Energía
Transformación eléctrica de Uruguay: lecciones para Colombia
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Por: Gustavo De Vivero (Coordinador País) - Ramón Méndez (Director Ejecutivo), Fundación Ivy*
Uruguay, la matriz 99,1% renovable sin baterías
Los sistemas eléctricos que operamos hoy fueron diseñados para un contexto que ya no existe. Los recursos disponibles han cambiado, y con ellos cambió lo que un sistema eléctrico puede hacer y lo que podemos pedirle.
La generación solar y eólica es hoy la opción de menor costo para nueva capacidad en casi todos los países. La digitalización, los avances en electrónica de potencia y una demanda cada vez más activa y electrificada ampliaron el margen de maniobra de la operación.
El nuevo panorama trae beneficios considerables en costos de sistema, en tarifas y en modernización. Pero alcanzarlos exige, más allá de adoptar nuevas tecnologías, adaptar los marcos regulatorios que rigen la planificación, la expansión, la operación, y el modelo de mercado. Exige, en definitiva, cambiar la forma de entender el sector para estar a la altura de la transformación que ya está en curso. El potencial es enorme, y la necesidad de adaptarse es igualmente grande.
Uruguay hizo exactamente eso, y partió de una posición bastante desfavorable. Hace quince años no contaba con reservas probadas de ningún combustible fósil. El sistema dependía muy fuertemente de la variabilidad hidrológica y con sus dos vecinos que en períodos de escasez no estaban en condiciones de auxiliarlo.
La economía crecía entre 6% y 8% anual y la demanda eléctrica crecía con ella. El rumbo era previsible: más fósiles importados, costos en alza y dificultades de abastecimiento. La salida no fue esperar una tecnología.
El país rediseñó su planificación, su regulación y su mercado para incorporar eólica y solar a escala, y sostuvo esa decisión durante una década. Hoy opera una matriz 99,1% renovable, sin baterías, y genera electricidad a la mitad del costo que tenía entonces.
La transformación movilizó inversiones equivalentes al 12% del PIB y generó cerca de 50.000 puestos de trabajo (el 3% de la fuerza laboral del país). Los mismos vecinos que no podían auxiliarlo hoy compran sus excedentes. Las emisiones per cápita quedaron cuarenta veces por debajo del promedio mundia;, pero eso llegó como consecuencia: la decisión se tomó por costo y por seguridad de abastecimiento.
Ivy es un centro de pensamiento y acción formado por el equipo que condujo esa transformación. Comparte las lecciones aprendidas con países del Sur Global, en colaboración con gobiernos, sector privado, academia y organizaciones locales, y aporta una combinación poco frecuente: conocimiento técnico avanzado, experiencia en la conducción política de un proceso de esta naturaleza y un caso de éxito que sirve de evidencia.
El contexto cambió, las reglas no
El motor que impulsa la incorporación de renovables dejó de ser el cambio climático y pasó a ser económico. Uruguay tomó su decisión por esa razón, cuando los costos de la eólica y la solar eran todavía muy superiores a los de hoy. Desde entonces la brecha se amplió: en poco más de una década el costo de la solar fotovoltaica se redujo a la octava parte y el de la eólica costa adentro a un tercio, siendo hoy más baratas que cualquier opción de generación térmica nueva, según la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA).
Operar un sistema con alta participación de fuentes variables dejó de ser un experimento. Uruguay lo hace todos los días y lo que se aprendió en ese proceso es que la clave está en reordenar los roles de cada tecnología. En un sistema hidro-térmico convencional, las plantas térmicas siguen a las hidroeléctricas y cubren lo que la hidrología no alcanza a entregar.
Con la entrada masiva de eólica y solar ese orden se invierte: las nuevas fuentes pasan a cubrir la base del sistema, las hidroeléctricas asumen el seguimiento y compensan la variabilidad de la generación, y las térmicas quedan como recurso de última instancia, para unas pocas horas al año.
Por otro lado, la estabilidad dinámica dejó de ser una barrera insalvable. La electrónica de potencia permite emular inercia rotante y operar en modo grid forming, de modo que lo que se presentaba como una restricción física resultó ser un problema de ingeniería con solución conocida.
La contradicción clásica entre sostenibilidad ambiental, seguridad energética y asequibilidad dejó de existir. Durante años esos tres objetivos se plantearon como un dilema en el que avanzar en uno obligaba a ceder en otro, y esa fue la objeción que la transformación uruguaya tuvo que enfrentar. El resultado fue el contrario: el sistema quedó más barato, más seguro y limpio a la vez.
