Neuquén y el sistema eléctrico nacional: la provincia que sostiene la transición energética argentina

El sistema eléctrico argentino atraviesa en 2026 uno de los momentos más críticos y a la vez más prometedores de su historia reciente. La demanda residencial e industrial no da tregua —creció cerca de un 4% interanual en el primer trimestre del año según datos preliminares de CAMMESA—, mientras la capacidad instalada de generación sigue siendo insuficiente para cubrir picos sin recurrir a importaciones desde Brasil y Uruguay o al despacho de centrales térmicas de baja eficiencia. En ese contexto, Neuquén emerge como una pieza estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI): concentra hidroelectricidad, gas para generación térmica y un potencial eólico y solar sin equivalente en el país. Entender el rol de la provincia en el sistema interconectado no es solo un ejercicio técnico; es comprender de dónde puede venir la electricidad argentina del futuro cercano.

La historia de la relación entre Neuquén y el sistema eléctrico nacional es larga y está marcada por grandes obras de infraestructura. El complejo hidroeléctrico del río Limay —que incluye las centrales de Alicurá, Piedra del Águila, Pichi Picún Leufú y El Chocón— fue concebido en los años setenta y ochenta como el pilar de la generación eléctrica argentina. Piedra del Águila, con 1.400 MW de potencia instalada, sigue siendo una de las centrales más grandes del país. El Chocón, con sus 1.200 MW, opera desde 1973. En conjunto, el complejo Limay-Comahue aporta alrededor del 12% de la generación eléctrica nacional en años hídricos normales, porcentaje que puede caer al 7-8% en períodos de sequía severa como los registrados entre 2020 y 2023. La privatización de estas centrales en los noventa —principalmente bajo control de Enel a través de Enel Generación El Chocón y Enel Generación Costanera— cambió la lógica operativa pero no alteró su peso estructural en el sistema. Más recientemente, el gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en 2023 con su primera etapa de 11 millones de metros cúbicos diarios adicionales, abrió una nueva dimensión: el gas de Vaca Muerta no solo se exporta o consume industrialmente, sino que alimenta centrales de ciclo combinado que pueden transformar el despacho térmico nacional.

En la actualidad, Neuquén aporta al SADI a través de tres vectores principales. Primero, la hidroelectricidad del Comahue, que en el primer trimestre de 2026 generó aproximadamente 4.200 GWh, con un desempeño condicionado por los niveles de los embalses —que cerraron el verano con reservas en torno al 55% de la capacidad útil, por encima del promedio de los últimos tres años. Segundo, la generación térmica asociada al gas neuquino: las plantas de ciclo combinado de Loma de la Lata y General San Martín, operadas por GENELBA y TGS respectivamente, producen en conjunto más de 800 MW instalados. Y tercero, las energías renovables, donde Neuquén comienza a tener un perfil más definido: el parque eólico Vientos Los Hércules (99 MW), los proyectos solares en el valle del río Negro neuquino y los contratos RenovAr vigentes suman actualmente unos 420 MW de capacidad renovable conectada o en proceso de habilitación. En términos de inversión, solo el segmento renovable recibió compromisos por encima de los 600 millones de dólares entre 2022 y 2025, aunque los retrasos en los procesos de conexión al SADI —que involucran a TRANSENER y a las distribuidoras provinciales— diluyeron el impacto esperado.

Los desafíos son tan evidentes como las oportunidades. El cuello de botella más urgente es la transmisión: las líneas de alta tensión que conectan el Comahue con el área metropolitana de Buenos Aires —especialmente la línea de 500 kV Comahue-Buenos Aires— operan cerca del límite de su capacidad en horas pico, lo que obliga al redespacho local y genera pérdidas técnicas estimadas en un 3,5% del total transportado. La ampliación de la línea y la construcción del segundo circuito Comahue-Cuyo, incluida en el Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica, lleva años de retrasos. El financiamiento —que depende en parte de créditos del BID y del Banco Mundial— está condicionado a la normalización tarifaria del sistema, un proceso que el gobierno nacional aceleró en 2025 pero que todavía no alcanzó los niveles que garanticen retorno a los inversores privados. Por el lado de las oportunidades, el potencial es extraordinario: estudios del INTI y del IAPG estiman que el área Payenia-Neuquén tiene capacidad para albergar más de 8.000 MW de generación eólica adicional, y el recurso solar en la meseta neuquina supera las 1.800 horas de sol pleno al año. Si se resuelve la ecuación de transmisión, Neuquén podría convertirse en el hub exportador de electricidad limpia hacia Chile —con quien ya existen dos interconexiones operativas en el corredor del Paso Samoré— y potencialmente hacia Brasil vía un sistema de interconexión regional más ambicioso.

