Redacción
En junio de 2026, el sistema eléctrico argentino atraviesa una encrucijada estructural que no admite demoras: la demanda máxima de potencia supera los 30.000 MW en picos de verano e invierno, la capacidad de generación instalada ronda los 44.000 MW pero con disponibilidad efectiva sensiblemente menor por obsolescencia y falta de mantenimiento, y la red de alta tensión acumula un déficit de inversión que viene de al menos tres lustros. En ese contexto, Neuquén no es un actor periférico del Sistema Interconectado Nacional (SIN): es una pieza estratégica. La provincia concentra los complejos hidroeléctricos más grandes del país, tiene un perfil viento-eólico de clase mundial en la Patagonia norte y además aloja el boom productivo de Vaca Muerta, que demanda electricidad de forma creciente para operaciones de fracking, campamentos y plantas de procesamiento. Entender qué aporta Neuquén al SIN y qué le falta para aportar más es, en definitiva, entender uno de los nudos críticos de la transición energética argentina.
El punto de partida es la hidroelectricidad. El complejo Cerros Colorados (integrado por El Chocón, Arroyito y las centrales del sistema) y el complejo Alicurá-Piedra del Águila-Pichi Picún Leufú sobre el río Limay constituyen uno de los ejes hidroeléctricos más relevantes de Sudamérica. Solo El Chocón aporta 1.200 MW de potencia instalada; Piedra del Águila, con 1.400 MW, es la central hidroeléctrica más grande del país. En conjunto, las centrales neuquinas sobre los ríos Limay y Neuquén suman aproximadamente 4.800 MW de capacidad instalada, lo que representa alrededor del 11% de la potencia total del SIN. Durante años hídricos favorables, la generación hidráulica de la región puede representar entre el 18% y el 22% de la energía eléctrica inyectada al sistema nacional. Sin embargo, los últimos cinco años mostraron una variabilidad hidrológica creciente —con caudales por debajo del promedio histórico en el Limay durante 2022 y 2023— que redujo la disponibilidad real y puso en evidencia la necesidad de diversificar la matriz provincial y regional.
El estado actual del sector eléctrico en Neuquén combina activos maduros con proyectos en distintas etapas de desarrollo. Las centrales hidroeléctricas operadas por AES Argentina (El Chocón, Arroyito) e Enel (Alicurá, Piedra del Águila, Pichi Picún Leufú) siguen siendo el corazón del aporte provincial, pero requieren inversiones de rehabilitación y modernización que rondan los 300 millones de dólares acumulados en los próximos cinco años para mantener su disponibilidad operativa. En el segmento eólico, el corredor Neuquén-Río Negro concentra parques como Loma Blanca, Los Olivos y Vientos Neuquinos, con una capacidad combinada que ya supera los 600 MW eólicos en operación. La expansión eólica proyectada bajo el marco del RenovAr y contratos de energía renovable suma otros 400 MW en distintas fases. En materia de gas para generación, la provincia provee el combustible que alimenta centrales de ciclo combinado fuera de su territorio, pero internamente enfrenta restricciones: la demanda eléctrica asociada a operaciones upstream en Vaca Muerta creció un 35% entre 2022 y 2025, y las empresas operadoras —YPF, TotalEnergies, Shell, Vista Energy— evalúan esquemas de generación distribuida y autogeneración que descompriman la dependencia de la red provincial.
Los desafíos son tanto técnicos como regulatorios. El más urgente es la capacidad de transmisión. La línea de 500 kV Comahue-Buenos Aires, columna vertebral del transporte de energía desde la Patagonia, opera en condiciones de saturación durante picos de demanda y su ampliación —prevista desde hace años en los planes de CAMMESA y la Secretaría de Energía— avanza con lentitud burocrática y financiamiento incierto. Se estima que se necesita una inversión superior a los 800 millones de dólares para duplicar la capacidad de evacuación desde el Comahue hacia el centro del país en el horizonte 2030. Sin esa obra, la potencia instalada nueva —sea hidráulica, eólica o solar— quedará atrapada en la Patagonia sin poder llegar al mercado donde se la necesita. Por otro lado, el esquema tarifario y el diseño del mercado mayorista eléctrico (MEM) siguen penalizando la señal de precio de largo plazo necesaria para atraer inversión privada sin subsidio. Las reformas parciales implementadas desde 2024 mejoraron la situación de algunas generadoras, pero la segmentación tarifaría y la deuda acumulada del sistema —que en su pico rozó los 1.500 millones de dólares en obligaciones impagas de CAMMESA a generadores— dejó cicatrices que aún condicionan las decisiones de inversión.
La perspectiva para los próximos tres a cinco años depende de tres decisiones concretas: el financiamiento y licitación de la ampliación de la línea Comahue-Buenos Aires, la aprobación de nuevos contratos de energía renovable que den previsibilidad a los desarrolladores eólicos y solares neuquinos, y la definición de un marco para la autogeneración y generación distribuida en el área de Vaca Muerta que permita a las operadoras cubrir su propia demanda sin saturar la red provincial. Si esas tres piezas encajan, Neuquén tiene el potencial de convertirse en el principal exportador neto de energía del SIN, con un horizonte de 7.000 a 8.000 MW de capacidad instalada combinada hacia 2030. Si no encajan, la provincia seguirá siendo una potencia energética subaprovechada, con centrales que generan menos de lo que podrían y proyectos que no se construyen porque no hay certeza de que la energía pueda llegar a donde se necesita. El tablero está puesto. Las decisiones, pendientes.
La línea de 500 kV es la única arteria de alta capacidad que conecta la generación patagónica con el centro de consumo del país. Opera cerca de su límite térmico en condiciones de máxima generación, lo que obliga a CAMMESA a restringir despacho desde centrales que podrían generar más. Las ampliaciones proyectadas —una nueva terna o la construcción de una segunda línea en el corredor— tienen plazos de obra de cuatro a seis años desde la adjudicación, lo que en el mejor escenario regulatorio sitúa la solución estructural en 2030-2031.
¿Cómo impacta la variabilidad hidrológica en la confiabilidad del aporte neuquino al SIN?Los caudales del río Limay presentan una variabilidad interanual de entre 20% y 40% respecto al promedio histórico. En años secos, la generación hidráulica del Comahue puede caer entre 15% y 25% respecto al año anterior, lo que obliga al sistema a recurrir a generación térmica de mayor costo variable. Este riesgo hidrológico refuerza el argumento económico para acelerar la incorporación de capacidad eólica y solar en la región como complemento estacional.
¿Cuál es el marco regulatorio para la autogeneración eléctrica en el área de Vaca Muerta?La Resolución 1/2019 de la ex Secretaría de Energía estableció un régimen de usuarios autogeneradores en el MEM, pero su aplicación práctica fue limitada por restricciones operativas y falta de reglamentación complementaria. Desde 2024, el gobierno nacional impulsa una actualización normativa que facilite contratos bilaterales entre generadores y grandes usuarios industriales —incluidas las operadoras de Vaca Muerta— sin pasar por el despacho centralizado de CAMMESA, esquema que podría reducir la presión sobre la red provincial y mejorar la ecuación económica de la autogeneración a gas.
