Redacción
El mercado eléctrico argentino atraviesa una encrucijada estructural que pone en primer plano el rol de Neuquén como proveedor de energía al Sistema Interconectado Nacional (SSIN). Tras los apagones parciales de 2024 y la volatilidad tarifaria de 2025, el debate sobre la capacidad de generación local y regional se ha intensificado en círculos de inversión, gobierno y operadores. La provincia patagónica, históricamente dependiente de la generación térmica a partir del gas natural y del combustible importado, enfrenta hoy una presión creciente: mantener su aporte al sistema mientras negocia el tránsito hacia una matriz más diversificada y enfrenta inversiones diferidas en infraestructura.
Neuquén genera aproximadamente 15-17% de la electricidad que consume el SSIN, cifra que fluctúa según la disponibilidad de gas y la rentabilidad de las plantas térmicas. Históricamente, las usinas de Arroyito (155 MW), Planicie Banderita (125 MW) y las plantas de ciclo combinado aportaban de manera sostenida. Sin embargo, desde 2022 la generación térmica nacional ha enfrentado presiones por: encarecimiento del gas licuado importado (LGN), restricciones de demanda externa sobre el gas producido localmente, y competencia de energías renovables con costos marginales menores. En 2023, Neuquén contribuyó con 23.500 GWh al SSIN; en 2025 esa cifra se contrajo a 21.800 GWh, una caída del 7,2% que refleja tanto la menor operación térmica como menores caudales en centrales hidroeléctricas del sur que integran la matriz provincial.
El estado actual del sector muestra una bifurcación. Por un lado, YPF y operadores privados mantienen capacidad de generación térmica instalada, aunque con factores de carga que oscilan entre 45% y 65% según la estación y disponibilidad de combustible. Por otro lado, Neuquén cuenta con potencial solar y eólico aún parcialmente desarrollado: el parque solar Cauquén (50 MW, iniciado en 2024) y proyectos eólicos en las proximidades de Zapala prometen diversificación. La inversión acumulada en renovables en la provincia alcanzó USD 180 millones entre 2022 y 2025, pero sigue siendo inferior a la registrada en provincias como La Pampa o Jujuy. El operador provincial EPEN gestiona líneas de distribución y ha invertido en refuerzos de capacidad de transmisión, pero los cuellos de botella persisten en los enlaces hacia el centro del país durante picos de demanda estival.
Los desafíos son múltiples y entrecruzados. Primero, la rentabilidad de la generación térmica se ha erosionado: el precio de la energía en el mercado spot operó entre USD 85/MWh y USD 130/MWh durante 2025, mientras que los costos de operación de plantas antiguas, con eficiencias menores al 40%, se acercan a USD 95/MWh en períodos de costo alto de combustible. Segundo, la inversión en renovables enfrenta barreras de financiamiento local y demanda tasas de retorno que compitan con la deuda soberana argentina. Tercero, la infraestructura de transmisión hacia Buenos Aires y Santa Fe se satura en verano, generando congestión que limita el despacho de generación. Cuarto, la volatilidad regulatoria—cambios en subsidios, en regímenes de inversión y en marcos tarifarios—desalienta proyectos de mediano plazo. A contrapelo, Neuquén posee fortalezas: disponibilidad de gas local (aunque de menor margen económico), experiencia operativa en generación térmica, infraestructura de transporte de energía existente, y una demanda regional cautiva que crece con la actividad de hidrocarburos. El potencial eólico en zonas de Añelo y Rincón de los Sauces es aprovechable con inversiones moderadas en parques de 100-150 MW cada uno.
La perspectiva para los próximos tres a cinco años dependerá de decisiones que convergen en Neuquén. ¿Priorizará la provincia la renovabilización acelerada o mantendrá una matriz mixta? ¿Se invertirá en refuerzos de líneas de alta tensión hacia el norte para reducir congestión? ¿Qué esquemas de inversión se abrirán—PPP, capitalización de empresas provinciales, atracción de desarrolladores privados? El gobierno neuquino y los operadores nacionales (CAMMESA, Transener) enfrentan una ventana crítica. Un escenario base sugiere que Neuquén mantendrá su aporte en torno al 15% del SSIN hasta 2028, con una lenta substitución de térmica por renovables. Un escenario alcista requeriría inversión de USD 300-400 millones en nuevas centrales solares, eólicas y líneas de transmisión—factible si se mejora el marco de precios y se acelera la ejecución de proyectos licitados. El riesgo es la inercia: si no hay inversión decidida, la contracción de oferta neuquina podría contribuir a tensiones en el abastecimiento nacional y presión al alza en precios mayoristas, con impacto directo en competitividad del sector industrial y costo de vida urbano.
