Neuquén y la recarga del sistema eléctrico argentino

La situación energética argentina atraviesa un momento de inflexión crítica en 2026. Mientras el país intenta resolver sus déficits fiscales y reducir subsidios energéticos, Neuquén emerge como una provincia clave en la ecuación del sistema interconectado nacional. Su capacidad de generación—históricamente basada en hidroelectricidad y gas natural—se enfrenta a nuevos desafíos de demanda, financiamiento y modernización de redes. Para ejecutivos, inversores y funcionarios, entender el rol actual y futuro de Neuquén en el tablero eléctrico argentino es esencial para identificar oportunidades de inversión y riesgos operacionales.

Neuquén ha sido durante décadas un actor secundario en la generación eléctrica nacional, a pesar de su potencial. La provincia cuenta con aproximadamente 2.200 MW de capacidad instalada, distribuida principalmente entre plantas hidroeléctricas (Cerros Colorados, El Chocón, Piedra del Águila) y térmicas a gas. Estas instalaciones fueron construidas entre los años setenta y noventa, y representaban entonces soluciones de frontera tecnológica. El sistema interconectado nacional (SIFSE) absorbe entre 350 y 450 MW de generación neuquina en promedio anual, aunque la volatilidad hidrológica genera oscilaciones significativas: en años secos, esta cifra cae a 200 MW; en años húmedos, supera 500 MW. Históricamente, Neuquén aportaba aproximadamente el 8-10% de la generación total del país, cifra que se ha mantenido relativamente estable durante las últimas dos décadas. Sin embargo, el crecimiento de la demanda nacional (estimado en 2-3% anual desde 2020) y la transición energética global han modificado los cálculos sobre qué tipo de generación se requiere y dónde debe ubicarse.

El estado actual del aporte neuquino al sistema interconectado presenta un cuadro complejo. Por un lado, la capacidad hidroeléctrica sigue siendo un activo de valor estratégico: en años de sequía en otras regiones, la generación hídrica neuquina proporciona un colchón crítico contra cortes de suministro. La presa de Piedra del Águila, con 1.400 MW de capacidad, es la instalación más importante de la provincia. Por otro lado, el parque de generación térmica a gas natural enfrenta presiones crecientes. Las plantas de ciclo combinado y turbogas que operan en la zona han visto reducida su utilización debido al crecimiento de energías renovables (solar y eólica) en otras provincias, particularmente en Buenos Aires, San Juan y La Pampa. En 2025, la capacidad renovable del país alcanzó aproximadamente 13.000 MW, mientras que Neuquén apenas participa con 120 MW en solar y 0 MW en eólica. Esto representa una brecha clara. Los actores relevantes son Energía Provincial de Neuquén (EPEN), empresa estatal que opera y distribuye localmente; YPF Energía, que gestiona algunas instalaciones térmicas; y firmas privadas menores. Las inversiones recientes en la provincia han sido modestas: entre 2020 y 2025 se invirtieron aproximadamente USD 180 millones en mantenimiento e incorporación de capacidad, una cifra que contrasta con los USD 2.500 millones invertidos en energías renovables a nivel nacional en el mismo período.

Los desafíos que enfrenta Neuquén en el mercado eléctrico son múltiples y superpuestos. Primero, la infraestructura de transmisión neuquina está envejecida: los gasoductos y líneas de transporte de energía que conectan la provincia con los centros de consumo (Buenos Aires, sur de Santa Fe, Córdoba) requieren inversiones de modernización estimadas en USD 400-600 millones. Sin financiamiento claro, esta infraestructura limitará el aporte potencial de la provincia. Segundo, la competencia de renovables es estructural: un megavatio-hora generado con energía eólica en La Pampa o solar en Jujuy resulta más competitivo en precio que uno generado en plantas térmicas neuquinas, incluso considerando costos de transmisión. Tercero, la volatilidad de los precios del gas natural impacta directamente la viabilidad económica de la generación térmica local. En 2025, el precio promedio del gas en boca de pozo en Neuquén fue USD 3,2 por millón de BTU; proyecciones para 2026-2027 varían entre USD 2,8 y USD 4,1, generando incertidumbre. Cuarto, la demanda dentro de Neuquén crece, pero lentamente (1,5-2% anual), mientras que la población estable requiere garantías de suministro: el sistema debe servir a industrias extractivas (petróleo, gas), actividad agrícola y minería de manera confiable. Las oportunidades, sin embargo, son tangibles. La provincia podría desarrollar parques eólicos en su meseta central, donde la velocidad promedio del viento supera 7 m/s. Proyectos piloto de 50-100 MW pueden implementarse en 18-24 meses con inversiones de USD 60-80 millones. Además, Neuquén es puerta de entrada para integración energética con Chile: exportaciones de electricidad hacia el norte chileno (Atacama) representan un mercado potencial de USD 150-200 millones anuales a medio plazo, si se resuelven cuestiones regulatorias y de conexión internacional.

La perspectiva de Neuquén en el sistema eléctrico argentino depende de decisiones de política pública e inversión que deben tomarse en 2026-2027. El gobierno provincial, bajo el liderazgo de Rolando Figueroa, ha expresado interés en atraer inversiones en energías renovables, pero los mecanismos concretos aún no están definidos: ¿qué régimen impositivo regirá proyectos solares y eólicos? ¿Qué garantías de compra ofrece el Estado nacional? ¿Cómo se financiará la infraestructura de transmisión? A nivel nacional, el Ministerio de Energía enfrenta la tensión entre mantener generación térmica para estabilidad del sistema (incluyendo la neuquina) y acelerar la transición hacia renovables. Las decisiones sobre tarifas y subsidios también impactan: si se reducen subsidios a la energía, aumenta la presión competitiva sobre plantas térmicas neuquinas, pero también crea incentivos para inversión privada en renovables. Para 2030, escenarios plausibles plantean que Neuquén podría pasar de 350-450 MW actuales a 500-650 MW si se concreta inversión en renovables (150-200 MW adicionales) y se moderniza infraestructura. Alternativamente, sin inversión decidida, la provincia podría ver reducido su aporte relativo al 5-6% del total nacional. Esto no es una cuestión puramente técnica: determina empleo, ingresos fiscales locales, capacidad de financiar servicios públicos y atractivo para asentamiento de nuevas industrias en la región.