Renovables en Neuquén: el complemento que el modelo hidrocarburo todavía no termina de integrar

En el corazón de la mayor formación de shale del hemisferio occidental, Neuquén enfrenta una paradoja que define buena parte del debate energético argentino en 2026: es la provincia que más hidrocarburo no convencional produce en el país y, al mismo tiempo, una de las que más lentamente ha avanzado en construir una matriz renovable propia. No se trata de una contradicción ideológica sino de un problema estructural con consecuencias económicas concretas: el sector de petróleo y gas consume energía eléctrica a un ritmo creciente, y esa energía todavía depende en gran medida del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con los costos, la exposición cambiaria y las restricciones de red que eso implica. La pregunta que hoy se hacen operadoras, inversores y funcionarios provinciales no es si las renovables tienen lugar en Neuquén, sino cuándo y cómo se integran de manera funcional al modelo productivo que el territorio ya tiene.

El punto de partida es que Neuquén históricamente construyó su identidad energética sobre la tríada hidroeléctrica, petróleo convencional y, desde 2013 con el acuerdo YPF-Chevron en Loma Campana, el no convencional. La provincia genera cerca del 45% del petróleo crudo y el 52% del gas natural del país, con cuencas que en 2025 superaron los 600.000 barriles de petróleo equivalente por día sumando ambos fluidos. La inversión acumulada en Vaca Muerta desde 2010 supera los 50.000 millones de dólares, y el plan de desarrollo hasta 2030 proyecta triplicar la producción de gas para satisfacer exportaciones vía GNL. En ese contexto, el consumo eléctrico de las operaciones upstream y midstream creció más del 30% entre 2021 y 2025, generando una demanda industrial específica que el sistema convencional no puede absorber sin tensiones. Ese es el nicho que abren las renovables: no como reemplazo del hidrocarburo, sino como servicio energético para el propio sector.

El estado actual del segmento renovable en Neuquén muestra avances reales pero todavía fragmentados. La provincia cuenta con el Parque Eólico Vientos Neuquinos, que opera desde 2019 con 100 MW instalados en la zona de Añelo, y una serie de proyectos solares fotovoltaicos de escala media —entre 10 y 50 MW— que suman aproximadamente 180 MW en distintas fases de desarrollo o construcción. El recurso eólico en la meseta patagónica es excepcional: velocidades de viento de entre 7 y 10 m/s en el corredor Zapala-Añelo, con factores de capacidad que superan el 45% en los mejores emplazamientos. El recurso solar en la cuenca neuquina también es competitivo, con irradiación global horizontal de entre 4,5 y 5,5 kWh/m² por día. En términos de inversión privada comprometida, los proyectos en cartera para el período 2026-2028 rondan los 800 millones de dólares, según estimaciones del sector basadas en contratos firmados y permisos en trámite ante el ENRE y la Secretaría de Energía nacional. El actor más activo en el segmento de autoabastecimiento industrial es YPF, que anunció en 2025 la construcción de un parque solar de 120 MW para alimentar sus operaciones en Loma Campana y El Orejano, con entrada en servicio prevista para el segundo semestre de 2027. Pan American Energy y Vista Energy también tienen proyectos de energía autogenerada en etapa de ingeniería básica.

Los desafíos son múltiples y no todos se resuelven con voluntad política. El primero es la infraestructura de red: el nodo eléctrico de Añelo —la capital del shale— opera con tensiones de capacidad que limitan la inyección de nueva generación sin obras de ampliación en las líneas de 132 kV que lo conectan con Senillosa y Cutral-Co. CAMMESA estimó en 2024 que se necesitan inversiones por al menos 350 millones de dólares en transmisión regional para desbloquear el potencial renovable del norte neuquino. El segundo desafío es regulatorio: el esquema de contratos de autogeneración y cogeneración en Argentina sigue siendo complejo, y la articulación entre el marco provincial —Neuquén tiene su propia ley de energías renovables, la 2.612— y el esquema federal genera zonas grises que desincentivan la inversión rápida. El tercer obstáculo es financiero: la Argentina post-reestructuración accede a tasas de financiamiento internacional elevadas, lo que encarece el costo del capital para proyectos con retornos en pesos o con exposición al riesgo regulatorio local. Sin embargo, la oportunidad es simétrica: una empresa que logre cerrar un contrato de suministro de largo plazo con una operadora de Vaca Muerta en dólares tiene un perfil de riesgo muy diferente al de un proyecto que vende al mercado spot local, y eso empieza a despertar interés de fondos de infraestructura con mandato en energía limpia.

