A principios de la década de 2000, el sistema eléctrico de Uruguay se enfrentaba a dos retos: la sequía podía provocar un colapso en la producción hidroeléctrica, y el respaldo consistía en la energía fósil importada, precisamente en un momento en que los precios regionales eran elevados y el suministro regional podía ser incierto. En los años más difíciles, Uruguay podía llegar a gastar hasta el 21 % del PIB en importaciones de energía, lo que convertía las condiciones meteorológicas en un factor macroeconómico.
Entre 2010 y 2024, Uruguay transformó esa vulnerabilidad en una nueva base de activos. Para 2024, Uruguay generaba 991 GWh de su electricidad a partir de energías renovables (hidroeléctrica: 421 GWh, eólica: 281 GWh, biomasa: 261 GWh, solar: 31 GWh, fósiles: 11 GWh). Exportó 2,026 GWh de electricidad, lo suficiente como para considerar el excedente de energía como una oportunidad económica en lugar de un riesgo para la confiabilidad.
La historia de Uruguay se entiende mejor a través de dos transiciones vinculadas. La Primera Transición Energética descarbonizó la red y fortaleció la capacidad del sistema para gestionar las energías renovables variables; la Segunda Transición Energética centra la atención en lo que la electricidad por sí sola no puede resolver, especialmente el transporte, un sector que Uruguay identifica como la mayor fuente de emisiones de CO₂ del sector energético y la principal frontera para una mayor descarbonización.
Para los formuladores de políticas y ciudadanos de ALC, el lección transferible no es “construir viento". es cómo Uruguay redujo el riesgo, redirigió los flujos de capital hacia activos productivos domésticos y consolidó la capacidad de aprendizaje en las instituciones, al tiempo que gestionaba las contrapartidas asociadas con contratos a largo plazo, restricciones de la red y la economía más difícil de descarbonizar los combustibles más allá del sector energético.
Este blog examina qué cambió en Uruguay, qué impulsó esos cambios y el papel del Estado en la concreción de dichos cambios.
Cambios en capital, instituciones y resiliencia
La transición energética de Uruguay reestructuró fundamentalmente el país capital físico y financiero. Desde 2010 se han invertido más de 1,48 billones de dólares estadounidenses —en su mayor parte por parte de actores privados— en viento, biomasa, solar, y la infraestructura de red asociada, reemplazando los gastos recurrentes de importación de combustibles fósiles por activos domésticos de larga duración. Uruguay duplicó su capacidad de generación en aproximadamente 10 años a través de la expansión de las renovables. Este cambio transformó la energía de una fuente de vulnerabilidad macroeconómica en un factor estabilizador, reduciendo exposición a la volatilidad de los precios del petróleo y permitiendo que Uruguay se convirtiera en un exportador neto de electricidad en años hidrológicos normales. En 2024, Uruguay exportó 2.026 GWh de energía, por un valor aproximado de 104 millones de dólares estadounidenses.
Desde el punto de vista institucional, la transición fue posible gracias a un orden público-social singular. El referéndum de 1992 en Uruguay rechazó la privatización de las empresas estatales y mantuvo a la UTE como una empresa de servicios públicos de confianza con control sobre el transporte y la distribución. La participación fue del 82,81 %, y la derogación fue aprobada por el 72,61 %. Esto permitió la creación de un mercado híbrido: las empresas privadas invirtieron en generación bajo contratos competitivos, mientras que la red eléctrica siguió siendo un bien público, lo que mantuvo la legitimidad social y la soberanía energética.
A nivel de los ciclos sociales, la transición desvinculó el crecimiento económico de las emisiones de carbono y el riesgo hidrológico. El PIB creció mientras que las emisiones del sector energético se redujeron drásticamente, y los años de sequía ya no provocaron crisis de importación de combustibles fósiles que costaran miles de millones de dólares. La matriz energética de Uruguay se mantuvo en un 92,1 % de energías renovables incluso durante la sequía de 2023, el año con menor producción hidroeléctrica de la historia. Una cartera diversificada de energías renovables —hidroeléctrica, eólica, solar y biomasa— actúa ahora como un amortiguador sistémico, aumentando la resiliencia del ecosistema humano frente a la variabilidad climática.
Crisis, competencia y aprendizaje por experiencia
La transición de Uruguay se vio impulsada por la dependencia de la trayectoria y la crisis. La dependencia del petróleo importado y del gas regional poco confiable hizo que el régimen energético anterior a 2008 resultara cada vez menos adecuado. Las importaciones de energía necesarias podían costarle al país hasta el 21 % del PIB. La crisis energética de 2008 actuó como un presión de selección, obligando a los responsables de la formulación de políticas a abandonar las soluciones incrementales y a escalar rápidamente tecnologías alternativas —en particular la eólica— que podrían formar un nuevo régimen dominante. Uruguay utilizó subastas de biomasa, eólica y solar en diferentes años como un cambio de régimen deliberado.
En lugar de apostar por una única tecnología, Uruguay fomentó deliberadamente la variedad tecnológica. Subastas competitivas y contratos a largo plazo permitieron que la selección evolutiva favoreciera las opciones más rentables y compatibles con el sistema. Con el tiempo, la eólica surgió como la piedra angular debido a su fuerte complementariedad con la hidroeléctrica a gran escala existente, mientras que la biomasa y la solar llenaron nichos adicionales. En 2021, Uruguay a menudo se ubicó en segundo lugar a nivel mundial, después de Dinamarca, en términos de participación de renovables variables (solar y eólica).
