Panorama del Cono Sur: línea de hasta US$400mn para minería del litio, proyectos eléctricos y subsidios

Línea eléctrica en Argentina

Las generadoras locales YPF Luz y Central Puerto firmaron un acuerdo para desarrollar conjuntamente una línea de transmisión de extra alta tensión, o EHV, para atender a la industria minera.

La inversión podría oscilar entre US$ 250 millones y US$ 400 millones, dependiendo de las especificaciones de la línea. Inicialmente se prevé una línea de 140 km, que podría extenderse a 350 km.

Central Puerto e YPF Luz pretenden conectar la red a minas y comunidades de la zona de los salares Pastos Grandes y del Hombre Muerto, en las provincias de Salta y Catamarca. También estudian una ampliación hasta el salar de Carachi Pampa en Catamarca.

El año pasado, Central Puerto firmó un acuerdo con la IFC por estudios de factibilidad de un proyecto para llevar energía limpia a minas. La mayor generadora de energía de Argentina, Central Puerto, dijo que el acuerdo con YPF constituía un nuevo paso adelante en este escenario.

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“Este acuerdo marca un importante hito donde por primera vez dos grandes empresas de generación eléctrica evaluarán en forma conjunta los aspectos técnicos y regulatorios necesarios para llevar adelante la concreción de una obra de infraestructura eléctrica de gran magnitud para brindar una solución de abastecimiento de energía eléctrica integral con especial foco en el desarrollo de la industria minera”, señalaron YPF Luz y Central Puerto en un comunicado.

Un desafío regulatorio importante es garantizar que los inversores tengan acceso a largo plazo a la capacidad de las líneas, dado que hoy en día, bajo las reglas de acceso abierto, este solo se concede por seis años.

BNamericas había informado que las mineras de litio que buscan optimizar el suministro eléctrico y descarbonizar la producción están trabajando con generadoras locales. Además de Central Puerto e YPF Luz, Genneia había dicho que estaba en conversaciones con mineras por el proyecto.

En cuanto a las iniciativas que iniciarían la producción entre 2026 y 3020 se encuentran Hombre Muerto Oeste, Pastos Grandes, Pozuelos Pastos Grandes, Sal de la Puna y Kachi, mientras que Caucharí, Arizaro, Guayatayoc, Hombre Muerto, Incahuasi, Pocitos y Salinas Grandes deberían partir para 2034.

Las minas Fénix, Salar de Olaroz, Centenario Ratones y Caucharí-Olaroz se encuentran en producción, en tanto, Tres Quebradas, Sal de Oro, Rincón, Sal de Vida y Mariana están en construcción.

El noroeste argentino posee abundantes recursos solares.

Algunas partes de la red eléctrica argentina están congestionadas, lo que limita la incorporación de nueva energía limpia. La demanda de transmisión provendría de dos esferas principales: obras para reforzar la red y aumentar la capacidad y trabajos para llevar energía limpia a las minas, muchas de ellas ubicadas a gran altura en la cordillera de los Andes.

Proyectos energéticos uruguayos y chilenos

La empresa estatal uruguaya UTE presentó al Ministerio de Ambiente un informe ambiental por un futuro parque solar fotovoltaico de 75 MW.

El parque Melo se localizaría en el departamento de Cerro Largo y podría costar alrededor de US$ 75 millones, en función de los precios de la energía solar fotovoltaica.

La licitación comenzaría este semestre y concluiría en el primer trimestre de 2026, cuando está previsto que parta la construcción, según el informe.

“UTE ha determinado realizar un parque fotovoltaico para atender la demanda continuamente creciente”, señaló la empresa. “Del plan de expansión surge que la tecnología más adecuada, desde el punto de vista económico, es la solar fotovoltaica”.

La empresa ya dio luz verde a la construcción de Melo, según su informe anual de 2023.

UTE tiene un plan maestro de expansión del parque generador para el periodo 2024-2047, según el cual la potencia solar se ampliará en bloques de 100 MW. A partir de 2032, se prevén bloques de 50 MW eólicos, seguidos de bloques de 60 MW de energía a gas para apoyar la estabilidad de la red. Con el tiempo, estas termoeléctricas pasarán a usar combustibles sostenibles. Para 2026, el crecimiento de la capacidad solar de UTE llegará a 100 MW.

En diciembre, la empresa vendió bonos por US$ 27 millones con el fin de recaudar fondos para la construcción de un parque solar fotovoltaico de 25 MW en el departamento de San José. Este se sumará a una planta de 25 MW en San José, la primera granja solar a gran escala de la compañía y que entró en servicio el año pasado.

Mientras tanto, en Chile, la agencia de revisión ambiental SEA recibió proyectos energéticos por unos US$300 millones en los últimos días.

El mayor por inversión es el proyecto eólico con almacenamiento en baterías Cerro Los Loros, para el cual Enel Chile destinará US$150 millones. Planificado para la Región de Coquimbo, la iniciativa apunta a la instalación de 79 MW de potencia eólica y un sistema de almacenamiento en baterías de 30 MW y 120 MWh.

La consultora de sustentabilidad Aple, a través de su unidad Parsosy Magec, presentó un proyecto solar fotovoltaico con almacenamiento en baterías de US$85 millones. La Estancilla se emplazará en la Región de Valparaíso y comprenderá la instalación de un parque solar de 47 MW y un sistema de almacenamiento de 45 MW y 225 MWh.

Mientras tanto, Biwo Renewables presentó para revisión el sistema de almacenamiento autónomo de 40MW y 200MWh Yate, que se construirá en la Región del Maule. Su inversión ascenderá a US$45 millones.

Proyecto de ley sobre subsidios en Chile

El proyecto de ley para conceder subsidios por las cuentas de electricidad de usuarios finales que presentó el gobierno avanzó en el Congreso, pero sufrió un cambio clave.

La propuesta, diseñada para aliviar el impacto de las alzas tarifarias sobre clientes vulnerables, pasa al Senado después de que la Cámara Baja la autorizara.

Los diputados rechazaron, por un solo voto, un pilar de financiación del proyecto de ley al que se opusieron firmemente algunos sectores de las áreas energéticas y de inversión, que lo consideran un cambio unilateral de las reglas del juego. El pilar implica aprovechar, de manera temporal, parte de los ingresos obtenidos por las centrales pequeñas de generación distribuida (PMGD) en virtud de un mecanismo de precios estabilizados, considerado por algunos un subsidio de facto que está aumentando los costos sistémicos.

La asociación local de energía solar, Acesol, acogió con satisfacción la decisión de rechazar la propuesta de los PMGD y dijo que otro de los pilares —los ingresos del IVA asociado a facturas más altas — bastan para lograr los objetivos del proyecto de ley.

En un comunicado, el ministro de Energía, Diego Pardow, dijo que el gobierno podría reintroducir o modificar el pilar de las PMGD durante la fase de debate en el Senado.

Junto con el pilar del IVA, los diputados aprobaron una sobretasa al impuesto al carbono y un mecanismo bajo el cual las pymes obtienen acceso a tarifas especiales. Algunos creen que esta última medida es distorsionante, dado que permitiría a las pymes recibir energía de PMGD (plantas de hasta 9 MW), lo que afectaría el volumen de clientes regulados y, a su vez, los ingresos de las generadoras que abastecen al mercado regulado.