% superior al promedio). Para esta estimación se consideran cuatro cuentas tipo (Tarifa Simple, Consumo Básico, Doble y Triple Horario), ponderadas según la cantidad de clientes, aplicadas al consumo promedio anual por cliente y tarifa. En el segmento industrial, el costo reportado es 141 US$/MWh (25% superior al promedio), siendo el segundo más alto luego de Chile,tomando como referencia una cuenta tipo con consumo mensual de 400 MWh.
Por su parte, el último informe de UTE (Julio 2025) compara cinco consumidores residenciales tipo y cinco no residenciales en ocho empresas distribuidoras (cuatro en Brasil, tres en Chile, y UTE en Uruguay). Para los clientes residenciales tipo 1 y 2, el costo de UTE es el tercero más caro (318 y 298 US$/MWh) si se considera la Tarifa Residencial Simple (la categoría tarifaria con más suscriptores, tan solo un dólar por debajo del más caro, en el primer caso. En cambio, para otras categorías, Tarifa Consumo Básico y Tarifa Residencial Triple horario, el costo es significativamente más competitivo (213 y 257 US$/MWh). El cliente residencial 3 con Tarifa Residencial Triple horario se encuentra en posición 8 de 11 (216 US$/MWh).
En el segmento no residencial, los clientes tipo 1 y 2 (7.4 y 40 kW de potencia, en 0.23-0.4 kV) se ubican en posición 9 y 7 de 12 respectivamente con Tarifa General Simple (153 y 157 US$/MWh), aunque caen a 11 y 12 de 12 respectivamente si se considera la Tarifa General Hora-Estacional (132 y 117 US$/MWh). Para los otros tres perfiles (100, 170 y 750 kW, en 0.23-0.4, 15 y 30 kV), Uruguay ocupa puestos 7, 7 y 8 de 11 (175, 133 y 107 US$/MWh).
Un aporte valioso del informe de UTE es que, además de comparar en dólares nominales (metodología habitual pero limitada), también incorpora una comparación ajustada por Paridad de Poder Adquisitivo (PPA), que mide la capacidad de compra de cada moneda frente a una canasta homogénea de bienes. Bajo esta óptica, los costos en dólares PPA/MWh de UTE resultan los más bajos en todas las categorías, salvo cuando la tarifa elegida no es la óptima, como se señaló antes.
Cómo se fijan las tarifas
Como hemos destacado en otras ocasiones, la literatura internacional recomienda que las tarifas eléctricas se definan con criterios técnicos, asegurando transparencia en costos y subsidios, sustentabilidad económica, y reglas que fomenten la eficiencia, de modo de que parte de esos beneficios se traslade a los usuarios finales.
En Uruguay, los decretos reglamentarios de 2002 establecieron el proceso de fijación de tarifas para consumidores finales que busca precisamente ese objetivo: incorporar incentivos a la eficiencia tanto en la generación como en las actividades de redes, y definir de qué manera los distintos costos se trasladan a las tarifas. Más allá de que algunos de estos criterios metodológicos, como hemos comentado en otras ocasiones, merecen ser revisados, la práctica actual se ha apartado de los principios regulatorios. Hoy las tarifas responden fundamentalmente a costos esperados por la empresa eléctrica para el año siguiente, combinados con criterios fiscales y macroeconómicos.
Además, los procesos de revisiones tarifarias periódicas, previstos en la normativa, no se están cumpliendo en el tiempo y plazo estipulados, ni se usan con el mismo criterio en la fijación de tarifas reguladas y en el mercado mayorista. Esto ha limitado los incentivos a la eficiencia, y ha impedido que se materialice un traspaso efectivo de beneficios hacia los consumidores. A ello se suma la existencia de subsidios cruzados entre categorías tarifarias, práctica desaconsejada por la literatura internacional, ya que introduce distorsiones y resta transparencia al sistema.
Los sectores electrointensivos y el desarrollo del país
Una primera reflexión es que es difícil emitir una conclusión única sobre la competitividad del costo eléctrico en Uruguay, ya que depende del tipo de consumidor que se analice, y de los distintos supuestos que se tomen respecto al consumo, como fue mencionado. Aun así, puede afirmarse que el sector industrial se encuentra en mejores condiciones relativas que el residencial.
Más allá de esa primera conclusión, surge una segunda reflexión: a nivel país, es indispensable atraer inversiones que actúen como motores de desarrollo económico, especialmente en un contexto en el que el crecimiento es inferior a las necesidades del país, y las proyecciones siguen siendo moderadas. En este marco, los sectores electrointensivos (como minería de criptomonedas, data centers y proyectos de hidrógeno verde) son una potencial fuente de crecimiento, pero tienen su rentabilidad fuertemente dependiente de la competitividad del costo eléctrico. No se trata de subsidiarlos, sino de asegurar, que, dentro de la sustentabilidad financiera del sector, todos los incentivos a la eficiencia se implementen y se reflejen en las tarifas.
En la mayoría de los países desarrollados, y también en la región, este tipo de proyectos, dado su carácter de grandes consumidores, tienen la posibilidad de abastecerse mediante iniciativas privadas en los mercados mayoristas, ya sea instalando su propia generación y complementando, o contratando a terceros, y pagando al trasmisor por el uso de red. De hecho, Microfin había anunciado la intención de instalar un parque de generación eólica y solar fotovoltaica de 300 MW. En Uruguay, el mercado eléctrico funciona solo parcialmente, transándose en el mismo menos del 0,2% de la energía generada (promedio de los últimos siete años, con apenas seis participantes consumidores (dos de ellos Microfin, en Pintado y Colonia Sanchez), lo que restringe estas alternativas.
Un estudio reciente de la consultora Exante analizó seis consumidores industriales tipo, encontrando que el costo que pagarían por uso de red en el mercado mayorista es significativamente mayor al costo fijo si son clientes regulados de UTE (cargo fijo y cargo por potencia). Resulta 283% más elevado para una industria metalúrgica (conectada en 6.4 kV), 282% para una cementera (6.4 kV), 279% para una agrícola (15 kV), 80% para una frigorífica (31.5 kV), mientras que para una industria general es 6% menor (150 kV). En síntesis, cuanto mayor es el nivel de tensión contratada, menor es la brecha de precios entre los usuarios de UTE en el mercado regulado y los clientes que operan en el mercado mayorista.
Es necesario avanzar en la implementación plena del mercado eléctrico y en la transparencia tarifaria, de modo que las empresas puedan evaluar sus propias mejoras competitivas, en un contexto de precios transparentes y eficientes. Solo así Uruguay podrá posicionarse como una opción atractiva para los sectores electrointensivos y asegurar que estos proyectos consideren al país dentro de su radar de inversiones.
- Felipe Bastarrica, Director Ejecutivo, Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)