La demanda de energía eléctrica del sector minero podría expandirse de 1.256 a 6.630 GWh entre 2024 y 2034, si se concretan los proyectos que están en carpeta en el país, según una estimación de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). Esos 5.374 GWh adicionales en apenas una década, un 428% más, suponen el mayor incremento proyectado para esta industria en América Latina.
El estudio de OLACDE, realizado para 20 economías de la región, indica que en ese periodo el corazón de la demanda local se desplazará hacia las provincias de San Juan, Salta y Catamarca, dinamizada por los yacimientos de litio y cobre. También advierte que es necesario ejecutar obras de alta tensión (500 KV) que permitan transportar la energía a zonas con infraestructura de red más limitada, incorporar criterios de eficiencia energética, ejecutar proyectos de autogeneración y adoptar esquemas de “hibridación” con fuentes de energía renovable.
“La transición energética, a nivel global, se está apoyando en una demanda masiva de minerales críticos. Y como la minería es una industria intensiva en el uso de energía, los países deben considerar este escenario de mayor consumo en su planificación. De lo contrario, el sistema eléctrico puede colapsar por falta de generación o de transmisión. Hay que abordar esta cuestión hoy, porque en cinco años puede producirse un cuello de botella. En la Argentina, en particular, este incremento de la demanda es disruptivo”, advierte Gastón Siroit, coautor del estudio y asesor técnico de OLACDE.
Los proyectos deberán garantizar energía nueva
Las actividades que insumirán mayor demanda serán las de litio y cobre. Según datos de la Secretaría de Minería, ambos suman una cartera de más de 100 proyectos que transitan distintas fases de progreso; y si bien no todos llegarán a concretarse, los primeros en hacerlo comenzarán a operar hacia 2030. En el caso del litio, el “desarrollo de yacimientos en la Puna, como Centenario-Ratones, Sal de Oro y Mariana, configurará un clúster de alta intensidad energética”, consigna OLACDE.
En cuanto al cobre –añade el estudio-, “la entrada en operación de megaproyectos de escala global”, como Taca Taca, en Salta, y otros avanzados (MARA, El Pachón, Josemaría y Los Azules), “es el factor determinante” de la presión sobre el sistema energético.
En este contexto, ¿cuáles son las modalidades de inversión, las estrategias y las alternativas de abastecimiento? Diego Werner, CEO de la consultora Aires Renewables, explicó a EconoJournal que “la Resolución 400 obliga a todos los nuevos proyectos mineros a comprar hasta el 80% de energía nueva; por lo tanto, en la medida que se desarrollen, será necesario producir esas fuentes de suministro. Estimo que la demanda será de entre 3 y 4 Gigas de potencia y de energía por año para abastecer a todos. Sin embargo, esto depende de cuántos comiencen a construirse y, finalmente, se implementen. Pero para entonces, su demanda tendrá que estar satisfecha por energía nueva”.
¿De dónde se obtendrá? “La mayor parte tendrá que provenir de fuentes renovables: una combinación de eólica y solar, con almacenamiento –dice Werner-. En primer lugar, porque el megavatio hora más económico que se puede conseguir es renovable. En segundo lugar, por su flexibilidad y rapidez de inversión, tienen la capacidad de crecer y acompañar el incremento real de la demanda: pueden implementarse en menos de un año, mientras que un proyecto térmico demora no menos de cinco años desde que se inicia la inversión hasta que está operativo.” Y apunta que, además, “la minería necesita mostrar que su consumo de energía está descarbonizado para poder conseguir financiación a mejores tasas.”
Con esta visión coincide Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, para quien los proyectos de gran escala obligados a generar energía nueva y que pretendan poner en marcha sus operaciones en 2029 o 2030, deben comenzar a analizar estas cuestiones. Al respecto, señala que “no hay una solución única” para las mineras que deban invertir en su generación eléctrica, sino más bien la implementación de proyectos “híbridos”, que combinen diversas fuentes, y sean “resilientes y sólidos”. El especialista advierte que la Argentina tiene, desde hace 10 años, una potencia instalada de aproximadamente 45 Gigas, “que no crece porque la economía está estancada”. A su juicio, “hoy tenemos tres cuellos de botella, la generación, el transporte y la distribución”.
De acuerdo con Pablo Álvarez, consultor asociado de Aleph Energy, por cada emprendimiento se requiere, aproximadamente, 150MV o 200MV. “Es complejo conseguir este tipo de potencia en lugares alejados de los centros de distribución más importantes. Con lo cual, en algunos casos, es preciso construir cerca de 80 o 100 kilómetros de líneas en extra alta tensión: 220.000 o 500.000 voltios, explica.
“Una primera solución, entonces, es encontrar la ubicación exacta del centro de distribución de subestaciones para poder abastecerlas con líneas eléctricas conectadas al SADI. El valor del kilómetro de línea en ese nivel de tensión está en US$ 1 millón. Con lo cual, si se necesitan 80 kilómetros será necesario invertir US$ 80 millones solo en la línea –ejemplifica-. Si no es posible hacerlo porque el proyecto está alejado, habrá que evaluar si la zona tiene buena irradiancia como para instalar energía solar más baterías, que también tienen sus problemas y su costo. Cada situación es diferente. Hay distintas estrategias, soluciones a medida, y se puede avanzar de manera progresiva”.
Pero, en todo caso, admite que “las obras de infraestructura no se realizan en plazos cortos: requieren estudios especiales, integrar diversos actores, y en algunos casos de proyectos muy grandes, agregar generación y campos de transformación porque no hay suficiente oferta”.
Vehículo propio
Gastón Siroit, de OLACDE, explica que los proyectos productivos de cobre demandan mayor consumo de energía que los de litio. Mientras que los primeros insumen un promedio de 5MWh por tonelada, los segundos requieren 2MWh por tonelada de carbonato de litio. Según el estudio, el principal desafío pasa principalmente por el transporte de energía. “Hoy hay muchos proyectos que tienen más una limitación de despacho que en las capacidades de tener precios competitivos en la generación”, expresa.
A su juicio, “una de las tendencias que vamos a ver en la nueva minería es que muchos proyectos tendrán asociada su propia generación para minimizar, justamente, el riesgo de falta de abastecimiento eléctrico”. En ese punto, no sólo considera el potencial de las energías renovables, sino también “del gas natural para desplazar el combustible que se utiliza hoy, que es el diésel”.
En cuanto a los proyectos de generación propia de energía, el especialista destaca dos opciones. “Están los casos en que la empresa contrata para tener su generación ‘in situ’ o los contratos de PPA: en distancias menores, donde se cuenta con capacidad transporte, se invierte en la construcción de un parque, genera la energía y se abona la comercialización de esa energía por contratos en plazos determinados”.
