El rol de las demandas flexibles en el sector eléctrico ante la llegada de megaproyectos
Uruguay debería incorporar escenarios de alta penetración de megademandas y evaluar el impacto de las demandas flexibles en su planificación energética, adecuando su marco regulatorio para atraer inversiones sin comprometer la estabilidad del sistema.
Históricamente la demanda eléctrica de Uruguay ha crecido en el orden del 2% anual. Si bien los principales informes de prospectiva energética mantienen esa tendencia para el futuro, ciertos cambios estructurales podrían elevar significativamente el consumo. Entre ellos, se destacan la electrificación de usos finales (en transporte, industria, y sector residencial), y, especialmente, la concreción de megaproyectos como plantas de hidrógeno verde y derivados, o grandes centros de datos (datacenters) vinculados a la inteligencia artificial.
Aunque estos escenarios aún son inciertos, vale la pena preguntarse: ¿Podrá mantenerse la renovabilidad superior al 95%?, ¿Qué fuentes aportarán firmeza y flexibilidad ante situaciones críticas?, ¿Cómo se comportarían las megademandas (serán siempre firmes, parcialmente flexibles, enteramente flexibles)?
Responder requiere estudios de simulación y optimización, pero es posible ofrecer algunas perspectivas iniciales.
Prospectiva de la oferta y demanda eléctrica en Uruguay
Los estudios de prospectiva permiten planificar el sistema energético analizando cómo evolucionan la oferta y la demanda bajo diversos supuestos de costos, precios, y tecnologías. En Uruguay, los informes de Garantía de Suministro de ADME, y el reciente “Plan Indicativo de Expansión del Parque de Generación Eléctrica - Período 2024 a 2043” de la Dirección Nacional de Energía (DNE), son referencias clave.
Este último contempla tres escenarios: además del crecimiento vegetativo mencionado (del orden del 2% anual), se incluye la incorporación de una demanda plana adicional de 50 MW. Las simulaciones muestran que sería necesario contar con respaldo térmico fósil entre 2032 y 2038 (o incluso antes, hacia 2030 si no se incorpora nueva capacidad solar fotovoltaica y eólica por criterio marginalista).
El estudio es conservador, ya que no contempla un escenario con megademandas. Sin embargo, su análisis resulta imprescindible, ya que, de materializarse, implicaría transformaciones estructurales profundas. A su vez, dichos proyectos traerían beneficios socioeconómicos significativos para el país (inversión, empleo, aumento en nivel de consumo, recaudación tributaria, descentralización, por mencionar algunos), por lo que sería un buen insumo para analizar el costo-beneficio de posibles regulaciones y políticas públicas relacionadas. Tampoco se modela el rol de las demandas flexibles, un elemento clave para evaluar la respuesta del sistema ante escenarios de alta penetración de nuevas cargas.
Una aproximación al potencial de las megademandas en Uruguay
Para dimensionar el impacto posible, podemos considerar las siguientes estimaciones, teniendo en cuenta quela demanda máxima actual en nuestro país es 2507 MW (alcanzada el 3 de marzo de 2025 a las 14:47hs).
· Hidrógeno verde y derivados: si este sector logra desarrollarse, y Uruguay logra ser un competidor eficiente, podrían instalarse en nuestro país9000 MW de capacidad de electrolisis hacia 2040 (3.6 veces la demanda máxima actual), y 18 GW de capacidad eólica y solar fotovoltaica (3.4 veces la potencia de generación total del país; casi 10 veces la capacidad actual de esas fuentes).
· Datacenters: tomando la proyección de demanda global hacia 2030 de entre 219 GW y 298 GW, y asumiendo que 5% se instala en Latinoamérica (peso actual), y que Uruguay logra captar un 5% de esa capacidad, podrían demandar en el orden de 550 MW a 745 MW (es decir, entre 10 y 15 datacenters como el que va a instalar de Google).
Una expansión de esa magnitud, suministrada mayoritariamente con fuentes renovables intermitentes, plantea desafíos en almacenamiento (de corta y larga duración), firmeza (ya que el nivel de demanda excedería la capacidad de dar firmeza con centrales hidroeléctricas a las renovables), y gestión de la demanda.
Actualmente, la regulación en Uruguay está diseñada para demandas firmes (por ejemplo, seguro de garantía de suministro, peajes, y expansión de red), y es correcto que la mayor parte de las demandas tienen esa característica. Sin embargo, en el futuro, se espera un rol importante para demandas flexibles que puedan posponer o reducir consumo en momentos críticos. Fomentarlas reduciría inversiones en capacidad de generación y transmisión y mejoraría la eficiencia global del sistema.
Demandas flexibles: el caso Australiano
El operador del sistema en Australia (AEMO), publica cada dos años su Plan Integrado del Sistema (ISP), una hoja de ruta para la transición energética del país. En el escenario de exportaciones verdes (Green Exports) se proyecta un crecimiento exponencial del hidrógeno y los datacenters, como muestran las figuras a continuación. Además, AEMO anticipa que los recursos energéticos de los consumidores coordinados (principalmente baterías residenciales y vehículos eléctricos) serán la principal fuente de almacenamiento.
La planificación australiana asigna un papel relevante para la demanda flexible (Demand Side Participation), estimando que podría aplanar hasta 8.5% de la demanda pico en los casos más favorables. No obstante,las señales de precio en Australia (tope de mercado de US$ 13.300/MWh, frente a US$ 250/MWh en Uruguay explican por qué este mecanismo allí tiene mayor incentivo económico.
La regulación australiana distingue dos tipos de respuestas: impulsadas por el mercado (los consumidores ajustan su consumo según los precios), e impulsadas por confiabilidad del sistema (se activan cuando el sistema requiere apoyo ante emergencias o falta de reserva).
Pese a la naturaleza incierta de las demandas flexibles, y a la concretización de las megademandas, la planificación australiana espera poder adaptar su sistema, suministrando energía 100% renovable, combinando almacenamiento de distinta escala, con participación activa y flexible de los consumidores.
Consideraciones para Uruguay
Uruguay debería incorporar escenarios de alta penetración de megademandas y evaluar el impacto de las demandas flexibles en su planificación energética, adecuando su marco regulatorio para atraer inversiones sin comprometer la estabilidad del sistema.
La regulación debe evolucionar al ritmo de la tecnología, eliminando barreras y promoviendo eficiencia, competencia e innovación. Ante un futuro incierto, pero de gran potencial, el sector privado debe asumir los riesgos de inversión, evitando que recaigan sobre el Estado y los usuarios finales.
Experiencias internacionales, como la distinción entre demandas interrumpibles y no interrumpibles o los mecanismos aplicados en Australia, ofrecen referencias valiosas. En última instancia, la política pública debe centrarse en maximizar el bienestar de los consumidores y el desarrollo socioeconómico del país, evitando inversiones riesgosas y la garantía de resultados empresariales.
- El autor, Felipe Bastarrica, es Director Ejecutivo del Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU).