El récord mundial alcanzado por las baterías de gran escala en Australia: qué reflexiones plantea para Uruguay
Hay que trabajar desde ya para que Uruguay pueda captar inversiones y aprovechar las oportunidades que se abren en esta nueva etapa de la transición energética.El martes 25/11/25, las baterías de gran escala cubrieron el 40% de la demanda eléctrica durante el pico nocturno en el estado de Australia Meridional (“South Australia”), marcando un récord mundial. Hasta entonces, la marca había sido establecida en California, donde las baterías alcanzaron el 37% el mes pasado[1].
Australia Meridional es particularmente interesante dado que el nivel de renovables intermitentes (solar y eólica) es muy elevado, alcanzando 75% en 2024, y que la mitad de los hogares tienen paneles solares. Como consecuencia, la demanda eléctrica neta (la demanda que efectivamente se hace a la red, descontando la generación propia) se vuelve negativa en horas del mediodía, como muestra la siguiente gráfica.
Este contexto ha sido especialmente propicio para el despliegue de baterías de gran escala, capaces de mover energía desde horas de excedentes hacia horas de mayor necesidad. Por ejemplo, este estado alojó la batería de gran escala más grande del mundo (Hornsdale Power Reserve) hace 8 años, de 150 MW (194 MWh). Desde entonces, varias baterías de gran escala se han incorporado a la red, y hoy existe un conjunto impresionante de nuevas instalaciones en construcción o ya comprometidas.
La Figura 2 muestra los proyectos de baterías mayores a 10MW o 10MWh en todo el país. En total, Australia podría sumar hasta 26.1 GW de nuevas baterías de gran escala en los próximos años, una expansión enorme respecto a los 3.6 GW actualmente instalados.
Si hacemos un cálculo grueso (“back of the envelope”): dado que el sistema interconectado australiano (NEM) tiene 67.2 GW de capacidad instalada, y el sistema uruguayo (SIN) cuenta con 4.9 GW[3], esto sería equivalente a que en Uruguay haya una capacidad de 2.2 GW en baterías de gran escala.
Algunos nuevos proyectos serán más grandes en orden de magnitud, por ejemplo, con capacidad casi 15 veces superior a la mencionada batería que una vez fue la más grande del mundo unos pocos años atrás. El impresionante despliegue se debe en parte a que el precio de las baterías ha caído más de un 80% desde que se construyó aquella batería récord. A su vez, la duración promedio de almacenamiento ha pasado de un poco más de una hora, a dos horas, cuatro horas y ahora ocho horas.
Las primeras baterías se enfocaban principalmente en brindar servicios a la red. Por ejemplo, el ingreso por proveer control de frecuencia al mercado explicó entre 50 y 80% del ingreso de estos proyectos hace unos años en Australia.
Hoy, Australia Meridional cuenta con suficiente almacenamiento para desplazar generación eólica y solar diurna y abastecer una parte sustancial del pico nocturno. Esto está desplazando al gas y reduciendo la necesidad de importaciones. Por ahora, el operador del mercado exige que al menos una unidad de gas esté en línea para la estabilidad de la red, pero pronto esa necesidad también desaparecerá gracias a los condensadores síncronos coordinados con otras tecnologías, como inversores formadores de red.
Con tantos proyectos nuevos que entrarán en operación en el corto plazo, se puede esperar que este récord vuelva a superarse repetidamente.
Algunas reflexiones para Uruguay
Este logro puede parecer distante de la realidad del sistema eléctrico uruguayo,que ya genera un porcentaje cercano a 100% renovable de energía eléctrica (por ejemplo, 99% en 2024, sin desplegar baterías de gran escala. En el caso de Uruguay, el almacenamiento provino de las centrales hidroeléctricas, complementadas por la flexibilidad de las centrales de biomasa, sumado al respaldo térmico fósil.
Sin embargo, podría darse un escenario de nueva expansión masiva de renovables variables para abastecer grandes proyectos electro-intensivos: hidrógeno verde y derivados, datacenters de inteligencia artificial, o minería digital, como hemos destacado en otras ocasiones.
Si ese futuro se concreta, surgirán algunas preguntas clave: ¿qué tecnologías preverán la flexibilidad diaria necesaria para mover energía de horas de excedentes a horas de faltante?, ¿y a nivel estacional?, ¿cómo se garantizarán los servicios auxiliares esenciales para la estabilidad del sistema (frecuencia, voltaje, inercia, black start, entre otros)?, ¿qué mecanismos de remuneración recibirán estas tecnologías por estos servicios?, ¿será más económico flexibilizar la oferta o la demanda?, ¿existe el marco regulatorio que permita la adopción de estas soluciones?
Aunque el escenario de expansión es incierto, trabajar desde ya en una institucionalidad clara, estable y transparente es clave para que Uruguay pueda captar estas inversiones y aprovechar las oportunidades que se abren en esta nueva etapa de la transición energética.
- El autor, Felipe Bastarrica, es director Ejecutivo del Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Católica del Uruguay.