Redacción
El mercado eléctrico argentino atraviesa una de sus coyunturas más complejas y, al mismo tiempo, más prometedoras de las últimas dos décadas. La demanda residencial e industrial sigue creciendo por encima del 3% interanual en lo que va de 2026, mientras la capacidad instalada de generación enfrenta cuellos de botella que el sistema lleva años intentando resolver. En ese contexto, Neuquén emerge no solo como una provincia productora de hidrocarburos —función que ya le garantiza un lugar propio en el mapa energético nacional— sino como un nodo estratégico de generación eléctrica, cuyo aporte al Sistema Interconectado Nacional (SIN) resulta cada vez más difícil de soslayar para quienes administran el despacho y planifican la expansión de la red.
El rol de Neuquén en el sistema eléctrico tiene raíces históricas profundas. La provincia alberga el Complejo Hidroeléctrico del Comahue, formado por las centrales El Chocón (1.200 MW), Arroyito (128 MW), Planicie Banderita (48 MW) y Chihuidos I en planificación avanzada, entre otras instalaciones sobre los ríos Neuquén y Limay. El Comahue fue históricamente responsable de entre el 15% y el 20% de la generación eléctrica nacional total, una proporción que fue declinando relativamente a medida que el parque térmico se expandió en el centro del país durante la primera década del siglo XXI. Sin embargo, la irrupción de Vaca Muerta como reservorio de gas natural no convencional introdujo una variable completamente nueva: la posibilidad de alimentar con gas barato y abundante a nuevas centrales de ciclo combinado instaladas en territorio neuquino o en provincias vecinas, devolviendo protagonismo a la región en términos de generación.
En la actualidad, el parque generador vinculado a Neuquén suma aproximadamente 2.800 MW de potencia instalada efectiva entre hidroelectricidad y térmica. Las centrales de ciclo combinado ubicadas en Arroyito, Loma de la Lata y la expansión en curso de la central de Añelo —esta última impulsada por Pampa Energía con una inversión declarada de 320 millones de dólares para una potencia adicional de 560 MW en turbinas de gas— posicionan a la provincia como exportadora neta de electricidad hacia el norte y el este del país. CAMMESA registra que el nodo Comahue aporta flujos de exportación neta que en picos de temporada de deshielo superan los 3.500 MW hacia las provincias de Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba. La tarifa de transporte en alta tensión que paga la región refleja ese flujo invertido: Neuquén es generadora, no receptora marginal. En paralelo, YPF y TotalEnergies avanzan en proyectos de generación distribuida asociados a la operación en Vaca Muerta, con plantas de cogeneración que aprovechan el gas no asociado para cubrir la demanda de las operaciones en campo y volcar excedentes al sistema. TotalEnergies opera en el bloque Aguada Pichana una planta de 80 MW que inyecta alrededor de 1,5 millones de m³/día equivalentes en valor eléctrico al SIN local.
Los desafíos son, con todo, formidables. El principal obstáculo para que Neuquén amplíe su aporte eléctrico no es la capacidad de generación sino la infraestructura de transmisión. Las líneas de extra alta tensión (500 kV) que conectan el Comahue con el Gran Buenos Aires operan frecuentemente en saturación técnica, lo que obliga al operador a limitar el despacho de centrales patagónicas pese a que el costo marginal es inferior al del parque térmico costero. La línea Comahue-Cuyo y el corredor Comahue-Buenos Aires datan de la década del 80 y su ampliación es una asignatura pendiente que distintos gobiernos prometieron y no ejecutaron. La licitación de la Línea de Extra Alta Tensión Neuquén-Río Negro-Buenos Aires, que el Ministerio de Energía de la Nación relanzó en abril de 2026 con un presupuesto estimado en 1.100 millones de dólares financiados parcialmente por el BID, representa la apuesta más concreta para desatar ese nudo. Sin esa obra, la expansión del parque generador en Vaca Muerta tiene un límite físico claro. Por otro lado, la volatilidad hidrológica es un riesgo estructural: en años de sequía —como ocurrió en 2022 y parcialmente en 2023— la generación hidroeléctrica del Comahue cae hasta un 35% respecto de años húmedos, lo que obliga a sustituir con gas en centrales térmicas a un costo mayor y con presión adicional sobre el sistema de transporte de gas. La oportunidad, en cambio, es manifiesta: Argentina necesita incorporar entre 4.000 y 6.000 MW adicionales antes de 2030 para sostener el crecimiento económico proyectado y la electrificación del consumo. Neuquén tiene el recurso —gas, agua, sol en la meseta— y el tejido industrial para producirlos.
La perspectiva para los próximos 24 meses es de alta tensión —en sentido figurado y literal. La licitación de transmisión mencionada ingresará en etapa de ofertas técnicas hacia finales de 2026, y la adjudicación podría definirse en el primer trimestre de 2027. Si los plazos se cumplen, la obra podría comenzar en 2028, con habilitaciones parciales no antes de 2031. Ese cronograma convive con la presión de empresas como Vista Energy, Pluspetrol y Pampa Energía, que tienen en cartera proyectos de generación térmica para los cuales ya cuentan con el gas pero no con el punto de conexión al SIN en condiciones de precio y capacidad aceptables. La reforma del mercado mayorista eléctrico —el esquema que CAMMESA opera bajo la resolución SE 95/13 y sus modificaciones— sigue siendo otro nodo de incertidumbre: la estructura de precios estacionarios, los subsidios cruzados y la falta de señales de largo plazo desincentivan la inversión privada en generación de base. El Gobierno nacional anunció avances en un nuevo esquema de contratos de largo plazo (PPA en pesos indexados) que podría cambiar esa ecuación, pero la implementación efectiva todavía no está consolidada. Lo que sí está claro es que sin Neuquén, el sistema eléctrico argentino no puede cumplir sus metas de abastecimiento. Y eso le da a la provincia —y a sus operadores— una palanca de negociación que en otros tiempos no tenían.
Las plantas de ciclo combinado operativas en el área Neuquén-Añelo-Loma de la Lata consumen en conjunto entre 8 y 12 millones de m³/día según la estacionalidad y los despachos de CAMMESA, representando una fracción menor al 10% de la producción provincial de gas, lo que ratifica el margen disponible para nuevas instalaciones.
¿Qué impacto tiene la exportación de electricidad de Neuquén sobre la tarifa promedio del AMBA?El aporte del nodo Comahue —con costos de generación hidroeléctrica por debajo de los 30 USD/MWh— tiende a reducir el precio estacional del mercado mayorista en los nodos del AMBA entre un 8% y un 12% en temporada alta de deshielo, abaratando el costo de abastecimiento aunque ese beneficio no se traslada linealmente al usuario final dado el esquema de precios administrados.
¿Qué es Chihuidos I y en qué estado se encuentra el proyecto?Chihuidos I es un proyecto de presa multipropósito sobre el río Neuquén con una potencia prevista de 637 MW. Fue licitado y adjudicado en 2015, pero nunca inició obras por falta de financiamiento y conflictos contractuales. En 2025 el gobierno provincial relanzó conversaciones con el BID y el BCIE para una estructura de financiamiento mixta, aunque a julio de 2026 el proyecto sigue sin fecha de inicio de obra confirmada.
