Tiempo estimado de lectura: 2 minutos, 24 segundos
La demanda de energía eléctrica del sector minero argentino aumentará un 428% entre 2024 y 2034 si se concretan los proyectos anunciados, según la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). El consumo pasará de 1.256 a 6.630 gigavatios hora, lo que representa el mayor incremento proyectado para esta industria en América Latina.
Una de las conclusiones: el núcleo del consumo eléctrico argentino se trasladará hacia San Juan, Salta y Catamarca. Este movimiento estará impulsado por los yacimientos de litio y cobre. El documento advierte sobre la necesidad de ampliar las redes de alta tensión de 500 KV para transportar energía hacia zonas con tendidos limitados.
Propone incorporar modelos de eficiencia energética, desarrollar proyectos de autogeneración y establecer sistemas de hibridación con fuentes renovables.
Gastón Siroit, coautor del estudio y asesor técnico, señala que la transición energética internacional genera una demanda masiva de minerales críticos. Al ser la minería una industria intensiva en uso energético, los países requieren prever este consumo para evitar un posible colapso en el sistema de transporte y generación eléctrica.
Las ramas con mayor requerimiento eléctrico serán el litio y el cobre. Los datos oficiales de la Secretaría de Minería indican que ambos sectores reúnen más de cien proyectos en distintas fases. Los primeros proyectos comenzarán su actividad operativa hacia 2030.
Respecto a la extracción del litio, OLACDE especifica que el desarrollo en la Puna de Centenario-Ratones, Sal de Oro y Mariana constituirá un agrupamiento industrial de muy alta intensidad energética. Respecto al cobre, la puesta en marcha de megaproyectos de escala internacional representa el factor determinante de presión sobre la red eléctrica nacional. Entre estos emprendimientos avanzados destacan Taca Taca en Salta, junto con MARA, El Pachón, Josemaría y Los Azules.
Marco regulatorio y fuentes de suministro
En relación con las alternativas de abastecimiento, la Resolución 400 establece la obligación para los nuevos proyectos de adquirir hasta el 80% de su energía de fuentes nuevas. Diego Werner, CEO de Aires Renewables, afirma que el desarrollo de yacimientos exigirá producir estas fuentes de suministro. El especialista calcula que la demanda de potencia se ubicará entre 3 y 4 gigavatios anuales.
Según su análisis, el suministro provendrá mayormente de fuentes renovables mediante una combinación de energía eólica y solar con sistemas de almacenamiento. Esta opción tecnológica presenta enormes ventajas competitivas en costos operativos y rapidez de inversión, requiriendo menos de un año para su ejecución plena frente a los cinco años que demora una central térmica convencional.
Infraestructura y costos de inversión
Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, sostiene que las empresas con operaciones a gran escala para 2029 o 2030 deben evaluar su generación eléctrica mediante proyectos híbridos sólidos. El analista explica que la potencia nacional se mantiene en 45 gigavatios por la economía estancada, generando cuellos de botella en la generación, transporte y distribución.
Pablo Álvarez, consultor asociado de la misma firma, detalla que cada planta productiva requiere entre 150 y 200 megavatios. Obtener este volumen en áreas remotas exige construir líneas eléctricas de extra alta tensión. Álvarez puntualiza que estas conexiones estructurales demandan un millón de dólares por kilómetro. Por lo tanto, será necesario invertir unos ochenta millones de dólares para completar trayectos de ochenta kilómetros.
Modelos de autogeneración eléctrica
Los requerimientos de potencia varían según el mineral extraído. Los procesos vinculados al cobre demandan un promedio de 5 MWh por tonelada, mientras que el carbonato de litio exige 2 MWh. Frente a las limitaciones del suministro, Gastón Siroit proyecta que las mineras optarán por sistemas de generación propia en los yacimientos para minimizar riesgos de interrupción. Las alternativas industriales actuales contemplan el uso de gas natural para sustituir gradualmente el diésel empleado hoy como combustible principal.
Respecto a la provisión eléctrica, se evalúan múltiples estrategias a medida y contratos comerciales a largo plazo. Estos acuerdos permiten invertir en parques de generación ubicados a distancias menores, garantizando el suministro continuo de cada mina y abonando la comercialización mediante pautas temporales.
