La red eléctrica uruguaya, más de 90% renovable: qué verifica realmente una empresa antes de instalarse

La frase «Uruguay, 99% renovable» entra en una lámina, suena a certeza y saltea la parte incómoda: de dónde sale ese número y cuánto se mueve de un año a otro. Para una empresa que evalúa dónde instalar una planta, un centro logístico o un data center, la lectura útil es la opuesta al eslogan. La cifra redonda describe un año de lluvias; la decisión de localización dura una década. Lo que importa no es si la red llegó al 99% una vez, sino el piso al que cae cuando escasea el agua, qué tan diversificado está el sistema para sostener ese piso y qué hay detrás cuando la diversificación no alcanza.

El 99% es real, y mide un año de lluvias

El número tiene una fuente primaria. Según el Balance Energético Nacional (BEN) del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), en su versión definitiva presentada en agosto de 2025, la matriz de generación eléctrica de 2024 alcanzó el 99% de fuentes renovables, repartido en 43% de hidroenergía, 28% de eólica, 24% de residuos de biomasa y 4% de solar (dato de 2024).

Conviene retener dos detalles. Primero: citar el balance definitivo y no el preliminar de abril de 2025, que daba 42% de hidroenergía, 26% de biomasa y un factor de emisión distinto, y que después fue revisado. Segundo: el 99% es la foto de un año de buena hidraulicidad, no una constante. Lo defendible en un plan a diez años no es «tengo 99% asegurado», sino «tengo una red que se mantiene en una banda de 90% a 99% renovable y absorbe la variabilidad hidrológica con un margen fósil acotado». Es una promesa más modesta y mucho más sólida. Para verla, hay que mirar los años secos.

El piso del rango

Ese 91%-92% es el piso real, y es el número contra el cual una empresa prudente dimensiona su decisión. El dato de 2025 es provisorio y debe tratarse como tal hasta que se publique el BEN definitivo; la fila de 2024 es la única reciente que está cerrada.

Lo revelador es cómo sostuvo el sistema ese piso cuando faltó el agua. En 2023 la generación hidroeléctrica cayó a unos 3.429 GWh (base MIEM; circulan estimaciones elaboradas a partir de datos de UTE del orden de 3.431 GWh — la diferencia es de fuente, no de fondo), su nivel más bajo en dos décadas. El hueco no lo llenó el combustible fósil, cuya participación siguió bajando por tercer año consecutivo, sino una combinación de eólica —que ese año pasó a ser la principal fuente de generación—, biomasa e importación desde los países vecinos, que marcó un máximo en catorce años con 1.398 GWh, alrededor del 12% de la demanda anual (ADME, dato de 2023). Un año seco hundió la hidroenergía y el sistema respondió con otras palancas sin bajar del 90%.

Qué sostiene el piso: la mezcla, y la póliza de seguro

Un error frecuente es suponer que un país «verde» lo es gracias al sol de última generación. En Uruguay la solar sigue siendo marginal —3% a 4% de la generación— y lo que sostiene la red es un trío menos glamoroso: hidroenergía, eólica y biomasa. La robustez viene de esa diversidad, no de una tecnología estrella.

Según la serie de potencia instalada del MIEM/DNE publicada en el Anuario del Instituto Nacional de Estadística (INE), en 2024 el sistema totalizó 5.298,5 MW: 1.538,0 MW hidráulicos, 1.516,5 MW eólicos, 731,2 MW de biomasa, 336,2 MW fotovoltaicos (frente a 300,6 MW en 2023) y 1.176,7 MW fósiles (dato de 2024). Esos más de 1.500 MW eólicos son lo que distingue a Uruguay de otras redes de la región, que descansan casi exclusivamente en grandes represas.

Dos advertencias sobre ese cuadro, ambas relevantes si uno está modelando abastecimiento y no citando un folleto:

• La hidroenergía es en parte binacional. Salto Grande se comparte con Argentina y su producción se reparte. La serie del MIEM/DNE parece contabilizar la parte uruguaya y no la central completa: conviene confirmar qué criterio usa cada cifra antes de construir un modelo de abastecimiento sobre ella.
• Los 1.176,7 MW de potencia fósil son la razón por la que el piso se sostiene. Casi no aportan generación anual, pero son potencia firme: despachable, independiente del clima y lo único que se interpone entre un mal año hidrológico y la energía no suministrada. Al lado están las interconexiones —en particular la estación conversora de 500 MW en Melo, que vincula con Brasil, además de los enlaces con Argentina—, que en 2023 trabajaron más que el parque térmico. Quien lea solo el porcentaje renovable se pierde las dos cosas, y son justamente las que hacen que ese porcentaje sea sostenible.

