Energía aislada de la puna catamarqueña: operación y mantenimiento de las centrales diésel y su conversión a híbrido
La energía es el 30 % del costo operativo de una mina de litio en salmuera: USD 943 por tonelada de carbonato, el segundo gasto después de los reactivos y por encima de toda la mano de obra. En Catamarca, dos de las cuatro operaciones siguen alimentándose con gasoil a más de 4.000 metros de altura. Las otras dos ya se fueron: Fénix con un gasoducto dedicado de 135 kilómetros y Tres Quebradas con una línea propia de 132 kV. Eso hace que este mercado sea mucho más chico de lo que parece — y que su forma esté por darse vuelta, porque el informe técnico de Sal de Vida ya proyecta 16 MW de solar con baterías para cubrir el 80 % de su demanda, y en toda la puna catamarqueña no hay una sola batería instalada reportada por ninguna fuente.
De qué se compone el mercado
El reparto de este nicho es duro y conviene verlo antes de invertir: la mayor parte de la factura de energía no es contratable. La molécula de gasoil se le compra a la petrolera y el equipo lo controla la marca. Lo que queda —y es lo único que este número cuenta— es operar y mantener lo que ya está instalado, y después convertirlo.
La norma que lo mueve
Acá la norma no crea la demanda —la mina necesita electricidad con ley o sin ley— pero decide quién puede facturarla y quién paga la parte pública: Cada una abre su ficha, con la norma, desde cuándo rige y su fuente primaria.
habilitaRe.P.E.M.: el compre local minero de Catamarca es una resolución, no una leyEl registro provincial de proveedores es la puerta de entrada al contrato minero: estar inscripto hace que la factura cuente para los compromisos de compra local que la operadora tiene que acreditar. Para este rubro el requisito de nómina catamarqueña es cumplible —electricistas y mecánicos de motores existen en la provincia y en los pueblos del corredor— pero el registro no habilita lo que de verdad frena: el almacenamiento y despacho de combustible en sitio, que tiene su propio permiso, y la habilitación para trabajo en altura del personal.ver la reforma →habilitaLa renta minera no va al presupuesto: va a un fideicomiso que decide un comité de tresEs el pagador de la mitad pública de este nicho y casi nadie lo mira. El fondo de regalías mineras financió los dos parques híbridos que hoy existen en la puna —el de Antofagasta de la Sierra y el de El Peñón— y también la línea de 33 kV que integra la Puna al sistema provincial. Quedan dos parques del plan sin construir, Antofalla y La Ciénaga. Es un comprador público: se entra por licitación y no por cotización a la operadora, con otro plazo de cobro y otro pliego.ver la reforma →Por qué existe este mercado
La política de fondo que abre esta demanda. Es la misma regla que declaran las normas y los ejes del programa que empujan en esta dirección.
el activo deja demanda que no venceEl motor · qué genera esta demanda
Este mercado no flota solo: lo arrastran megaproyectos concretos. Estos son los que mueven la demanda de este nicho — cada uno con su inversión y su estado.
Proyecto de litio en salmuera en el Salar del Hombre Muerto (zona oeste), para producir 12.000 t/año de carbonato de litio equivalente…
ver el proyecto →Ampliación (Fase 1B) del histórico proyecto Fénix de carbonato de litio en el Salar del Hombre Muerto, operado por Rio Tinto vía Minera del Altiplano…
ver el proyecto →El nicho a fondo
Quién reparte el mercado, por dónde se entra, qué se paga y qué lo puede romper.
está
mercado
Hoy la central es un activo de la mina y la opera la mina. Que exista un tercero operándola es justamente lo que la investigación de la provincia declara como eslabón faltante: no hay capa de generación, transmisión ni mantenimiento eléctrico vendida como servicio, siendo el segundo costo del negocio.
El grupo electrógeno, la turbina y el repuesto crítico son importados y el service de garantía lo controla la marca. Esa parte no se disputa: es cautiva por diseño.
Adjudicatario del parque solar híbrido de El Peñón —300 kW fotovoltaicos y dos grupos diésel de 330 kW— por unos USD 1,15 M. Es el único nombre con antecedente publicado de generación híbrida ejecutada en la puna catamarqueña, y el comprador de esa obra fue el fideicomiso minero, no una operadora.
Es la distribuidora provincial y la dueña de los dos parques híbridos, además de la ejecutora de la línea de 33 kV que integra la Puna al sistema provincial. No compite por el contrato minero: es el cliente del lado público y el que licita los dos parques que faltan.
El hueco no está en el equipo —ése lo trae la marca— sino en las tres capas que nadie presta desde la provincia:
Operar y mantener la central, que es lo que el propio informe técnico deja afuera de su número. El costo de energía de referencia está construido como combustible más amortización del equipo a siete años, y dice textualmente que no incluye operador ni mano de obra. Esa capa existe, se paga, y no tiene un proveedor catamarqueño declarado.
