El presente trabajo de tesis concentra una serie de observaciones realizadas sobre el recurso eólico uruguayo a partir del estudio de mediciones a alturas típicas de generación, realizado durante más de cinco años. El propósito principal de las observaciones realizadas es el conocimiento del recurso para posibilitar su correcto modelado dentro de los programas utilizados para la planificación y operación del sistema eléctrico. Se realizó un análisis estadístico de los datos, observándose un comportamiento uniforme en el territorio tanto de la dirección de viento más frecuente como de la distribución de probabilidad de las velocidades. Las direcciones más frecuentes se encuentran entre NE y E en todo el país, variando la preponderancia y orientación de las direcciones secundarias según cuatro regiones diferentes que se identificaron. En cuanto a las distribuciones de Weibull que mejor se ajustan a los datos se tiene, a alturas típicas de generación, un factor de forma promedio de 2,45 y de escala de 8,2 m/s. También se observó que la variación interanual, medida en términos del valor medio anual de la velocidad, resulta inferior a 5%. Se observó que existe una muy adecuada coordinación a escala anual entre la demanda del sistema eléctrico y el recurso eólico, siendo el comportamiento de este último a escala anual, uniforme en el territorio. Por otro lado, se apreció una falta de coordinación en la variación diaria de ambas variables. A su vez, se observaron diferencias zonales en el comportamiento diario del recurso. También se constató que la frecuencia de estados atmosféricos estables es elevada en la región, y que esto influye de manera determinante en el comportamiento del recurso. A partir de un Análisis de Patrones Principales se mostró que el clima de vientos en Uruguay está asociado a dos patrones principales que suman del orden del 80% de la covarianza y cuya evolución presenta frecuencias características de entre ocho y diez días. Esto tiene como consecuencia que la variabilidad territorial del recurso eólico considerando períodos de tiempo de 24 horas resulta muy pequeña e inferior al 5%. Esta variabilidad se reduce aún más en condiciones de estabilidad atmosférica. Se concluyó que para el modelado del recurso para la planificación del sistema eléctrico a largo plazo, no es necesario establecer la ubicación esperada de los parques eólicos, pues el comportamiento a esta escala temporal es similar en todas las regiones del país. Cuando el interés del modelado se centra en pasos de tiempo menores a las 24 horas, entonces sí se debe considerar el modelado zonal.

This thesis focuses a number of observations on the Uruguayan wind resource, based on a study of wind measurements at typical generation heights, carried out over five years. The main purpose of the observations is the knowledge of the resource to allow proper modeling within the programs used for the electrical system planning and operation. A statistical analysis of the data was performed, showing a uniform behavior in the territory of both the most frequent wind direction and the probability distribution of velocities. The most frequent wind directions are between NE and E throughout the country, varying the prevalence and orientation of the secondary directions in four different regions that were identified. Weibull distributions that best fit the data, at typical generation heights, shows an average shape factor of 2.45 and scale factor of 8.2 scale m/s. It was also noted that the annual variation, measured in terms of average annual wind speed value, is less than 5%. It was observed that there is a proper coordination at annual scale between the power system load and the wind resource, being the behavior of the latter, on an annual scale, uniform in the territory. On the other hand, a lack of coordination in the daily variation of both variables was observed. In turn, zonal differences in the daily behavior of the resource were observed. It was also found that the frequency of stable atmospheric states is high in the region, and it has a significant influence on the resource behavior. From a main pattern analysis (EOF analysis) was shown that the wind climate in Uruguay is associated with two main patterns totaling around 80% of covariance, and whose evolution has characteristic frequencies of between eight and ten days. As a consequence, the territorial variability of the wind resource, considering periods of 24 hours, is very small, less than 5%. This variability is further reduced under atmospheric stability. It was concluded that for resource modeling for long term power system planning, it is not necessary to establish the expected location of wind farms, because the behavior of this time scale is similar in all regions of the country. When modeling interest focuses on time steps shorter than 24 hours, then, it should be considered the zonal modeling.