Crucialmente, la transición acumuló conocimiento y hardware. La colaboración entre la Usina Eléctrica y de Transmisiones (UTE) y la Universidad de la República produjo modelos sofisticados del sistema utilizando décadas de datos climáticos. Este aprendizaje institucional permitió a Uruguay gestionar la intermitencia a través del diseño y las operaciones del sistema en lugar de inversiones prematuras en almacenamiento costoso, incorporando capital intangible que aumentó la capacidad adaptativa del sistema. La instalación de medidores inteligentes mejoró la red digital y el aprendizaje en todo el sistema, mientras que la energía hidroeléctrica sirvió como almacenamiento.
Mitigando riesgos en los mercados, construyendo redes eléctricas y facilitando la transición
El Estado desempeñó un rol coordinador central. Uruguay XXI: Política Energética 2005-2030 fue aprobada en 2008 y ratificada en 2010 mediante un acuerdo multipartidario. Este plan ancló la transición energética como Política Estatal en lugar de una política gubernamental, garantizando la continuidad entre administraciones. Esta durabilidad política redujo el riesgo percibido por los inversores y permitió horizontes de planificación acordes con los de los activos de infraestructura de larga duración. Es importante destacar que el consenso es fundamental para asegurar la dirección futura, pero no debe paralizar la gestión adaptativa ante cambios externos; las actualizaciones regulatorias son parte del modelo uruguayo.
La estructura del mercado se diseñó deliberadamente para reducir el riesgo de la inversión privada, al tiempo que se mantenía el control público. Los acuerdos de compra de energía a largo plazo garantizaron que UTE comprara electricidad renovable a precios fijos, creando un entorno favorable para la financiación internacional. Es importante destacar que los beneficios se redistribuyeron mediante una reducción de las tarifas residenciales de 30% en términos reales. Al mismo tiempo, la regulación evolucionó continuamente —ajustando las normas de despacho, las tarifas, los incentivos para el desplazamiento de la carga y la electrificación, y las normas— para dar cabida a una proporción muy elevada de energía renovable variable.
En la Segunda Transición Energética, el Estado ha retomado un papel activo a través de la inversión pública y las plataformas de innovación. Iniciativas como el Fondo de Innovación para Energías Renovables (REIF) y el Programa H2U están dando forma a nuevos mercados para la movilidad eléctrica, el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos. En lugar de elegir ganadores, el Estado está creando opciones: financiando proyectos piloto, construyendo la infraestructura habilitadora y desarrollando marcos regulatorios que permitan la aparición de nuevos sectores bajo un riesgo gestionado. Existen riesgos emergentes en el mercado global asociados con las inversiones en hidrógeno que deberán gestionarse de forma adaptativa en el futuro.
Tres lecciones transferibles y las compensaciones a las que hay que planificar
La experiencia de Uruguay de 2010 a 2024 demuestra que la rápida descarbonización del sector eléctrico no es un desafío tecnológico, sino institucional. Uruguay combinó subastas y contratos a largo plazo con una arquitectura institucional capaz de planificar, operar y actualizar las reglas de un sistema de alta penetración de renovables, lo que resultó en una red que puede mantenerse predominantemente renovable incluso cuando la hidrología es desfavorable.
Pero el éxito de Uruguay también aclara el próximo problema para ALC: la electricidad es solo una parte del sistema energético. Incluso cuando la red eléctrica se vuelve ultra baja en carbono, la matriz energética en su conjunto puede seguir expuesta a combustibles importados; Uruguay todavía tiene una gran participación de petróleo en su suministro total de energía en los últimos años, razón por la cual el país enmarca la Segunda Transición en torno a electrificación del transporte, eficiencia, y nuevos combustibles como el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos.
Tres conclusiones prácticas viajan bien por la región. Primero, construir durabilidad política. La dirección plurianual de Uruguay redujo la prima de riesgo que frena la inversión a largo plazo. En segundo lugar, utilice un orquestador de sistemas creíble: una empresa de servicios públicos (pública o privada) capaz debe gestionar la adquisición, las mejoras de la red y las reglas de despacho como una estrategia coherente. En tercer lugar, invierta en “infraestructura blanda” (datos, modelado, estándares y aprendizaje regulatorio), porque esto es lo que estabiliza las altas participaciones de las energías renovables y lo que permite que la Segunda Transición escale sin caos en la carga, las tarifas y los permisos.
Finalmente, planifica las compensaciones en lugar de ocultarlas. Los contratos a largo plazo pueden fijar costos; la electrificación puede trasladar las cargas máximas; y el hidrógeno puede convertirse en un sumidero fiscal si se subsidia antes de que la demanda, la certificación y la infraestructura estén listas. El enfoque de Uruguay hacia la Segunda Transición —pilotos, plataformas de financiación mixta y coordinación interinstitucional— ofrece una plantilla para crear opciones frente a la incertidumbre en lugar de apostar presupuestos nacionales a un solo resultado.