La playa de combustible y su telemetría. Tanques, despacho, medición y control de consumo en sitio. Es la parte del gasoil que sí es servicio —el transporte troncal lo cuenta la ficha de logística de salida— y es donde una PyME entra sin comprar un motor.
Las baterías, que en toda la puna catamarqueña no existen. El parque instalado —600,30 kW en Antofagasta de la Sierra, 300 kW más 660 kW diésel en El Peñón, y las plantas privadas— no reporta almacenamiento en ninguna fuente. Y el precedente de al lado ya está medido: Lindero, en Salta, corta el 40 % de su gasoil con 6 MWp y 12 MWh de baterías.
Los dos parques que la provincia todavía no construyó. El plan de la distribuidora provincial tiene cuatro parques para el departamento Antofagasta y dos están hechos: faltan Antofalla y La Ciénaga. Los paga el fideicomiso de regalías mineras, que es un comprador distinto del minero y con otro proceso de compra.
El equipo y el repuesto original —grupos, turbinas, tableros y su service de garantía— que la marca controla y que además es importado. Y el suministro de la molécula de gasoil, que es un contrato con la petrolera.
La operación y el mantenimiento de las centrales existentes, la playa de combustible en sitio con su telemetría de consumo, y la ingeniería y el montaje de la conversión a híbrido con baterías.
El contrato de mantenimiento de una sola central, con base en la zona y repuesto en stock. Es la puerta más barata: no exige comprar el equipo, se cobra por abono y el cliente ya tiene el problema.
Cuándo se cobra, y qué lo traba
derrame
El nicho tiene una externalidad medida y publicada, y conviene decirla porque es el argumento de venta: el parque solar de Antofagasta de la Sierra ahorra unos USD 140.000 al año en diésel y transporte, y el precedente salteño de Lindero corta el 40 % del gasoil anual y con él 10.630 toneladas de dióxido de carbono. En una provincia donde el gasoil llega por ripio y a más de 4.000 metros, cada litro que no se quema es también un camión que no sube. Del lado social, la electrificación de la puna no es sólo minera: el parque de El Peñón le dio a ese pueblo electricidad las 24 horas por primera vez, y las dos instalaciones existentes las pagó el fideicomiso de regalías mineras — es decir, la renta del litio financiando la red del pueblo que lo produce.
calculamos
Concentración Concentración alta por el lado del equipo y baja por el lado del servicio, y esa asimetría es la puerta. El grupo electrógeno, la turbina y el repuesto original los controla la marca y no se disputan. Pero la operación y el mantenimiento de la central en sitio —lo que el propio informe técnico de referencia excluye por escrito de su costo de energía, «sin operador ni mano de obra»— no tiene un proveedor catamarqueño declarado. La cámara de servicios mineros de la provincia lleva las energías renovables en su propio nombre, y el mapa de rubros de la cámara de proveedores no registra ni un solo asociado en instrumentación y automatización. El único nombre con obra híbrida ejecutada en la puna es Air Total, y su comprador fue el fideicomiso minero, no una operadora.
¿Quién paga de verdad?
Hay tres pagadores y son distintos entre sí — distinto proceso de compra, distinto plazo y distinto riesgo de cobro:
Es el contrato con mejor margen del rubro porque lo que se vende no es una reparación: es que la planta no pare. Una central caída en una operación de evaporación no cuesta un día, cuesta una ventana de proceso. Hoy esa capa la resuelve el propio operador con personal de planta.
El informe técnico de Sal de Vida ya proyecta 16 MW de solar con almacenamiento para cubrir el 80 % de su demanda, y Rio Tinto dice que sus bajas de costo operativo vienen de reducir la dependencia del diésel. El caso de referencia es Lindero, en Salta: 40 % menos de gasoil y ~USD 1,8 M de ahorro al año.
Este pagador no es la mina y casi nadie lo mira. Ya financió los dos parques existentes —Antofagasta de la Sierra y El Peñón, este último adjudicado a Air Total por unos USD 1,15 M— y tiene otros dos sin construir. Se licita, no se cotiza: el proceso es de compra pública.
Qué vigilamos · cuándo entrar
No es «qué lo rompe»: es el tablero para entrar en el momento justo, y en este nicho el reloj corre en contra de una de las dos ofertas posibles.
Hay una línea privada de 345 kV (YPF Luz y Central Puerto, unos 300 km y 350 MW, USD 350-450 M, con obra declarada 2026-2029), la Línea Minera de Genneia por USD 400 M, y la LEAT de 500 kV Chaparro-Antofagasta de la Sierra-Punta Cobos del plan nacional de transporte eléctrico. Ninguna fuente pública concilia la traza privada con la del plan nacional, así que hoy es imposible saber si son la misma obra bajo dos vehículos o dos obras que compiten. Lo que se vigila es concreto: un llamado a licitación, una adjudicación o una resolución de la Secretaría de Energía que fije la traza. El día que eso salga, el negocio de vender disponibilidad diésel empieza a tener fecha de vencimiento y el de ejecutar la conversión se acelera. El segundo indicador es la decisión de inversión de los 16 MW de solar con baterías de Sal de Vida, que se lee en los reportes de Rio Tinto.