Reducir la dependencia en los combustibles fósiles trajo además estabilidad. Tres cuartas partes de la población mundial viven en países importadores netos de combustibles fósiles, expuestos a shocks de precio que no controlan. Uruguay atravesó las crisis globales recientes con su sistema eléctrico desacoplado del precio internacional de los commodities energéticos, reduciendo su exposición a choques de precio.
Oportunidades para la Ingeniería colombiana
La transformación del alumbrado público representa uno de los procesos de modernización urbana más importantes que enfrenta Colombia. Impulsada por el nuevo Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público (RETILAP), la transición energética, la digitalización y el desarrollo de ciudades inteligentes, esta evolución trasciende el reemplazo de luminarias convencionales por tecnología LED.
Hoy el alumbrado público se perfila como una infraestructura emergente, capaz de integrar energía, información, conectividad y servicios urbanos, generando nuevas oportunidades para la ingeniería, la industria nacional, la innovación y el desarrollo territorial.
En este contexto, la Ingeniería colombiana está llamada a liderar una agenda estratégica que permita aprovechar el potencial de esta transformación.
Modernización tecnológica del alumbrado público. La migración hacia sistemas LED constituye uno de los mayores programas de renovación de infraestructura urbana del país. Aunque varias ciudades capitales han avanzado significativamente en este proceso, cientos de municipios aún operan con tecnologías convencionales, lo que representa una amplia oportunidad para la Ingeniería nacional.
Infraestructura inteligente para ciudades conectadas. La red de alumbrado público posee características únicas: cobertura territorial, suministro permanente de energía y presencia en el espacio público. Estas condiciones la convierten en una plataforma ideal para incorporar sensores, telecomunicaciones, Internet de las Cosas (IoT), inteligencia artificial y sistemas de telegestión.
Gestión energética y transición energética. El alumbrado público evoluciona de consumidor pasivo de energía a un componente activo del sistema energético. La incorporación de generación fotovoltaica, almacenamiento, microredes, gestión inteligente de la demanda y comunidades energéticas abre un nuevo escenario para la ingeniería, donde convergen aspectos técnicos, regulatorios, ambientales y financieros.
Transformación digital de los operadores. La evolución tecnológica también exige modernizar la gestión de las entidades responsables del servicio. Empresas públicas, concesionarios y operadores deberán adoptar modelos basados en datos, automatización e inteligencia artificial para administrar infraestructuras cada vez más complejas.
Ciberseguridad e infraestructura crítica. La digitalización convierte al alumbrado público en una infraestructura crítica cuya operación depende de redes de comunicación, plataformas digitales y dispositivos inteligentes, lo cual exige incorporar criterios de ciberseguridad desde el diseño de los proyectos, garantizando la protección de los sistemas, la continuidad operativa y la gestión integral de los riesgos tecnológicos.
La formación de especialistas en seguridad digital, arquitectura de redes y protección de datos será un componente indispensable para la confiabilidad de estas infraestructuras.
Nuevos modelos de supervisión e interventoría. La infraestructura emergente también transforma la manera de ejercer la interventoría. Ya no será suficiente verificar especificaciones técnicas o cantidades de obra; será necesario evaluar desempeño energético, interoperabilidad, plataformas digitales, ciberseguridad, gestión de datos y cumplimiento regulatorio durante todo el ciclo de vida de los proyectos.
Formación de una nueva generación de Ingenieros. El mayor desafío será el talento humano. La infraestructura emergente demanda profesionales con visión interdisciplinaria, capaces de integrar conocimientos en ingeniería eléctrica, electrónica, telecomunicaciones, software, inteligencia artificial, ciberseguridad, regulación, sostenibilidad y estructuración financiera.
Para lograrlo será fundamental fortalecer la cooperación entre universidades, empresas, Estado y centros de investigación, promoviendo la innovación aplicada y el desarrollo de capacidades nacionales.
La Ingeniería colombiana tiene la responsabilidad de liderar esta transformación, promoviendo soluciones innovadoras, fortaleciendo la industria nacional y contribuyendo a la construcción de ciudades más inteligentes, resilientes y eficientes. Convertir el alumbrado público en una infraestructura emergente será, al mismo tiempo, una oportunidad para impulsar la transición energética y posicionar a la ingeniería como protagonista del desarrollo territorial del país.
Caso colombiano: transformación posible y menor costo
Colombia parte de una ventaja que pocos sistemas tienen: una base hídrica limpia y flexible. La pregunta relevante no es cómo limpiar esa matriz, porque ya lo está. Es si las tecnologías que hoy son las más baratas pueden entrar a escala sin comprometer el suministro, y qué gana el país si lo hace.