La eólica y la solar, además, se complementan en el tiempo: la solar concentra su aporte al mediodía y en verano, mientras que el perfil estacional y horario del viento corre distinto, más fuerte en invierno y presente durante la noche. El viento no es un recurso exclusivamente nocturno, pero su forma compensa la de la solar, lo que refuerza la resiliencia del sistema.

Dos formas de contar la misma red

Circulan porcentajes distintos para un mismo año, y la razón es metodológica. El MIEM contabiliza toda la generación nacional, incluidos los autoproductores; en particular, la biomasa que las plantas de celulosa queman y consumen in situ sin inyectarla a la red. La Administración del Mercado Eléctrico (ADME) contabiliza lo que efectivamente se entrega al Sistema Interconectado Nacional (SIN). El mismo año se lee, entonces, distinto:

Ninguna está mal; responden preguntas distintas. Si uno está dimensionando una conexión a la red o un contrato de abastecimiento, la base relevante es la de ADME. Si mira la huella energética del país, la del MIEM.

La consecuencia práctica es una trampa que conviene nombrar. Si se toma el dato preliminar de biomasa de 2024, 26% en base nacional, y se lo contrasta con el 14% de 2025 en base SIN, parece un derrumbe. Es un espejismo de denominadores, no un apagado de calderas: medida sobre la misma base SIN, la biomasa en realidad subió levemente, de 13% en 2024 a 14% en 2025 (mezcla SIN 2025, preliminar: 46% hidro, 34% eólica, 14% biomasa, 4% solar). Nunca hay que restar una base contra la otra.

Una precisión sobre los propios titulares, porque a veces se los describe mal: el 99% de 2024 y el 98% de 2025 provienen ambos de balances de la DNE sobre la misma base nacional y sí son directamente comparables. Lo que los separa es la hidraulicidad y el carácter definitivo o preliminar del dato de 2025, no un cambio de metodología.

Alcance 2 (Scope 2): el factor de emisión y cómo se acredita

Para una corporación, una red con más de 90% renovable es un insumo contable, no un adorno reputacional. El número que importa para el reporte no es el «% renovable» sino la intensidad de carbono de la red. Según el MIEM, el factor de emisión del SIN fue de 6 tCO₂/GWh en 2024 —una reducción de 90% respecto de 2023 y el valor más bajo en veinte años— y de 12 tCO₂/GWh en el balance preliminar de 2025 (2024 definitivo, 2025 preliminar). Esa es la métrica que entra en el balance de emisiones.

Cómo se acredita esa ventaja depende del método de Alcance 2:

• Basado en la ubicación (location-based), que usa el factor de emisión promedio de la red: conectarse a la red uruguaya reduce automáticamente las emisiones reportadas por energía comprada, sin panel propio y sin instrumento adicional.
• Basado en el mercado (market-based), el que exigen iniciativas como RE100: la red limpia por sí sola no alcanza. El consumo debe estar respaldado por atributos contractuales de energía —certificados de energía renovable o garantías de origen, o contratos de compraventa de energía (PPA)—. Si esos instrumentos están disponibles en Uruguay, y en qué condiciones, hay que verificarlo caso por caso, sin asumir que replican los esquemas europeos.

Una advertencia adicional que se desprende de la lógica de conteo anterior: el factor del SIN es bajo, en parte, porque la combustión de biomasa se trata como neutra en carbono según la convención estándar de carbono biogénico, con esas emisiones reportadas por separado y no dentro del factor de red. Dado que la biomasa aporta alrededor de un octavo de la generación del SIN y cerca de un cuarto de la generación nacional, una empresa con reglas internas estrictas de reporte debería saber que esa convención está haciendo trabajo real dentro del número.

La solar, el plan indicativo y cómo leer los anuncios

Si uno busca dónde están la oportunidad y el riesgo de los próximos años, hay que mirar ese 3% a 4% solar: el componente más chico de la matriz y, a la vez, el que el país se propuso hacer crecer. La potencia fotovoltaica instalada total llegó a 336,2 MW en 2024, cifra que incluye parques más autoconsumo y que no debe confundirse con la generación distribuida sola, una fracción bastante menor.

