El sector eléctrico en 2025: desempeño y desafíos
En 2026 se espera un año con mejor hidraulicidad y costos más bajos, a partir de la actual tendencia climática y con acceso a gas natural económico de respaldo.En esta columna comentamos algunos de los principales indicadores relevados en nuestro monitor mensual de energía eléctrica para el año 2025. Con 93% de energía renovable y un saldo comercial positivo, el sistema eléctrico uruguayo mostró solidez pese a una hidraulicidad menos favorable que el año anterior.
Renovables
La Figura 1 muestra la generación mensual volcada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) por fuente. De los 13,556 GWh inyectados, la fuente hidroeléctrica aportó 44%, eólica 33%, biomasa 13%, solar fotovoltaica 4%, térmica fósil 2%, e importaciones 5%.
El peso de las renovables en la energía inyectada fue 93%. No obstante, respecto a lo generado en el país (quitando importaciones), el peso alcanza 98%. En relación con la demanda, las renovables generaron más de la totalidad (101%); debido a las exportaciones, como se comenta debajo.
Es relevante destacar que la generación nacional volcada al SIN en 2025 cayó 10% respecto a 2024. Esto se debió principalmente a una hidraulicidad más baja, que fue sustituida por un incremento en las importaciones. El efecto climático La Niña derivó en una caída de 17% en la generación hidroeléctrica respecto al año anterior. Aun así, se mantuvo en niveles superiores a los de cualquier otro año de la presente década.
Comercio internacional
Como muestra la Figura 2, el comercio internacional de energía eléctrica fue relevante en 2025. Las exportaciones totalizaron 1022 GWh (8% de lo producido localmente). Prácticamente la totalidad de las mismas fue hacia Argentina (98%). El ingreso promedio por exportaciones fue 63 US$/MWh. No obstante, las exportaciones cayeron a la mitad de lo exportado en 2024.
También en las importaciones Argentina fue el principal socio; de los 633 GWh importados, 64% provino de allí. En promedio, se pagó aproximadamente 92 US$/MWh importado. Esto refleja la conveniencia de importar respecto a generar con fuentes fósiles en el país, estimándose el costo variable del ciclo combinado operando con gas natural en promedio el año pasado en el entorno de 102 US$/MWh, y a gasoil 177 US$/MWh.
Estimamos que el monto total de exportaciones totalizó aproximadamente US$ 65 millones, mientras que importaciones US$ 59 millones (saldo neto positivo por US$ 7 millones).
Precios y costos
El precio spot en 2025 promedió 61 US$/MWh. Si bien subió significativamente respecto a 2024, principalmente debido a la mencionada menor hidraulicidad, es un valor competitivo respecto al período de sequía 2021-2023.
En el monitor del sector eléctrico que publicamos mensualmente, estimamos los costos de generación, denominado Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD). Este indicador suma el costo de la energía generada por cada fuente, importaciones, restricciones operativas, y transacciones en el mercado spot, a lo que se deducen ingresos por exportaciones. En 2025, el CAD alcanzó US$ 659 millones (22% superior a 2024), mientras que el CAD unitario promedió 53 US$/MWh.
Restricciones operativas
Las restricciones operativas (“curtailments”, en inglés) corresponden a energía que los generadores independientes estaban en condiciones de generar, pero que el Despacho Nacional de Cargas (DNC) solicitó no generar, debido a condiciones del sistema. La cláusula “take-or-pay” de los contratos de compraventa (PPA, por sus siglas en inglés) mandata pagar esta energía como si hubiese sido generada.
En 2025, las restricciones operativas alcanzaron 251 GWh, lo que frena la tendencia al alza registrada en los últimos años (48 GWh en 2020, 78 GWh en 2021, 129 GWh en 2022, 393 GWh en 2023, y 494 GWh en 2024). En promedio, las restricciones operativas en 2025 representaron 5% de la energía eólica y solar PV generada, o 2% de la demanda del SIN.
Vale la pena acotar que un cierto nivel de vertimiento es intrínseco a sistemas con elevado peso de renovables intermitentes como el caso uruguayo, como resultado de una decisión óptima de expansión de generación que minimice el costo de abastecimiento. No obstante, no deja de presentar oportunidades a innovaciones como baterías o demandas flexibles que puedan aprovechar esta energía, paga pero no utilizada.
Perspectiva para 2026
El año comenzó con olas de calor y déficit de lluvia, lo que empujó a un despacho térmico fósil de 6,4% de la energía inyectada, e importaciones 3,3%, en lo transcurrido del año hasta el momento de redactar esta columna.
Por otro lado, sobre fines de enero finalizó el fenómeno climático La Niña, esperándose un “clima normal” para el otoño e invierno.
De consolidarse esta tendencia, y con acceso a gas natural económico de respaldo como destacamos en nuestra la última columna, se espera un año con mejor hidraulicidad y costos más bajos.
- El autor, Felipe Bastarrica, es Director Ejecutivo Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)