Neuquén y el mercado eléctrico: cómo la provincia rediseña el equilibrio del sistema nacional

El mercado eléctrico argentino atraviesa una de sus transformaciones más profundas en décadas. La combinación de reformas tarifarias pendientes, un parque de generación que envejece en algunos segmentos y la irrupción de nueva capacidad renovable y termoeléctrica presiona al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en sus límites de transporte y despacho. En ese contexto, Neuquén ocupa un lugar que excede con creces su peso demográfico: la provincia concentra infraestructura hídrica histórica, es el epicentro del gas no convencional que alimenta las centrales térmicas del país y empieza a consolidar proyectos renovables de escala. Lo que ocurra en Neuquén en los próximos tres años determinará en buena medida si Argentina puede sostener el crecimiento de la demanda sin volver a los cortes rotativos que marcaron la última década.

El punto de partida es conocido pero vale precisarlo. Argentina tiene una capacidad instalada de generación que ronda los 43.000 MW, de los cuales aproximadamente el 55% corresponde a generación térmica, el 27% a hidráulica y el resto a renovables y nuclear. El SADI cubre más del 95% de la demanda nacional, que en 2025 promedió alrededor de 27.000 MW de demanda pico, con momentos críticos en enero y julio que superaron los 29.500 MW. Neuquén aporta al sistema a través de sus centrales hidroeléctricas —El Chocón, Cerros Colorados, Alicurá, Piedra del Águila, entre otras— con una capacidad conjunta superior a los 4.800 MW, lo que representa cerca del 11% de la capacidad instalada total del país. Esa cifra, por sí sola, convierte a Neuquén en una provincia eléctricamente estratégica. Si a eso se suma que el gas de Vaca Muerta representa hoy más del 40% del gas natural que consume el parque térmico nacional, el peso neuquino en la matriz se vuelve estructural y no meramente accidental.

El estado actual del aporte neuquino al SADI presenta luces y sombras. Por el lado positivo, la producción gasífera de Vaca Muerta cerró el primer semestre de 2026 con un promedio superior a los 130 millones de metros cúbicos diarios, cifra que representa un incremento de aproximadamente 12% respecto al mismo período de 2025. Ese gas abastece centrales de ciclo combinado en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba que suman varios miles de megavatios de potencia despachada. En cuanto a la generación hidroeléctrica, el sistema del Comahue operó en el primer semestre de 2026 con niveles de embalse razonables —por encima del 50% en El Chocón— lo que permitió un despacho hídrico fluido. En el segmento renovable, la provincia suma proyectos eólicos y solares que en conjunto superan los 800 MW instalados, con parques como Arauco II y desarrollos en Picún Leufú que inyectan energía directamente al SADI. Las inversiones comprometidas para 2026-2027 en el sector eléctrico neuquino —incluyendo repotenciación de centrales, nuevas líneas de transmisión y parques renovables— superan los 1.200 millones de dólares según relevamientos del propio gobierno provincial.

Los desafíos son igualmente significativos. El primero y más urgente es la restricción de transporte: la red de alta tensión que evacúa energía desde el Comahue hacia el centro y el litoral del país opera cerca de su límite técnico en horas pico. La línea de 500 kV Comahue-Buenos Aires, columna vertebral de esa evacuación, tiene décadas de uso y los proyectos de refuerzo —como la nueva línea Comahue-Cuyo— avanzan con lentitud burocrática y financiera. Sin mayor capacidad de transporte, Neuquén puede generar más pero no siempre puede inyectarlo cuando más se necesita. El segundo desafío es regulatorio: el mercado mayorista eléctrico argentino (CAMMESA administra el despacho) opera bajo una lógica de precios administrados que no siempre refleja la escasez real ni recompensa adecuadamente la disponibilidad. Esto desincentiva la inversión en generación nueva, especialmente en activos con alto costo de capital como los hidroeléctricos. Un tercer factor es el hídrico-climático: la variabilidad del caudal del río Limay —que alimenta la mayor parte de las centrales del Comahue— introduce incertidumbre estacional que obliga a mantener reserva térmica adicional. Las proyecciones climáticas para la Patagonia andina no son favorables en materia de derretimiento glaciar a largo plazo, lo que plantea preguntas estructurales sobre la confiabilidad futura del recurso hídrico. Frente a estos obstáculos, la oportunidad es proporcional: si Argentina logra reformar el esquema tarifario y de señales de precio en el mercado eléctrico mayorista, Neuquén está en condiciones de atraer inversiones adicionales en generación de base —gas, hidro, almacenamiento— que el sistema necesita con urgencia.