Para responder esas preguntas, Ivy optimizó económicamente la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) hacia 2038, poniendo a competir a todas las tecnologías disponibles con sus costos reales. El ejercicio se realizó con SimSEE, el mismo modelo con el que Uruguay planifica y opera su sistema, un modelo que evalúa la expansión bajo miles de escenarios hidrológicos y operativos. Las hipótesis se trabajaron con XM, UPME y la Universidad de Los Andes.
Los resultados del ejercicio muestran que, bajo las hipótesis y el horizonte analizados, la expansión de menor costo incorpora parques solares y eólicos y no agrega nueva capacidad térmica.
Tampoco incorpora eólica costa afuera ni baterías dentro de ese horizonte, no por limitaciones tecnológicas sino porque todavía no son la solución más económica para el sistema. Hacia el final del período, cerca del 95% de la generación proviene de una combinación hidro-solar-eólica. Nada de esto exige esperar una tecnología por madurar: lo más barato ya está disponible.
A la ventaja de costo se suma una de tiempo, y en la coyuntura actual puede ser la más decisiva. Un parque solar puede estar entregando energía en uno o dos años. Una central hidroeléctrica o una térmica nueva difícilmente baja de cinco. Cuando un sistema necesita capacidad de generación en el corto plazo, esa diferencia es determinante.
La trayectoria óptima que surge del trabajo realizado reduce a la mitad el costo de generar electricidad, pero solo si el rediseño acompaña a la inversión. El ejercicio arroja una reducción del 53% en el costo de generación y del 29% en el costo unitario, en pesos constantes, como consecuencia de la competitividad económica de las tecnologías eólica y solar.
El marco regulatorio decide si ese menor costo de generación llega efectivamente al usuario. Con las reglas actuales, el sistema incorpora tecnología barata sin trasladar ese ahorro a la tarifa. Más barato, sí, pero bien hecho: con la flexibilidad que el sistema necesita y con la inversión en red que de todos modos habrá que realizar.
En los escenarios hídricos evaluados, incluidos en los años más secos, el sistema mantiene el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad, y esa es probablemente la conclusión más relevante en un sistema como el colombiano.
La razón es la misma que se verificó en Uruguay: bajo un despacho óptimo del sistema, el sol y el viento no compiten con el recurso hídrico, lo reservan. Cada kWh solar generado al mediodía durante una sequía es agua que permanece en el embalse y queda disponible para la demanda de la tarde. La estabilidad dinámica de la red también tiene respuesta conocida.
El estudio evaluó el comportamiento del sistema ante contingencias e identificó dónde deben instalarse condensadores sincrónicos, junto con la necesidad de una nueva línea Primavera–Bacatá.
La expansión renovable es, además, la política de gas más eficaz de la que dispone el país. La trayectoria óptima reduce de manera sustantiva el consumo de gas natural para generación eléctrica, y ese gas queda disponible para usos industriales y residenciales, evitando importaciones de GNL justo cuando la producción nacional declina.
Conviene decirlo con claridad porque el debate suele plantearlo al revés: en el caso colombiano, no es necesariamente el gas el puente hacia las renovables, son las renovables las que pueden descomprimir la demanda de gas.
En cuanto al parque térmico, la optimización realizada sugiere evaluar el escenario de no renovar los contratos de cargo por confiabilidad de las plantas carboeléctricas a su finalización, por sus costos fijos y por una rigidez operativa contraria a la flexibilidad que el sistema va a necesitar. El desplazamiento de los fósiles en la generación no aparece aquí como objetivo, sino como consecuencia económica de un diseño mejor.
¿Qué se necesita para que esto ocurra?
Instalar renovables y transformar el sistema son dos cosas distintas, y solo la segunda entrega los beneficios descritos. La distancia entre una y otra está en cómo se entiende, se planea, se opera y se remunera el sistema. Esto ya ocurrió en la región, y fue por razones económicas. La experiencia uruguaya, y las discusiones en curso en otros sistemas que atraviesan el mismo proceso, permiten precisar en qué consiste ese rediseño.
Todo empieza por una planificación que anticipe y dé señales directas de expansión. La red de transmisión es el eslabón lento del sistema, y la asimetría con los tiempos de la generación renovable puede convertirse en el cuello de botella si la red se planifica en reacción a los proyectos que van apareciendo.
Buena parte de los proyectos que hoy no avanzan tropieza justamente ahí, en la red y en los permisos de conexión. Planificar generación y transmisión de manera integrada evita ese desenlace, siempre que ese ejercicio oriente las decisiones de inversión, no que sea simplemente indicativo.
