Renovables en Neuquén: el complemento que el modelo hidrocarburo necesita

En un momento en que Vaca Muerta consolida a Neuquén como el motor energético de Argentina, la discusión sobre las energías renovables deja de ser ideológica para volverse técnica y económica. La provincia enfrenta una paradoja productiva: es el territorio con mayor potencial de hidrocarburos no convencionales del país —y uno de los más importantes del mundo— pero también cuenta con recursos solares y eólicos de clase mundial que permanecen subexplotados. En 2026, con la balanza energética nacional bajo presión, con exportaciones de GNL en el horizonte y con una demanda eléctrica que crece a tasas del 4% anual, la complementariedad entre el modelo fósil y las renovables ya no es una opción filosófica: es una necesidad operativa.

La historia reciente de las renovables en Neuquén es la historia de una oportunidad postergada. Cuando el programa RenovAr lanzó sus rondas entre 2016 y 2019, Neuquén participó de manera marginal en comparación con provincias como Chubut, Santa Cruz o La Rioja. El motivo es estructural: el foco político y privado estaba puesto en el fracking, en la recuperación de Vaca Muerta tras los acuerdos de YPF con Chevron y el posterior boom de inversiones. Sin embargo, ese período dejó algunas bases: el parque eólico Diadema II, ubicado en la zona de Añelo, y varios proyectos solares fotovoltaicos de escala menor que alimentan instalaciones industriales y municipales. La capacidad instalada renovable en la provincia ronda actualmente los 180 MW, cifra modesta frente a los más de 2.500 MW que genera en hidroelectricidad convencional y que coloca a Neuquén como la segunda provincia generadora del país en esa categoría, detrás de Misiones.

El estado actual del sector muestra señales de aceleración. Tres proyectos solares de mediana escala —entre 50 y 100 MW cada uno— se encuentran en distintas etapas de desarrollo en la zona del Alto Valle y en las inmediaciones de Zapala, donde la irradiación solar supera los 1.800 kWh/m² anuales, comparable con el norte de Chile. En paralelo, la empresa provincial Epen viene impulsando esquemas de autoabastecimiento renovable para municipios del interior neuquino, con un presupuesto de inversión estimado en 45 millones de dólares para el período 2025-2027. El sector privado, por su parte, empieza a ver en las renovables un complemento lógico a las operaciones de Vaca Muerta: varias operadoras —entre ellas TotalEnergies y Shell— evalúan proyectos de generación solar para alimentar sus propias operaciones en el yacimiento, reduciendo costos operativos y emisiones de Scope 2. TotalEnergies ya tiene experiencia global en este modelo de integración vertical energética, y su interés declarado en Neuquén apunta a instalar entre 80 y 120 MW de capacidad solar para consumo propio antes de 2029. Esto no es filantropía corporativa: en un contexto donde los compradores internacionales de GNL exigen cada vez más certidumbre sobre la huella de carbono del gas que consumen, la descarbonización de las operaciones upstream se convierte en un argumento comercial concreto.

Los desafíos son significativos y van más allá de lo técnico. El primero es la infraestructura de transmisión: el sistema eléctrico neuquino no fue diseñado para integrar generación distribuida de gran escala, y las líneas de alta tensión hacia el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) tienen capacidad limitada. Ampliar esa capacidad requiere inversiones estimadas en 300 millones de dólares solo en la red troncal provincial, con tiempos de construcción que superan los cuatro años. El segundo desafío es regulatorio: el esquema tarifario argentino, históricamente distorsionado, desincentiva la inversión privada en generación porque no garantiza contratos de largo plazo con precios dolarizados estables. El tercer obstáculo es la competencia por capital: en Neuquén, cada dólar que entra al sector energético compite con retornos extraordinarios prometidos por Vaca Muerta, donde los pozos de tight oil pueden recuperar la inversión en 18 a 24 meses. Frente a ese benchmark, un proyecto solar con payback de 7 a 10 años necesita condiciones regulatorias sólidas para ser atractivo. Sin embargo, las oportunidades son proporcionales a esos desafíos. Neuquén tiene el potencial técnico para instalar más de 4.000 MW en solar y 2.500 MW en eólico sin afectar el uso productivo del suelo, según estudios de la Secretaría de Energía nacional. Si ese potencial se desarrolla aunque sea parcialmente, la provincia podría exportar energía limpia al resto del país y, eventualmente, a Chile, con quien comparte frontera y tiene acuerdos de interconexión eléctrica vigentes aunque subutilizados.

