Redacción
El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) recibe este jueves 11 y viernes 12 de junio a representantes técnicos e institucionales de al menos diez empresas distribuidoras eléctricas de todo el país, en el marco de un encuentro federal organizado por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera). La convocatoria reúne a firmas como Edenor, Edesur, EDEA, Edelar, Edesa, Secheep, EPE Santa Fe, Depar y la Distribuidora de Energía de Colón, cubriendo jurisdicciones que van desde el Área Metropolitana de Buenos Aires hasta el NOA y el NEA. La elección de Neuquén como sede no es casual: el EPEN es uno de los pocos operadores eléctricos públicos integrados del país, con presencia simultánea en generación, transporte y distribución.
El encuentro se inscribe en un momento de tensión estructural para el sistema eléctrico argentino. La demanda residencial e industrial creció en torno al 4% interanual durante el primer trimestre de 2026, impulsada en parte por la reactivación de la actividad en cuencas hidrocarburíferas y por el aumento del consumo en zonas urbanas tras la normalización tarifaria iniciada en 2024. Las distribuidoras del país enfrentan simultáneamente el desafío de modernizar redes con financiamiento escaso, absorber la penetración de generación distribuida y adaptar sus esquemas operativos a una transición energética que avanza de manera desigual según la región. En ese contexto, los espacios de intercambio técnico federal como este adquieren valor operativo concreto, más allá del componente institucional.
La agenda del encuentro abarca telemedición, trabajo con tensión, eficiencia operativa y desarrollo energético regional, temas que reflejan las prioridades del sector en Argentina. La telemedición, por ejemplo, es una asignatura pendiente para gran parte de las distribuidoras provinciales: según datos del sector, la penetración de medidores inteligentes en el interior del país no supera el 15% del parque instalado, contra umbrales del 60-70% en distribuidoras europeas comparables. El EPEN, en tanto, opera un sistema que combina red interconectada con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y una serie de sistemas aislados y mini redes en localidades de la cordillera y el interior neuquino, donde la extensión territorial —la provincia supera los 94.000 km²— impone costos de operación y mantenimiento significativamente superiores a los de empresas urbanas. La Cooperativa CALF, que distribuye energía en la capital provincial, también participa del encuentro, sumando la perspectiva del modelo cooperativo al debate.
Para Neuquén, el valor estratégico del encuentro va más allá del intercambio técnico. La provincia concentra el grueso de la producción de hidrocarburos no convencionales del país —Vaca Muerta aportó en 2025 aproximadamente el 52% del gas natural y más del 40% del petróleo producidos en Argentina— y enfrenta una curva de crecimiento de demanda eléctrica asociada directamente a la expansión del yacimiento. La electrificación de operaciones en el upstream, la compresión de gas, el procesamiento en plantas y la logística del sector suman una presión creciente sobre la red de distribución y transporte provinciales. El EPEN debe, al mismo tiempo, garantizar el abastecimiento a comunidades rurales dispersas y absorber la demanda industrial de uno de los corredores energéticos más activos de América del Sur. Mostrar esa complejidad operativa ante pares del sector nacional es, en sí mismo, un ejercicio de posicionamiento institucional.
Lo que viene es igualmente exigente. El EPEN deberá acompañar el crecimiento de demanda derivado de los proyectos de GNL que la provincia impulsa activamente —el acuerdo firmado recientemente entre el gobernador Rolando Figueroa y YPF apunta a una capacidad inicial de exportación de entre 25 y 30 millones de toneladas anuales en una primera etapa—, lo que requerirá inversión en infraestructura eléctrica asociada a los trenes de licuefacción y a la logística portuaria. A nivel federal, la discusión sobre la segmentación tarifaria, el esquema de subsidios y el marco regulatorio del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) sigue abierta, condicionando la capacidad de inversión de las distribuidoras. Los próximos meses definirán si el encuentro de Neuquén deriva en acuerdos operativos concretos o queda como antecedente institucional: la voluntad del EPEN de visibilizar sus modelos de operación en sistemas aislados y electrificación rural puede traducirse en replicación de experiencias en otras provincias con geografías complejas, como Chubut, Salta o Misiones.
El EPEN opera bajo un esquema mixto en el que los costos de los sistemas aislados —con generación diésel o renovable en localidades no interconectadas— son subsidiados parcialmente por transferencias provinciales y fondos nacionales como el FEDEI (Fondo Especial para el Desarrollo Eléctrico del Interior). La tarifa residencial en esas zonas no refleja el costo real de generación, que puede triplicar al del sistema interconectado. La sostenibilidad del modelo depende de la continuidad de los aportes del Tesoro provincial, que a su vez está ligada a la renta hidrocarburífera.
¿Cómo impacta el crecimiento de la generación distribuida en la operación de distribuidoras como el EPEN o CALF en el contexto neuquino?La penetración de generación distribuida en Neuquén es aún baja respecto al potencial solar y eólico de la provincia, pero la regulación nacional habilitada por la Ley 27.424 y sus decretos reglamentarios obliga a las distribuidoras a aceptar inyecciones de pequeños generadores y a remunerar el excedente. Para distribuidoras con redes antiguas y sistemas de medición convencionales, esto implica costos de adecuación técnica que no siempre están contemplados en las revisiones tarifarias vigentes. El EPEN enfrenta además el desafío de gestionar inyecciones en nodos con capacidad de transformación limitada.