Planificar con acierto tampoco basta si la operación responde únicamente a señales de precio de corto plazo. La generación hidráulica debe despacharse con el objetivo de optimizar costos y garantizar el suministro en el largo plazo, lo que supone tratar el agua embalsada como una reserva estratégica del sistema y no como un recurso que se libera cuando el precio de bolsa lo hace atractivo. Las plantas térmicas deben entrar solo cuando el sistema las requiere.
Esa reasignación de roles es el corazón operativo de la transformación, y sin ella los parques renovables se incorporan al sistema sin que el sistema aproveche lo que aportan.
Reinterpretar qué se entiende por confiabilidad es otro elemento crítico de este rediseño. La confiabilidad no la entrega una planta ni una tecnología por separado: la entrega el sistema como un todo, a través de la complementariedad entre sus recursos y de una operación de embalses que compense la variabilidad.
Leída así, eólica y solar dejan de ser un riesgo para el suministro y pasan a ser parte de cómo se garantiza. Las térmicas cumplen un rol de respaldo de último recurso, especialmente en escenarios secos. La distinción no es semántica. De cómo se defina la confiabilidad depende cómo se remunere, y hoy el Cargo por Confiabilidad (CxC) agrupa bajo un mismo instrumento funciones que operan en horizontes temporales distintos y admiten soluciones distintas.
La remuneración es, en efecto, el punto donde el diseño actual falla con más claridad. A medida que la mayor parte de la energía se despacha a costo variable cero, el mercado spot pierde su rol como señal de inversión, la flexibilidad queda mal remunerada y el riesgo del inversionista se vuelve impredecible.
El centro de gravedad se desplaza entonces hacia un mercado ex-ante de capacidades, con contratos de largo plazo que remuneren el valor que cada tecnología aporta al sistema, mientras las térmicas pasan a remunerarse por capacidad y no por energía.
Cubrir con ese mercado la totalidad de la demanda regulada es, además, una forma directa de garantizar el suministro en el largo plazo. No se trata de menos mercado, sino de un mercado ex-ante diseñado para las tecnologías que hoy son más competitivas. Uruguay recorrió ese camino, convocó subastas por tecnología con potencias predefinidas para cada una. Lejos de ahuyentar la inversión, el esquema generó fuerte competencia, precios bajos y estables, y menores costos de financiamiento.
Ningún rediseño de este alcance sobrevive a un ciclo electoral sin condiciones políticas que lo sostengan. La política energética necesita un horizonte más largo que el de un gobierno, y eso exige acuerdos que crucen las líneas partidarias, una discusión pública construida sobre beneficios concretos en lugar de posiciones ideológicas y un diseño trabajado con actores públicos y privados desde el inicio, de modo que quienes deben invertir hayan participado en la definición de las reglas que los van a regir.
Uruguay hizo exactamente eso: un acuerdo multipartidario definió una política energética de largo plazo que sobrevivió a gobiernos de distinto signo. Esa continuidad construyó confianza entre el Estado, la empresa pública, los inversionistas, las instituciones financieras y los demás actores del sector.
Sobre esa base fue posible rediseñar la regulación y el mercado, movilizar inversiones de largo plazo y conducir la transformación.
Colombia reúne las condiciones materiales e institucionales para rediseñar su sistema eléctrico: una base hídrica limpia y flexible, recursos solares y eólicos de primer nivel, instituciones técnicas sólidas y una discusión regulatoria ya abierta. Cada contrato firmado y cada subasta resuelta bajo las reglas actuales fija la estructura de costos del sistema por veinte o treinta años.
La pregunta, entonces, no es si el sistema eléctrico colombiano va a transformarse; la economía de las nuevas tecnologías ya lo está empujando en esa dirección. La pregunta es si el país va a conducir esa transformación o va a dejar que ésta lo atropelle. La inacción no evita el cambio, solo encarece la factura y aumenta los riesgos y la vulnerabilidad del sistema. El sistema eléctrico que Colombia va a operar en 2040 se está decidiendo en las reglas que se discuten hoy.
* Gustavo De Vivero. Ingeniero industrial con especialización en Sistemas Eléctricos de Potencia; experto en transición energética, política climática y desarrollo bajo en carbono; actualmente se desempeña como Coordinador País de Fundación Ivy en Colombia, liderando iniciativas para acelerar la transición energética mediante análisis técnico y formulación de políticas públicas.
*Ramón Méndez Galain. Físico uruguayo; principal arquitecto de la transformación de la matriz eléctrica de Uruguay; se desempeñó como Director Nacional de Energía de Uruguay (2008–2015); ha ocupado la presidencia de Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA); actualmente se desempeña como Director Ejecutivo de Fundación Ivy, organización dedicada a impulsar el desarrollo sostenible y la transición energética en América Latina.