La perspectiva a 2027-2030 es la de un mercado eléctrico argentino que no puede crecer sostenidamente sin resolver el nudo neuquino. Los planes de expansión de CAMMESA y la Secretaría de Energía contemplan al menos 3.000 MW adicionales de capacidad de generación para ese horizonte, y una porción relevante depende de proyectos con base en Neuquén o que requieren el gas de Vaca Muerta como combustible. La decisión más urgente es la del refuerzo de transporte: sin nuevas líneas de 500 kV desde el Comahue, la energía adicional que se genere quedará atrapada. En paralelo, el debate sobre la reforma del mercado eléctrico —que incluye la revisión del esquema de precios estacionales, los contratos de abastecimiento y el rol de los distribuidores— determinará qué tan rápido fluye el capital privado hacia nueva generación. Para Neuquén, el escenario ideal es convertirse en exportadora neta de energía eléctrica, un estatus que hoy tiene de manera parcial pero que podría consolidarse si se combinan gas, renovables e hidráulica con una infraestructura de transporte modernizada. Las decisiones que se tomen en los próximos 18 meses —en la Secretaría de Energía, en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad y en Casa Rosada— definirán si esa oportunidad se concreta o se pospone una vez más.

Puntos clave

• Neuquén concentra más del 11% de la capacidad instalada de generación eléctrica del SADI a través de su sistema hidroeléctrico del Comahue, con más de 4.800 MW.
• El gas de Vaca Muerta representa más del 40% del combustible consumido por el parque térmico nacional, convirtiendo a la provincia en pilar estructural del abastecimiento eléctrico.
• La restricción de transporte en la línea Comahue-Buenos Aires de 500 kV es el cuello de botella más crítico para expandir el aporte neuquino al sistema interconectado.
• Las inversiones comprometidas en infraestructura eléctrica neuquina para 2026-2027 superan los 1.200 millones de dólares, con foco en renovables, transmisión y repotenciación hídrica.

Preguntas del sector

Los estudios técnicos de CAMMESA estiman que se requieren al menos 1.500 MW adicionales de capacidad de transmisión en el corredor patagónico norte, lo que implica construir una nueva línea de 500 kV en paralelo a la existente o reforzar subestaciones intermedias. El costo estimado de ese proyecto supera los 800 millones de dólares y su plazo de ejecución es de 4 a 5 años desde la aprobación definitiva.

El caudal del Limay presenta variaciones estacionales significativas, con máximos en primavera por deshielo y mínimos en otoño-invierno. En años secos, el factor de capacidad del sistema puede caer por debajo del 35%, obligando a CAMMESA a incrementar el despacho térmico de respaldo y elevar el costo marginal del sistema. La gestión coordinada de embalses entre las distintas concesionarias —Enel, AES, Pluspetrol— es clave para optimizar el uso del recurso.

El principal cambio requerido es la implementación de señales de precio que reflejen la escasez real de capacidad en horas pico, incluyendo un mercado de capacidad o un mecanismo de pago por disponibilidad que remunere la potencia firme y no solo la energía despachada. Adicionalmente, los contratos de abastecimiento de largo plazo —entre 10 y 15 años— con precio en dólares son el instrumento que históricamente ha desbloqueado financiamiento para proyectos de generación de base en Argentina.