Hay un plan de mediano plazo, y su estatus importa tanto como su contenido. El Plan Indicativo de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 del MIEM (publicado en febrero de 2025) es un estudio de escenarios, no un compromiso de compra: identifica qué resultaría económicamente conveniente bajo distintas trayectorias de demanda, y encuentra atractiva la solar a partir de 2025 y la eólica desde 2030. Las cifras que circulan a partir de él —del orden de 1.130 a 1.375 MW de solar y de 2.100 a 2.420 MW de eólica en veinte años, según el escenario— deben leerse como incorporaciones nuevas acumuladas sobre la base existente, no como una meta de potencia total, y conviene contrastarlas con el propio documento antes de usarlas en un modelo. Leer «llegar a 1.100 MW en 2040» y «agregar 1.130-1.375 MW al 2043» como metas contradictorias es un error: es la misma trayectoria vista en dos años distintos, dentro de un estudio que no obliga a nadie.

La misma disciplina vale para las promesas. La agencia de promoción de inversiones Uruguay XXI posiciona al país como destino de referencia para la inversión en energías renovables y repite la cifra del 99% (material promocional, 2025-2026); conviene tomarlo por lo que es y contrastarlo con los datos del MIEM citados arriba, que son los que sostienen o no el eslogan.

El caso corporativo más citado hace el punto sin retórica. Google está construyendo —a mediados de 2026 todavía en instalación mecánica y eléctrica, no en operación— un data center en el Parque de las Ciencias, en Canelones, con una inversión de más de USD 850 millones. En el lanzamiento de las obras, un representante de Google Cloud describió a Uruguay como un país que usa energías renovables en más del 90% de su matriz energética, según la reseña del evento publicada por el gobierno de Canelones. Dos precisiones: la formulación fue «más del 90%», no una cifra mayor que a veces se le atribuye en la prensa; y la dijo un representante de la empresa en un acto, lo que no equivale a una cifra publicada en la comunicación corporativa de Google. Los anuncios de almacenamiento a escala de red y de esquemas de contratación corporativa merecen el mismo trato: marcarlos como anunciados, no como concretados. La distancia entre «anunciado» y «operativo» es exactamente lo que separa una decisión informada de una apuesta a un titular.

Lo que los porcentajes no dicen

Tres cosas que una decisión de localización necesita, que ningún porcentaje renovable responde y que conviene pedir directamente a UTE, ADME y el MIEM:

1. Indicadores de calidad de servicio. Una red 99% renovable no es lo mismo que una red 99,99% disponible. Hay que pedir SAIDI/SAIFI en el nivel de tensión que corresponda y las restricciones de la red local.
2. Precio y contratación. La estructura tarifaria para grandes consumidores, las condiciones para comprar energía mediante contratos a término en lugar del precio spot, y cómo eso interactúa con cualquier declaración de Alcance 2 basada en el mercado.
3. Conexión. La capacidad disponible en el punto de conexión previsto, la cola de solicitudes pendientes y las obras que esa conexión exigiría. La diversidad de generación no sirve de nada si la subestación no puede tomar la carga.

Conclusiones

Uruguay ofrece algo poco común: una red que se mantiene entre 90% y 99% renovable año tras año —con un piso de 91% a 92% incluso en sequía severa—, sostenida no por una tecnología estrella sino por una mezcla diversificada de hidroenergía, eólica y biomasa, con más de 1.500 MW eólicos como diferencial regional y unos 1.177 MW de potencia térmica más la interconexión regional como seguro por detrás. Su intensidad de carbono es muy baja —6 tCO₂/GWh en 2024—, lo que reduce el Alcance 2 basado en la ubicación de una operación por el solo hecho de conectarse, y ya funciona como criterio de localización para consumidores intensivos.

Lo prudente es dimensionar la decisión contra el piso y no contra el titular, saber sobre qué base está contado cada número y verificar los volátiles —porcentajes anuales, factor de emisión, planes de potencia— contra las publicaciones oficiales del MIEM y de ADME antes de firmar.

Lista de verificación

Fuentes

MIEM/DNE — Balance Energético Nacional (2022, 2023 y 2024 definitivo) y Balance Energético Preliminar 2025: matriz de generación por fuente y factor de emisión del SIN. ADME — Informe Anual (2023 y 2024): generación entregada al SIN. INE — Anuario Estadístico Nacional, con datos del MIEM/DNE: potencia instalada. MIEM — Plan Indicativo de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043. Presidencia de la República — presentación del BEN 2024. Como contexto: el blog corporativo de Google y la reseña del lanzamiento de las obras publicada por el gobierno de Canelones; Uruguay XXI; y la Scope 2 Guidance del GHG Protocol.

Las cifras de generación son volátiles y dependen de la hidraulicidad del año; conviene verificar los datos vigentes con el MIEM y ADME antes de tomar decisiones de inversión.