Vicuña, El Pachón, Los Azules, Taca Taca, MARA y PSJ Cobre Mendocino
Los seis proyectos de cobre más avanzados de la Argentina necesitarían 1.618 megavatios (MW) de la red eléctrica en 2035, según el modelo de demanda del informe "Proveedores Mineros en Argentina: Escenarios y proyecciones de desarrollo".
Lo elaboraron la Unión Industrial Argentina (UIA) y la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), con el acompañamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). En 2030, con las primeras operaciones en marcha, la necesidad sería de 834 MW.
El reparto de una parte de esa red ya empezó. En julio, el regulador eléctrico le asignó a Vicuña la prioridad sobre el 71% de la capacidad total de la línea Nueva San Juan-Rodeo, en la provincia donde están tres de esos seis proyectos.
Qué proyecta el informe
La cifra sale de un modelo.
El estudio toma un proyecto tipo de cobre porfídico a cielo abierto, con una producción anual de un millón de toneladas de concentrado y una demanda de unos 240 MW de potencia conectada.
Después lo aplica al cronograma de las seis iniciativas que concentran más del 70% de los más de u$s 50.000 millones de inversión que releva el catálogo de la CAEM: Vicuña, El Pachón y Los Azules en San Juan; Taca Taca en Salta; MARA en Catamarca, y PSJ Cobre Mendocino en Mendoza.
La curva arranca baja y sube rápido. Según la tabla de demanda agregada de la fase de operación, los proyectos tomarían 122 MW de la red en 2028, superarían los 1.100 MW en 2031 y tocarían el máximo de 1.618 MW en 2035. El informe calcula, con el mismo cronograma, que la producción argentina de cobre fino rondaría 1,25 millones de toneladas hacia 2040.
Con los seis en plena actividad, el consumo se ubica en torno a 1.500 MW y 485 millones de litros de diésel por año. En el pico de la construcción, en cambio, la demanda eléctrica ronda los 25 MW y la de combustible los 50 millones de litros.
El litio corre en otra escala: el proyecto tipo de salmuera del estudio demanda cerca de 13 MW, y todo el complejo productor tomaría de la interconexión más de 712 MW en 2035. Sumados, los proyectos de cobre y el complejo del litio pedirían a la red más de 2.300 MW en ese año.
El corredor que ya tiene prioridad
En San Juan, la prioridad sobre el corredor quedó en manos de Vicuña, la asociación de BHP y Lundin Mining. La Resolución 330/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó el acceso de Josemaría, en su primera fase, por 260 MW.
También emitió el certificado para cinco obras de transmisión y ratificó por 25 años la prioridad de uso sobre el 90% de la capacidad remanente. Como detalló Shale24 al publicarse la resolución, el mismo artículo precisa que esa porción equivale al 71% de la capacidad total de la línea operando en 500 kV.
La obra central es una línea nueva de 500 kV, de unos 167 kilómetros, entre Rodeo y la futura estación Chaparro, más la reconversión a 500 kV de la línea Nueva San Juan-Rodeo, hoy energizada en 132 kV. Vicuña pone el capital por la vía de las ampliaciones por contrato entre partes, que permiten a un privado financiar transporte a cambio de uso preferente.
Según los datos de Cammesa que cita la resolución, la línea transporta hoy un promedio de 25 MW, y el organismo estima que la demanda sanjuanina crecerá un 40% hacia 2030, hasta unos 35 MW. El pedido de la primera fase de Josemaría supera por sí solo los 240 MW de la mina modelo del informe.
El regulador rechazó las once oposiciones presentadas, entre ellas las del ente eléctrico de San Juan, la Secretaría de Energía de La Rioja, tres municipios y cinco empresas mineras. Una de esas empresas fue Andes Corporación Minera, titular de Los Azules, el proyecto de McEwen Copper que integra la misma lista de seis.
La salida por Mendoza
Los Azules no quedó a la espera de ese corredor. Como reconstruyó Shale24 en la entrevista con Michael Meding, McEwen Copper activó después de la resolución una alternativa que ya tenía en su planificación: abastecerse desde la red de Mendoza, con un corredor que se extiende desde la futura Estación Transformadora San Jorge hasta la zona de Calingasta.
Ese punto de partida es infraestructura de otro proyecto de la misma lista. En diciembre de 2025, PSJ Cobre Mendocino y Distrocuyo, la transportista eléctrica de Cuyo, firmaron un acuerdo para construir la Estación Transformadora San Jorge de 220/33 kV y una línea de alta tensión de 220 kV que la vinculará con la Estación Transformadora Mendoza Norte, según informó la minera. Si la alternativa avanza, dos de los seis proyectos que modeliza el informe pasarían a depender del mismo nodo mendocino.
El otro actor del esquema eléctrico de Los Azules es YPF Luz. En agosto de 2024, McEwen Copper firmó con la generadora un memorando de entendimiento por el que YPF Luz diseñaría, construiría y financiaría la línea de alta tensión que conecte el proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con energía de sus activos renovables. Ese acuerdo es anterior al cambio de trazado.
La compañía sostiene que el desvío no altera la ingeniería ni el cronograma de las etapas previas a la construcción. El plazo de la obra eléctrica, en cambio, es largo. "Eso es un trabajo de por lo menos dos años o más, porque hay que hacer subestaciones eléctricas, hay que hacer las líneas", dijo a Shale24 Meding, gerente general del proyecto.
El 27 de agosto, al cerrar un préstamo de u$s 240 millones, McEwen ubicó la decisión final de inversión y el financiamiento completo de Los Azules a mediados de 2027, con la producción de cátodos prevista para 2030.
Vicuña ya tiene aprobada su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en dos etapas, y San Juan prepara una emisión de deuda de hasta u$s 600 millones para fondear infraestructura minera.
La curva del informe fija 2030 como el año en que la red tiene que haber resuelto 834 MW para seis proyectos de cobre en cuatro provincias. La resolución que ya salió sobre el corredor sanjuanino cubre 260 MW y tiene nombre propio.