La hoja de ruta que se dibuja para los próximos años depende de decisiones que hoy están sobre la mesa. En el corto plazo, la clave está en los contratos de abastecimiento privado (PPA en su sigla en inglés) entre generadores renovables y grandes consumidores industriales de Vaca Muerta: si las operadoras avanzan en ese modelo, se crea un mercado de hecho que no necesita subsidios ni garantías estatales. En el mediano plazo, la ampliación de la red de transmisión es condición sine qua non para que la generación renovable pueda escalar. El Gobierno nacional tiene en sus planes la línea de extra alta tensión que conectaría el nodo Comahue con el norte del país, con una inversión proyectada de 1.200 millones de dólares que incluye componentes financiables por organismos multilaterales como el BID y el Banco Mundial. En el largo plazo, la integración renovable-hidrocarburo tiene un potencial transformador: el hidrógeno verde producido con energía eólica y solar podría usarse para descarbonizar los procesos de refinación y petroquímica que la provincia aspira a desarrollar aguas abajo de Vaca Muerta. Ese círculo virtuoso entre recursos fósiles y limpios no es una contradicción sino una estrategia de supervivencia económica en un mundo que va a seguir necesitando energía, pero bajo condiciones cada vez más estrictas de sostenibilidad ambiental. Neuquén tiene los recursos para construir ese modelo. La pregunta es si tiene la velocidad institucional para hacerlo antes de que la ventana de oportunidad se cierre.

Puntos clave

• Neuquén tiene capacidad instalada renovable de apenas 180 MW, frente a un potencial técnico de más de 6.500 MW entre solar y eólico.
• Operadoras como TotalEnergies evalúan instalar 80-120 MW de solar para autoabastecimiento en Vaca Muerta antes de 2029, impulsadas por exigencias de huella de carbono de compradores internacionales de GNL.
• La red de transmisión eléctrica requiere inversiones de al menos 300 millones de dólares para integrar generación renovable a escala, con tiempos de obra superiores a cuatro años.
• El modelo de PPA privados entre generadores y operadoras de Vaca Muerta emerge como el mecanismo más viable en el corto plazo, sin depender de esquemas tarifarios regulados.

Preguntas del sector

Porque el suministro de la red eléctrica en zonas remotas como Añelo es poco confiable y costoso. Además, generar energía solar o eólica in situ reduce las emisiones de Scope 2 declaradas ante organismos regulatorios internacionales, lo que mejora la calificación ESG de las empresas y facilita el acceso a financiamiento en mercados de capitales que exigen estándares de sostenibilidad.

La zona de Zapala y el sector occidental de la meseta neuquina registra una irradiación horizontal global (GHI) de entre 1.750 y 1.850 kWh/m² anuales, nivel comparable al norte chileno y superior a regiones solares consolidadas de España o Italia. A eso se suma la disponibilidad de tierras de bajo valor productivo alternativo y una posición geográfica con acceso potencial al mercado eléctrico chileno vía paso cordillerano.

Un PPA (Power Purchase Agreement) es un contrato de largo plazo —típicamente entre 10 y 20 años— mediante el cual un generador de energía renovable vende su producción directamente a un consumidor industrial a un precio acordado, sin pasar por el mercado eléctrico mayorista regulado (MEM). En Argentina, la Ley 27.191 y su resolución reglamentaria habilitan a grandes usuarios a contratar hasta el 100% de su consumo mediante este mecanismo, lo que los protege de la volatilidad tarifaria y garantiza al generador un flujo de ingresos predecible en dólares, condición fundamental para acceder a financiamiento de proyecto (project finance).