Redacción
En una provincia donde el petróleo y el gas siguen siendo el eje vertebrador de la economía —y donde Vaca Muerta consolida año tras año records de producción—, las energías renovables emergen no como alternativa sino como complemento estratégico. Neuquén enfrenta una paradoja que define su agenda energética de mediano plazo: es el epicentro de la producción de hidrocarburos no convencionales de la Argentina, pero también una geografía privilegiada para el desarrollo de solar, eólico e hidráulico. La pregunta ya no es si las renovables tienen lugar en Neuquén, sino a qué velocidad y con qué arquitectura regulatoria e inversora se integran al modelo productivo provincial.
La historia reciente de las renovables en Argentina está marcada por los ciclos de política energética nacional. El programa RenovAr, lanzado en 2016, inyectó un impulso inicial significativo: entre 2017 y 2021 se adjudicaron más de 5.000 MW en distintas rondas de licitación a nivel país. Neuquén participó de ese proceso, aunque de manera menos protagónica que provincias como Chubut, Santa Cruz o La Rioja. La irrupción del gas de Vaca Muerta como prioridad exportadora —con el gasoducto Néstor Kirchner habilitado en 2023 y su ampliación en ejecución— desplazó el debate interno sobre renovables, pero no lo canceló. Con una matriz eléctrica nacional donde las renovables ya superaron el 15% de la generación en 2025, el contexto macro está cambiando. Para Neuquén, que consume energía eléctrica a tasas crecientes por la actividad oil & gas (compresión, perforación, facilities), la autogeneración renovable en yacimientos empieza a ser una ecuación económica, no solo ambiental.
En la actualidad, los proyectos renovables en Neuquén más relevantes se concentran en tres vectores. El primero es el hidroeléctrico: la provincia alberga las centrales El Chocón (1.200 MW), Arroyito y Planicie Banderita, operadas históricamente por Enel (ex Endesa) e Hidroeléctrica Cerros Colorados. La eventual construcción de Chihuidos I —represa sobre el río Neuquén con una capacidad proyectada de 637 MW y una inversión estimada en torno a los 3.200 millones de dólares— permanece como el proyecto estrella incompleto del sector, con licitaciones frustradas en 2017 y 2019 y conversaciones abiertas con consorcios chinos y europeos que no terminaron de cristalizar. El segundo vector es el solar, donde la meseta neuquina ofrece radiación de entre 5 y 6 kWh/m²/día, comparable a zonas de alta productividad de Chile. YPF, PAE y Tecpetrol están explorando esquemas de autoconsumo fotovoltaico en yacimientos del bloque Loma Campana y Fortín de Piedra para reducir costos operativos. El tercer eje es el eólico: la región de Añelo y la estepa norpatagónica registran velocidades de viento promedio de 7 a 9 m/s, suficientes para proyectos competitivos, aunque la cercanía de líneas de transmisión sigue siendo un cuello de botella. Actualmente hay menos de 80 MW eólicos instalados en territorio neuquino, cifra modesta frente al potencial técnico estimado en varios miles de megawatts.
Los desafíos son múltiples y se superponen. El más estructural es la infraestructura de transmisión: la red eléctrica neuquina está diseñada históricamente para transportar energía desde las grandes centrales hidráulicas hacia los centros de consumo, no para integrar generación distribuida en puntos remotos de la meseta. Ampliar o modernizar esa red requiere inversiones de entre 800 y 1.200 millones de dólares según estimaciones del ENRE y del EPEN provincial, con tiempos de ejecución que superan los cinco años. El segundo desafío es regulatorio: los mecanismos de poder de compra (PPA) para energía renovable destinada a autogeneración industrial en yacimientos no tienen un marco provincial claro, lo que genera incertidumbre jurídica para los inversores. A nivel nacional, la Secretaría de Energía avanzó en 2025 en reglamentar los contratos MATER (Mercado a Término de Energías Renovables), pero la articulación con la normativa provincial sigue siendo imperfecta. La oportunidad, sin embargo, es concreta: las grandes operadoras de Vaca Muerta consumen entre 800 y 1.200 MW de potencia eléctrica en conjunto, y reemplazar aunque sea el 20% de esa demanda con generación propia solar o eólica implicaría un ahorro operativo de decenas de millones de dólares anuales y una reducción del Scope 1 y Scope 2 que presionan los balances de emisiones ante inversores institucionales europeos y norteamericanos.
La hoja de ruta que se perfila para los próximos tres a cinco años combina pragmatismo y ambición moderada. En el corto plazo, los proyectos de autoconsumo en yacimientos —con paneles solares para alimentar facilities y plantas compresoras— son los más probables de materializarse porque no requieren evacuación de energía a la red y tienen retornos calculables con IRR superiores al 12% en dólares. En el mediano plazo, la ampliación del gasoducto Pehuenche y la habilitación de mayores exportaciones de GNL condicionarán la disponibilidad de gas para generación eléctrica interna: si el gas sube de precio doméstico o se prioriza la exportación, la competitividad de las renovables locales mejorará automáticamente. Chihuidos I seguirá siendo el gran interrogante: requiere financiamiento soberano o cuasi-soberano que hoy la Argentina no está en condiciones de ofrecer con facilidad, aunque la normalización macroeconómica en curso y el regreso al mercado de capitales abren una ventana que en 2027-2028 podría ser más favorable. En el horizonte, Neuquén tiene la posibilidad de convertirse en una provincia de doble perfil energético: exportadora neta de hidrocarburos y autosuficiente en electricidad renovable para su actividad industrial, lo cual fortalecería su posición fiscal y reduciría su exposición a la volatilidad de los precios del crudo y el gas.
El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es el mecanismo habilitado por la Resolución SE 281/2017 y sus modificatorias que permite a grandes usuarios del MEM contratar energía renovable directamente con generadores a través de contratos privados de largo plazo (PPA), sin pasar por licitaciones públicas. Para los yacimientos neuquinos, cuya demanda supera los 300 kW, es la vía más directa para incorporar solar o eólico, aunque requiere que el proyecto renovable esté habilitado en el MEM y que exista capacidad de transporte disponible en el nodo de conexión.
¿Cuál es la radiación solar promedio en la meseta neuquina y cómo se compara con otros polos renovables del país?La meseta neuquina, especialmente en el área de Añelo y alrededores, registra una irradiación global horizontal (GHI) de entre 5,0 y 5,8 kWh/m²/día según datos del Atlas de Energía Solar del INENCO. Esa cifra es inferior a la puna jujeña (6,5-7,0 kWh/m²/día) pero comparable a zonas de Mendoza y superior a Buenos Aires (~4,2 kWh/m²/día), lo que la posiciona como apta para proyectos fotovoltaicos industriales con factores de capacidad cercanos al 22-25%.
¿Por qué Chihuidos I no se construyó pese a estar licitada en dos ocasiones?La primera licitación (2017) quedó desierta por falta de oferentes que aceptaran las condiciones financieras del pliego, que exigía financiamiento con aval soberano en un contexto de acceso restringido al crédito internacional. La segunda ronda (2019) fue adjudicada a un consorcio chino liderado por PowerChina, pero las negociaciones sobre garantías, precio de venta de energía y términos del EPC no llegaron a contrato definitivo antes del cambio de gobierno en diciembre de 2019. Las sucesivas administraciones no lograron retomar el proceso con condiciones aceptables para todas las partes, convirtiendo al proyecto en un símbolo de las dificultades estructurales de Argentina para financiar infraestructura de gran escala.
