Energías renovables en Neuquén: el complemento silencioso al modelo hidrocarburo

Neuquén no necesita presentación en el mapa energético argentino: concentra el 40% de la producción nacional de gas y lidera el desarrollo de Vaca Muerta con inversiones que en 2025 superaron los 5.000 millones de dólares. Sin embargo, en paralelo a ese gigante hidrocarburífero, la provincia comenzó a construir una hoja de ruta renovable que ya no puede ignorarse. El motivo es concreto: la propia demanda eléctrica asociada al upstream —plantas de tratamiento, compresoras, campamentos, cities— consume volúmenes crecientes de energía que hoy se abastecen mayoritariamente con generación térmica a gas. Diversificar esa matriz no es solo una decisión ambiental; es una ecuación económica. Cada MW renovable que reemplaza generación a gas libera moléculas para exportación o para el mercado interno, con un diferencial de valor que en contexto de precios internacionales ronda los 4 a 6 dólares por millón de BTU.

El recorrido renovable de Neuquén es más extenso de lo que suele reconocerse. La provincia tiene una tradición hidráulica sólida: el complejo Cerros Colorados, El Chocón, Arroyito y Planicie Banderita representan más de 3.200 MW instalados de generación renovable grande, aunque buena parte de esa capacidad está bajo jurisdicción federal a través de Comahue. Lo nuevo llegó con la Ley 27.191 de 2015 y el programa RenovAr, que abrió una ronda de contratos de largo plazo. Neuquén incorporó en ese ciclo parques eólicos como Vientos de Añelo (50 MW) y el proyecto solar Los Molles. Pero la escala fue modesta comparada con provincias como Chubut, La Rioja o San Juan. La falta de infraestructura de transmisión hacia el norte neuquino —la zona de mayor recurso solar y eólico coincide con el área de influencia de Vaca Muerta— fue el principal cuello de botella durante el período 2016-2022.

El estado actual del sector renovable en Neuquén presenta tres vectores activos. Primero, la generación distribuida y el autoabastecimiento corporativo: empresas como YPF, TotalEnergies y Vista han comenzado a explorar acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con desarrolladores privados para alimentar sus operaciones en la cuenca Neuquina. TotalEnergies, con presencia en Vaca Muerta desde su entrada en Aguada Peyehue, tiene experiencia global en integración renovable-hidrocarburo y comenzó estudios de factibilidad para parques solares de uso propio en la zona de Añelo, donde la irradiación supera los 5,5 kWh/m² por día. Segundo, el proyecto de Parque Solar Cutral Có, con una capacidad proyectada de 100 MW y en etapa de licitación de ingeniería, que apunta a inyectar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y abastecer parte de la demanda local. Tercero, el desarrollo eólico en el corredor Picún Leufú - Zapala, donde estudios del INTI y el INVAP registraron velocidades medias de viento de entre 8 y 10 metros por segundo a 100 metros de altura, valores competitivos a nivel internacional. En este corredor se estiman potenciales técnicos de al menos 2.000 MW instalables en una primera fase.

Los desafíos son estructurales y no menores. El principal es la transmisión: la línea de 500 kV que conecta Comahue con el Gran Buenos Aires está operando cerca del límite de su capacidad en horas pico, y cualquier incorporación masiva de renovables en el norte neuquino requeriría inversiones en nuevas líneas estimadas en no menos de 800 millones de dólares para ampliar el corredor. CAMMESA y la Secretaría de Energía tienen identificado este problema desde 2023, pero los plazos de obra de infraestructura de alta tensión raramente bajan de cuatro años. El segundo desafío es el marco regulatorio: la vigencia de los contratos RenovAr y los precios en dólares que pagan hoy esos contratos —entre 45 y 60 dólares por MWh según tecnología y ronda— están bajo presión en el contexto de revisión tarifaria del gobierno nacional. El tercer factor es la competencia por capital: en Neuquén, la rentabilidad del upstream shale sigue siendo el criterio dominante de asignación de inversión, y los proyectos renovables compiten en una provincia donde el retorno del petróleo no convencional puede superar el 20% en dólares para pozos de alta productividad. La oportunidad, sin embargo, es real: la demanda energética de Vaca Muerta crecerá al ritmo de la producción. Si el gas alcanza los 200 millones de m³/día proyectados para 2030 —frente a los aproximadamente 140 millones actuales— la demanda eléctrica asociada a la operación podría superar los 800 MW adicionales. Cubrir una parte de esa demanda con renovables equivale a liberar gas con valor de exportación.