Hay tres proyectos anunciados al mismo destino y cero metros construidos: la de 345 kV de YPF Luz y Central Puerto (unos 300 km, 350 MW, USD 350-450 M, obra declarada 2026-2029), la Línea Minera de Genneia (USD 400 M) y la LEAT de 500 kV Chaparro-Antofagasta de la Sierra-Punta Cobos del plan nacional. El día que llegue cualquiera de ellas, la generación aislada deja de ser la única opción. ⚠️ Y hay un hueco de coordinación que la propia investigación declara: nadie concilia públicamente la traza privada de 345 kV con la del plan nacional de 500 kV al mismo destino, así que es imposible saber si son la misma obra bajo dos vehículos o dos obras que compiten.
No es una inferencia nuestra: Sal de Vida proyecta en su propio informe técnico un parque solar de 16 MW con baterías para cubrir el 80 % de su demanda, y Rio Tinto declara que las bajas de costo operativo son alcanzables reduciendo la dependencia del diésel. Un nicho cuyo cliente publica su plan para achicarlo se lee distinto: el contrato que conviene pelear no es el de vender combustible, es el de ejecutar la conversión y operar lo que quede.
El proyecto de TGN declara más de 300 km de caño de 12 pulgadas, capacidad inicial de 1,5 millones de metros cúbicos por día e inversión de USD 370 M prob, con traza de Susques a Antofagasta de la Sierra. Si se construye, la conversión de generación diésel a gas en la puna deja de ser hipotética — y el que se especializó en motores diésel tiene que haber cambiado de oferta antes.
De las cuatro operaciones de litio catamarqueñas, dos salieron del diésel antes de que este nicho existiera: Fénix con un gasoducto dedicado de 135 km y Tres Quebradas con una línea propia de 132 kV. Kachi puede ser la tercera: su estudio de suministro con YPF Luz ya concluyó que la red es viable. Cada salida achica el mercado sin que nadie compita por él.
Sal de Vida está en comisionado y su primera producción es del segundo semestre de 2026; Hombre Muerto Oeste procesó su primer cloruro el 28 de mayo de 2026. Si cualquiera de las dos demora su rampa, el piso de la banda es el que manda. El indicador que lo dice es público: la producción declarada por cada operadora en su reporte trimestral.
La investigación de la provincia lo declara como hueco: no se pudo confirmar la potencia en MW de autogeneración de Fénix ni de Sal de Oro. Por eso este número se construye desde el costo por tonelada de producto y no desde los MW instalados, que sería el camino natural. Si esa potencia se publicara, el método se podría rehacer por el otro lado y contrastar.
Cómo se arma el número · y qué tan fresco es cada dato
El número se arma con tres variables publicadas y una resta. Cambia una y el total se recalcula.
El número se apoya en unas pocas variables. La fórmula muestra cómo se mueve al cambiar cada una; y cada variable lleva su sello de frescura — cuánto conviene revisarla. estim
Cómo validamos esta cifra
El número no sale de contar generadores, porque nadie publica la potencia instalada de autogeneración de las plantas privadas y la propia investigación de la provincia lo declara como hueco. Sale de una resta que sí está publicada: el informe técnico de Sal de Vida pone la energía en USD 943 por tonelada de carbonato y, en otro parágrafo del mismo documento, el combustible en USD 702. La diferencia —USD 241 por tonelada— es todo lo que no es la molécula de gasoil: el equipo, su operación y su mantenimiento. Eso es lo único que contamos. Después aplicamos dos recortes: Hombre Muerto Oeste no produce carbonato sino concentrado de cloruro, un proceso menos intensivo en energía, y las dos operaciones están arrancando, así que van con rampa. Y hay un chequeo que no buscábamos y cerró: por este camino el costo de energía da USD 321 por MWh, y un informe técnico distinto —el de Hombre Muerto Norte— publica USD 311 por MWh para el mismo tipo de central. Dos documentos independientes, 3 % de diferencia. Lo que dejamos afuera a propósito es el gasoil mismo: son unos USD 13 M al año, pero es una compra a la petrolera y no un negocio de proveedor.
Cómo citar esta cifra: Despegue (2026). Energía aislada de la puna catamarqueña: operación y mantenimiento de las centrales diésel y su conversión a híbrido · Catamarca. despegueargentina.com/catamarca/energia-aislada-puna-diesel · condiciones de uso
Nichos vecinos · Infraestructura de altura
Hay 4 proyectos RIGI en Catamarca que van a comprar de este rubro, y cada uno abre su ventana en una fase distinta. Ya tenés 4 competidores nombrados en esta página. Todo lo que publicamos acá es público y está completo. Lo que estamos armando es lo que ningún listado te da: en qué orden lo van a necesitar, cuándo se abre la ventana de cada fase, qué tenés que tener certificado antes de tocar la puerta y quién ya está adentro.
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