Se analizan los costos incurridos asociados al retraso de inversiones de los años 2024 a 2026 en la Generación de Energía Eléctrica en Uruguay. Los escenarios a comparar son: a) PEG33, que es la Planificación Decenal 2024-2033 realizada el año 2022 por parte de Grupo de Energía Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la UDELAR, b) PEG34, que es Planificación 2025-2034 realizada en el 2023, c) ADME, que es la expansión incluida por la Administración del Mercado Eléctrico de Uruguay en su Planificación Estacional de Mayo de 2023, d) UTE, que son las inversiones anunciadas por la empresa eléctrica de Uruguay para los años 2025 y 2026, y e) Base, que es un escenario sin expansión. En general se analizan y comparan escenarios de expansión suponiendo una Baja Demanda esperada. Solo se analiza un escenario de Alta Demanda esperada para evaluar la situación extrema asociada a la efectiva instalación de un Data Center que requeriría una demanda adicional relativamente importante en el corto y mediano plazo. En todos los escenarios se incluyen los 29 MW que UTE informa estarán operativos en 2024. En todos los escenarios se asume como criterio conservador que se exportan los excedentes energéticos ocasionales a un precio de 12 USD/Mwh. Todos los números asociados con costos se refieren a dólares del año 2023 y son el acumulado de los años 2024 a 2026. El resultado es por una parte, que comparando con el escenario PEG33, los sobrecostos de cada escenario en Valor Esperado son : 16 (PEG34), -3 (ADME), 83 (UTE) y 87 (Base) millones de dólares. Por otra parte, para el conjunto de 10% de casos mas adversos, el costo promedio se ve incrementado respecto al PEG33 en: 48 (PEG34), -17 (ADME), 279 (UTE) y 289 (Base) millones de dólares. Finalmente, en el conjunto de 10% de casos mas favorables, el costo promedio se ve reducido en : 4 (PEG34), -1 (ADME), 19 (UTE) y 21 (Base) millones de dólares. Como estudio de sensibilidad de los resultados y atendiendo al hecho de que se está pudiendo comprar excedentes térmicos en la región a precios convenientes, se modeló que los costos de las térmicas se reducen un 35 %. En este caso, los sobrecostos incurridos en Valor Esperado se reducen aproximadamente a la tercera parte, los sobrecostos de casos mas adversos se reducen a la mitad, y la reducción de costos de casos mas favorables aumentan al doble. Finalmente se evalúa el Valor Esperado del sobrecosto en un marco de la ocurrencia de una Alta Demanda y que no se concreten las inversiones consideradas por ADME para los años 2025 y 2026, dando como resultado un aumento de costos de 147 millones de dólares para un valor normal del combustible de las térmicas y de 71 millones de dólares si las térmicas costaran un 35% menos. Se concluye que con las hipótesis consideradas en el estudio, incluso con Baja Demanda esperada, ya se habría incurrido en sobrecostos en Valor Esperado, que difícilmente sean remediables, ya que el tiempo que media en Uruguay entre que se decide una inversión de ERNC y la misma está disponible, es al menos de un par de años. En lo que refiere a comparar las curvas de Riesgo y evaluar los Costos de Arrepentimiento entre escenarios para los casos adversos o favorables considerados, los sobrecostos de los casos mas adversos son sensiblemente mayores a los beneficios de los casos mas favorables. En el caso de costos de combustible normales, la razón es 15 a 1, y en el caso de costos de combustibles un 35% más bajos, la razón es 4 a 1. Asimismo, en el caso de que finalmente se instale el Data Center que en estos días ha sido anunciado, se configuraría un escenario de Alta Demanda esperada, que requerirá acelerar la toma de decisiones para mitigar los sobrecostos y riesgos informados.