La perspectiva para los próximos 18 meses pivota sobre tres decisiones concretas. La primera: si el gobierno nacional avanza con el llamado a licitación para la segunda etapa del plan de transmisión federal, que incluye la ampliación del corredor Comahue-Buenos Aires. Los pliegos estaban en revisión a comienzos de 2026 y el sector espera una definición antes del tercer trimestre del año. La segunda: si CAMMESA y el Ministerio de Energía convalidan los precios de largo plazo que permitan cerrar nuevos contratos de abastecimiento (PPA) para proyectos renovables en Neuquén; sin señales de precio claras, la inversión privada en parques eólicos y solares se mantiene en suspenso. Y la tercera, quizás la más estructural: el avance de la repotenciación del complejo Limay, que podría sumar entre 300 y 500 MW adicionales a centrales existentes con inversiones estimadas en 800 millones de dólares, sin necesidad de nuevas concesiones ni impacto ambiental incremental relevante. Neuquén tiene el recurso. Lo que falta es la arquitectura regulatoria y financiera para convertirlo en energía que llegue al enchufe.

Puntos clave

• El complejo hidroeléctrico del Comahue aporta entre el 7% y el 12% de la generación eléctrica nacional, según condiciones hídricas, consolidándose como columna vertebral del SADI.
• Los cuellos de botella en transmisión —especialmente la línea de 500 kV Comahue-Buenos Aires— limitan la capacidad de evacuación y generan pérdidas técnicas del 3,5% en horas pico.
• Neuquén tiene capacidad potencial para sumar más de 8.000 MW eólicos y un recurso solar superior a 1.800 horas de sol pleno al año, aún sin desarrollar masivamente.
• Las decisiones sobre licitaciones de transmisión, precios de largo plazo para renovables y repotenciación del Limay definirán el rol de la provincia en el sistema eléctrico para la próxima década.

Preguntas del sector

¿Cuál es la potencia instalada total de origen neuquino conectada al SADI?

Considerando hidroelectricidad del complejo Limay-Comahue, generación térmica a gas y renovables habilitadas, Neuquén suma aproximadamente 5.200 MW de capacidad instalada conectada al sistema interconectado, lo que representa en torno al 13% del total nacional de unos 40.000 MW instalados.

¿Qué implica la repotenciación del complejo Limay y quién podría ejecutarla?

La repotenciación implica reemplazar turbinas y generadores originales —con 40 o más años de operación— por equipos de mayor eficiencia, lo que permite extraer más potencia del mismo caudal sin ampliar la obra civil. Los operadores actuales —principalmente Enel y AES— tienen capacidad técnica para ejecutarla, pero requieren marcos tarifarios y contractuales que aseguren el retorno de una inversión estimada entre 600 y 800 millones de dólares para todo el complejo.

¿Cómo funciona la interconexión eléctrica entre Neuquén y Chile y qué volúmenes se transan?

Existen dos líneas de interconexión operativas en el corredor Paso Samoré: una de 220 kV y otra de 66 kV, con capacidad conjunta de intercambio de aproximadamente 200 MW. Históricamente el flujo fue bidireccional según disponibilidad hídrica de cada lado de la cordillera; en 2025, Argentina exportó neto hacia Chile en el segundo semestre por primera vez en cuatro años, aprovechando el buen año hídrico del Comahue. El potencial de ampliación de esta interconexión es significativo si se avanza en una línea adicional de 500 kV.