La proyección para los próximos 24 meses coloca a Neuquén ante decisiones que definirán si las renovables son un complemento real o un capítulo de relaciones públicas. El gobierno provincial, conducido por Rolando Figueroa, ha dado señales de apoyo a la diversificación energética pero sin comprometer recursos presupuestarios significativos. La hoja de ruta más concreta pasa por tres ejes: la aprobación de la actualización del Plan Energético Provincial con metas renovables explícitas al 2030, el avance en la licitación de ampliación de transmisión regional, y la definición de un régimen de PPA privados que permita a las operadoras de Vaca Muerta contratar energía renovable directamente sin pasar por CAMMESA. Este último punto es el más dinámico: si Argentina avanza en la apertura de un mercado de contratos bilaterales de energía renovable —algo que el gobierno nacional insinuó en su agenda de desregulación energética durante el primer trimestre de 2026— Neuquén podría convertirse en el laboratorio donde se integren por primera vez a escala industrial los flujos de hidrocarburo y los flujos renovables en una misma cadena de valor. El potencial existe. La pregunta es si la arquitectura institucional y financiera estará lista antes de que la ventana se cierre.

Puntos clave

• Neuquén tiene más de 3.200 MW de hidroelectricidad instalada, pero las renovables no convencionales (solar y eólico) representan aún una fracción marginal de la matriz provincial.
• La demanda eléctrica de Vaca Muerta podría superar los 800 MW adicionales hacia 2030, creando un mercado cautivo para generación renovable local.
• La restricción de transmisión en el corredor Comahue-Buenos Aires es el obstáculo físico más crítico: una ampliación requiere inversiones de al menos 800 millones de dólares y cuatro años de obra.
• Los PPA privados entre operadoras y desarrolladores renovables son el mecanismo más prometedor a corto plazo, y dependen de avances regulatorios en el mercado eléctrico mayorista.

Preguntas del sector

La irradiación global horizontal en el norte neuquino, en el área de Añelo y Rincón de los Sauces, ronda los 5,3 a 5,7 kWh/m² por día según datos del atlas solar de OLADE y mediciones locales. Ese valor es comparable al norte de Chile y superior al promedio europeo, lo que permite factores de capacidad fotovoltaica de entre 25% y 30% sin seguimiento y de hasta 35% con sistemas de seguimiento de dos ejes.

Considerando que las operadoras pagan entre 55 y 75 dólares por MWh en generación térmica a gas propia o comprada en el mercado spot, un PPA renovable de largo plazo (10 a 15 años) a precios de entre 40 y 50 dólares por MWh resultaría económicamente atractivo, con mayor certidumbre de costos y sin exposición al precio del gas. La viabilidad financiera mejora con escala mínima de 50 MW y contratos en dólares con garantías de pago adecuadas.

El corredor presenta velocidades medias de viento de 8 a 10 m/s a 100 metros de altura, lo que permite turbinas modernas de 4 a 6 MW lograr factores de capacidad de entre 40% y 48%. En una primera fase de desarrollo de 2.000 MW instalados, la generación anual estimada superaría los 7.000 GWh, equivalente a aproximadamente el 8% de la generación total del SADI en 2025. El cuello de botella no es el recurso sino la evacuación eléctrica hacia los centros de consumo.