Uruguay importa el 100% del crudo que consume. En 2025 esa factura fue de US$ 1.036 millones, alrededor de 1,2% del PBI. En los últimos 11 años, el país desembolsó más de US$ 10.500 millones en petróleo. Es una salida estructural de divisas que, año tras año, drena recursos equivalentes a buena parte del esfuerzo exportador nacional.
Un estudio técnico elaborado por la empresa uruguaya Viviestar propone mirar ese flujo con otra lógica: no como un dato inevitable, sino como una oportunidad de sustitución estructural mediante hidrógeno renovable producido localmente. El planteo no se apoya en argumentos ambientales ni climáticos —que deliberadamente quedan fuera del análisis— sino en números macroeconómicos.
El informe parte de una comparación entre cadenas energéticas completas, desde la fuente primaria hasta la energía útil entregada a la economía. Aplicando un rendimiento de refinación del 90% y una eficiencia promedio de uso final del 35%, los 21,6 TWh de energía primaria contenidos en el crudo importado en 2025 se traducen en apenas 6,8 TWh de energía útil. Ese es el nivel que el hidrógeno debería igualar.
Para alcanzar esa misma energía útil, Uruguay necesitaría producir unas 371.000 toneladas anuales de hidrógeno verde. Bajo supuestos técnicos actuales —52 kWh por kilo de H₂ y una eficiencia final del 55% en fuel cells— el sistema requeriría alrededor de 19,3 TWh de electricidad al año y unos 3,15 GW de electrolizadores instalados, considerando un factor de utilización del 70%. A un costo promedio de US$ 900 por kW, la inversión total rondaría los US$ 2.800 millones.
El punto central es económico. Con electricidad a US$ 25/MWh y costos de operación equivalentes al 3% del CAPEX, el sistema implicaría un costo anual cercano a US$ 570 millones. Frente a los US$ 1.040 millones que se pagan hoy por el crudo importado, el ahorro bruto anual sería del orden de US$ 470 millones, con un repago simple estimado en seis años.
Pero el dato más contundente surge al observar el balance de pagos. En el esquema actual, prácticamente la totalidad de los US$ 1.040 millones anuales son salida directa de divisas. En el sistema de hidrógeno, la electricidad es de origen nacional y solo una parte del CAPEX y del mantenimiento corresponde a componentes importados. Aun asumiendo que el 75% de la inversión inicial y el 20% del O&M sean importados, el egreso anual de divisas se reduciría a unos US$ 230 millones, lo que implicaría una mejora neta cercana a US$ 810 millones por año.
En ese escenario, el “retorno en divisas” del componente importado de la inversión se lograría en aproximadamente 2,6 años. Incluso bajo un supuesto exigente de electricidad a US$ 50/MWh —donde el ahorro directo casi desaparece— la mejora estructural en el balance externo se mantiene. Para el estudio, esa robustez es la señal estratégica.
Vivestar sostiene que el debate no debería centrarse únicamente en si el hidrógeno es más barato que el gasoil en el surtidor, sino en qué tipo de estructura energética quiere financiar el país. Hoy, Uruguay destina más de US$ 1.000 millones anuales a un insumo importado que no genera activos locales. La alternativa sería redirigir ese flujo hacia infraestructura energética propia, con potencial de empleo, encadenamientos productivos y desarrollo tecnológico.
El estudio no plantea una sustitución inmediata ni desconoce que la transición requeriría nuevas inversiones privadas y adaptación tecnológica. Tampoco presenta al hidrógeno como solución única. Lo que propone es un cambio de enfoque: pasar de un modelo basado en OPEX importado recurrente a otro apoyado en CAPEX productivo local.
En un país con matriz eléctrica mayoritariamente renovable y alta exposición a la volatilidad del petróleo, la discusión deja de ser exclusivamente energética. Según concluye Vivestar, la decisión de avanzar hacia una economía del hidrógeno no es esencialmente tecnológica, sino estratégica: definir si Uruguay quiere seguir financiando su dependencia externa o convertir esa misma factura en una palanca de desarrollo.