La hoja de ruta que está en discusión en 2026 tiene tres ejes concretos. Primero, la consolidación del esquema de PPA industriales —contratos privados de compraventa de energía— entre generadoras renovables y operadoras de hidrocarburos, sin pasar por el mercado mayorista. Segundo, la ampliación del nodo de transmisión de Añelo, que debería resolverse en el marco del Plan Federal de Transmisión con financiamiento del BID y del Banco Mundial, aunque los plazos están sujetos a la negociación presupuestaria con Nación. Tercero, el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde de escala piloto: Neuquén tiene condiciones de recurso, territorio y knowhow industrial para posicionarse en la cadena de valor del H2 verde, con al menos dos consorcios —uno con participación de Tecpetrol y otro con capitales europeos— que estudian la viabilidad de plantas de electrólisis de entre 50 y 200 MW para el período 2028-2030. Lo que está en juego no es menor: si Neuquén logra integrar renovables al tejido productivo de Vaca Muerta en los próximos tres años, puede reducir el costo operativo del upstream en hasta un 8% en la componente energética y mejorar el perfil de emisiones de Scope 2 de las operadoras, algo que los compradores europeos de GNL empiezan a exigir contractualmente. Si no lo logra, seguirá siendo una provincia que exporta hidrocarburo con huella de carbono más alta de la que podría tener.

Puntos clave

• Neuquén produce el 45% del petróleo y el 52% del gas de Argentina, con una demanda eléctrica industrial que creció más del 30% entre 2021 y 2025.
• El potencial renovable instalado en desarrollo o construcción ronda los 180 MW, con una cartera de inversión proyectada de 800 millones de dólares para 2026-2028.
• YPF lidera el autoabastecimiento renovable con un parque solar de 120 MW en Loma Campana, con entrada en servicio prevista para 2027.
• La transmisión eléctrica es el cuello de botella central: se necesitan al menos 350 millones de dólares en infraestructura de red para desbloquear el norte neuquino.

Preguntas del sector

Dependiendo del mix de consumo y el contrato de referencia, una operadora mediana puede reducir entre un 6% y un 10% su costo eléctrico operativo al reemplazar energía del SADI por generación solar o eólica propia con contratos PPA a 15-20 años. El ahorro es mayor si la operadora tiene alta carga base diurna, compatible con la curva de generación solar.

La provincia cuenta con la Ley 2.612 de energías renovables y adhirió a la Ley Nacional 27.191. Los proyectos de autogeneración y cogeneración se encuadran en la Resolución SE 281/2017 y sus modificatorias. Sin embargo, la articulación entre jurisdicciones —especialmente para proyectos que inyectan excedentes al SADI— requiere habilitación del ENRE y acuerdo con CAMMESA, lo que extiende los plazos administrativos entre 18 y 36 meses.

El recurso eólico y solar de la meseta neuquina ofrece factores de capacidad que hacen competitivo el costo del electrón para electrólisis. El problema es la ecuación de exportación: sin infraestructura portiaria propia en el Atlántico y sin un mercado comprador consolidado que fije precio a largo plazo, los proyectos no logran cerrar el financiamiento. Los consorcios en estudio apuntan a 2028-2030 como horizonte realista, condicionado a acuerdos bilaterales con compradores europeos o japoneses.