Uruguay volvió a generar energía eléctrica con gas natural luego de más de cuatro años sin hacerlo
El retorno del gas natural a la matriz de generación eléctrica no implica un cambio de rumbo en los objetivos de descarbonización.Durante noviembre y, con mayor intensidad, en diciembre de 2025, Uruguay volvió a generar energía eléctrica a partir de gas natural (transportado por el gasoducto Cruz del Sur), lo que no ocurría desde febrero de 2021. También en enero de 2026, se registra este fenómeno, con mayor magnitud sobre el fin del mes.
El dato puede pasar desapercibido en un país acostumbrado a celebrar récords de generación renovable (como lo fue el año 2024). En efecto, lo generado con gas natural tuvo bajo peso relativo, considerando que las renovables alcanzaron en diciembre 90% de la energía eléctrica inyectada al sistema interconectado nacional. Pero no deja de ser relevante, tanto desde el punto de vista económico, como del potencial para respaldo futuro.
Respecto a lo económico, los números son elocuentes. En diciembre, el costo variable promedio de las turbinas operando con gas natural fue del orden de 105 US$/MWh, frente a aproximadamente 215 USS/MWh operando a gasoil. Diferencias similares se observaron en el ciclo combinado, tanto en operación abierta como cerrada (costo variable en el orden de la mitad).
El costo variable de generar con gas natural también puede ser en algunos casos competitivo respecto a importar (en hipótesis de máxima, para los precios registrados en 2025), y es en el orden del precio promedio de los contratos de compraventa de energía solar fotovoltaica. Por otro lado, es superior al precio promedio de la eólica (80 US$/MWh), biomasa (91 US$/MWh), y el costo estimado para la hidroeléctrica (6 US$/MWh), por eso es que se utiliza principalmente cuando estas otras no son suficientes para suplir la demanda. En el caso de la hidroeléctrica, a su vez, el valor del agua calculado por ADME (“si vale la pena guardar el agua para despacharla después”) puede tener otras implicancias para el despacho, como se discute debajo.
Durante el mes de diciembre se consumieron unos 8,5 millones de metros cúbicos de gas natural, lo que permitió generar alrededor de 35,4 GWh (3,1% de la demanda). Haciendo una cuenta rápida, el sobrecosto si se hubiese consumido gasoil hubiese sido del orden de US$ 3,7 millones. Este ahorro es a fines ilustrativos, ya que no necesariamente esa energía tendría que haber sido generada a partir de gasoil, pudiendo por ejemplo importarse en caso de tener ofertas a mejor precio.
Como puede verse en la gráfica que acompaña esta nota, el despacho térmico en diciembre (que fue prácticamente en su totalidad gas natural) se dio para abastecer picos de demanda en horas del mediodía (días calurosos como el 30 y 31 de diciembre), concomitante con baja en generación eólica, pero también como despacho continuo, particularmente entre el 9 y 14 de diciembre durante más de 100 horas, llegando a suplir hasta 22% de la demanda en algunas de ellas. En esos días, el valor del agua de las centrales hidroeléctricas fue particularmente elevado (alcanzando 123 US$/MWh en el caso de Salto Grande), recordando que estaba presente el fenómeno climatológico La Niña.
Fuente:ADME
Si bien el fenómeno La Niña está llegando a su fin, ante una nueva ola de calor, se registra a partir del día 25 de enero un despacho continuo de generación a partir de gas natural.
El retorno del gas natural a la matriz de generación eléctrica no implica un cambio de rumbo en los objetivos de descarbonización. Por lo contrario, sustituye un combustible que tiene mayores gases de efecto invernadero (gasoil, o peor incluso, fuel oil). También pone en evidencia que en sistemas con alta penetración de energías renovables variables, las fuentes de generación flexibles siguen siendo necesarias para garantizar confiabilidad, especialmente ante eventos climáticos adversos, como períodos prolongados de baja hidraulicidad, o bajo recurso subyacente (viento o sol).
Mirando hacia adelante, el desafío será cómo sustituir el rol de la generación fósil flexible (sea gas o gasoil) dentro de una transición energética de largo plazo. Existen alternativas en discusión, como el despliegue de baterías de gran escala, hidroeléctrica de bombeo, biogás, mezcla de hidrógeno o, o hidrógeno como respaldo estacional, por mencionar algunas. También complementar con flexibilidad por el lado de la demanda, como hemos comentado en otras columnas.