El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043, el cual analiza escenarios de demanda y generación y remarca la necesidad de incorporar más renovables y almacenamiento de energía. 

El estudio tiene un horizonte de 20 años y, entre los principales hitos se prevé que la demanda llegará a 14000 GWh / año a partir del 2035, por lo que sostiene la importancia de se construyan nuevos proyectos solares y eólicos, a la par que se espera que la hidroeléctrica mantenga su participación, aunque con una progresiva disminución dentro de la matriz energética al igual que la biomasa. 

De acuerdo al plan, se requerirá la instalación de 2100 MW a 2420 MW de nueva capacidad eólica y de 1130 MW a 1375 MW de fotovoltaica hasta el año 2043 (dependiendo de la simulación y modelo de expansión aplicado) para mantener un adecuado suministro de la demanda del sistema.

Para el caso A, de menor demanda respecto de los restantes, se observa una expansión más moderada respecto de los demás casos,. Los casos B, C y D que incorporan una demanda plana adicional de 50 MW a partir del año 2027, incrementan la expansión SFV (la duplican en casi todos los casos en dicho año). 

Para el caso C, para el que se supuso una SFV de mayor factor de planta, incorpora en mayor cantidad, en detrimento de la incorporación eólica; sumado a que se prevé una menor generación térmica, teniéndose más excedentes y algo más de falla. 

Mientras que para el caso D, donde se supuso un reducido comercio internacional habilitado, se observa mayor incorporación de ERNC, viéndose reducida la necesidad de incorporar generación térmica de respaldo. 

A pesar del impulso a las renovables, el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 señala la importancia de contar con respaldo térmico para cubrir picos de demanda desde 2032 en adelante y para los escenarios con mayor consumo.

Asimismo, se analizó la posibilidad de integrar baterías al sistema, lo que permitiría retrasar en cuatro años la necesidad de incorporar generación térmica y reducir costos. 

“Se simuló caso base B, considerando una posible incorporación de módulos de baterías de 120 MW, con 10 horas de almacenamiento y rendimiento 89%. A medida que se fueron agregando los bancos de baterías, se observó una notoria disminución en los valores de “LOLE2” (criterio que busca a limitar las fallas de potencia)”, indica el documento. 

“Se observa que la energía demandada y generada por las baterías es notoriamente mayor en un régimen de hidraulicidad seco, acorde al mayor uso que se les dará a las mismas, siendo más frecuente en dicho escenario que la ganancia resultante sea mayor o igual a 30 USD/MWh (diferencia mínima supuesta entre el precio de compra y de venta de la energía almacenada)”, agrega. 

Al analizar el CAD se infiere que la incorporación de baterías, al precio asumido, resultaría en un ahorro en todos los escenarios de hidraulicidad, resultando más cuantioso para el escenario más seco, como cabría esperar. 

Sin embargo, todavía no resultaría viable obtener bancos de baterías en Uruguay a precios competitivos en las hipótesis del estudio (el costo variable de compra en 10 USD / MWh y el costo variable de venta a 40 USD/MWh).

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