Neuquén y el desafío de sostener la matriz eléctrica argentina en 2026

El mercado eléctrico argentino vive un momento de transición crítica en 2026. Mientras la demanda se recupera con el crecimiento económico del país y las temperaturas extremas generan picos de consumo récord, Neuquén sostiene un rol estratégico que no puede descuidarse: aporta aproximadamente el 22% de la energía que circula por el Sistema Interconectado Nacional (SINI). Esta proporción, aunque parece estable en el discurso oficial, esconde tensiones profundas en inversión, tecnología y regulación que definirán la confiabilidad energética de Argentina en los próximos cinco años.

Desde 2010 hasta hoy, la matriz eléctrica argentina ha experimentado transformaciones radicales. En 2015, la hidroelectricidad representaba el 31% de la generación total; en 2025 cayó a 24% por sequías estructurales en cuencas del Comahue y Litoral. Simultáneamente, la participación de gas natural se estabilizó en torno al 38-40%, mientras energías renovables (eólica y solar) escalaron de 1% a 18% en una década. Neuquén, históricamente provincia productora de hidroelectricidad mediante los complejos Cerros Colorados, Pichi Picun Leufú y El Chocón-Calcú, vio caer su capacidad hídrica efectiva de 4.500 MW en años húmedos a 2.800 MW en períodos de estrés. Esta volatilidad obligó al Estado nacional a intensificar la generación térmica en ciclo combinado, con plantas ubicadas en el Conurbano y en el mismo Neuquén (como Rincón de los Sauces), que consumen gas provincial. En 2024, el consumo total del SINI alcanzó 155.000 GWh, con picos de 35.000 MW en días de demanda máxima. Neuquén participó con aproximadamente 34.000 GWh anuales, distribuidos entre hidro (40%), termoeléctrica a gas (35%), renovables (20%) y pequeñas aportes de otros orígenes.

A agosto de 2026, el panorama operacional muestra tensiones visibles. Las tres centrales hidroeléctricas clásicas de Neuquén operan con un factor de capacidad promedio de 55%, muy por debajo del histórico 75%. El Ministerio de Energía confirmó que los niveles de agua en los embalses del Comahue rondaban el 48% de su capacidad máxima, afectados por el tercer ciclo de sequía en cinco años. Esto fuerza mayor dependencia de generación térmica. La planta de ciclo combinado de Energía Sur (500 MW) en Rincón de los Sauces opera al 85% de su capacidad nominal. Dos proyectos de energía renovable avanzaron: el parque eólico La Calera (140 MW, entrada prevista octubre 2026) y la planta solar Vaca Muerta Sur (80 MW, en fase de comisionamiento). Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) reportó que Neuquén ofreció el 21,8% del total de MWh despachados en el SINI durante el primer semestre de 2026, ligeramente por debajo de 2025 (23,1%). Las compras de electricidad en el mercado spot oscilaron entre $125 y $340/MWh según la hora del día, con picos en invierno alcanzando $580/MWh en momentos críticos. El precio promedio anual fue $210/MWh, un 35% superior a 2024, reflejando tensión en la oferta nacional.

Los desafíos que enfrenta Neuquén como proveedor eléctrico se condensan en cuatro ejes críticos. Primero, la sequía estructural: los modelos climáticos del INTA y CONICET proyectan una reducción adicional del 12-15% en caudales medios de los ríos Limay y Neuquén para la próxima década. Cerros Colorados, que en años normales genera 1.200 MW promedio, podría caer a 900 MW. Segundo, la inversión insuficiente en renovables: aunque La Calera y Vaca Muerta Sur suman 220 MW, Neuquén requiere agregar 800-1.000 MW de capacidad eólica y solar en los próximos cinco años para compensar declive hídrico y cubrir nueva demanda. El costo estimado es $1.200-1.500 millones, pero el flujo de inversiones privadas es errático. Los fondos del Banco Mundial y FIRA (Fondo de Inversiones Renovables) llegaron a $310 millones en 2025, insuficientes. Tercero, la dependencia del gas: Neuquén produce 40 millones de m³/día de gas natural, de los cuales 22-24 millones se destina a generación eléctrica térmica local y regional. Esta dependencia genera volatilidad de costos: cuando el gas sube en mercados internacionales, el costo de la electricidad termoeléctrica se torna prohibitivo. Cuarto, la infraestructura de transmisión: el sistema de alta tensión que conecta Neuquén con el Conurbano (líneas de 500 kV) tiene una edad promedio de 25 años. Las pérdidas técnicas en transmisión rondan el 8%, y se han registrado tres desconexiones parciales en 2026 que dejaron sin suministro a más de 200.000 clientes.

Las oportunidades, sin embargo, son reales. Neuquén posee el potencial eólico más alto de Argentina: la Meseta Stepparia genera promedios de 10-11 m/s de velocidad de viento a 80 metros de altura, comparables a los mejores sitios de Patagonia. Con una política de Estado sostenida, podrían desarrollarse 2.500-3.000 MW de capacidad eólica en una década, desplazando generación térmica y reduciendo costos operacionales. La energía solar también crece: la zona de Pichi Picun Leufú recibe 1.750 kWh/m²/año, niveles similares a los del norte de Chile. Adicionalmente, la provincia está explorando la geotermia en zonas volcánicas del sur, con potencial de 50-100 MW en la próxima década. A nivel regulatorio, el Gobierno nacional aprobó en junio de 2026 la Ley de Aceleración de Inversiones en Energía Renovable, que reduce impuestos a proyectos mayores a 100 MW y permite contratos de largo plazo (PPA) con garantías soberanas. YPF Energía y Pampa Energía ya presentaron pre-proyectos de parques eólicos de 300 MW y 250 MW respectivamente, con inversión estimada de $580 millones combinados. El banco ICBC ofreció financiamiento por $420 millones para proyectos renovables neuquinos con plazo de 15 años. En el mediano plazo, si estos proyectos se concretan, Neuquén podría incrementar su aporte al SINI a 26-28% hacia 2031, aunque con una matriz mucho más diversificada: 35% renovables, 30% hidro, 25% gas, 10% otros.

Las decisiones que están en juego en los próximos 18 meses determinarán la trayectoria del sector. El Ministerio de Energía debe acelerar la adjudicación de terrenos fiscales para parques renovables (actualmente hay 12 solicitudes tramitándose). La Secretaría de Electricidad debe invertir $280 millones en refuerzos de transmisión; el presupuesto 2026 asignó solo $95 millones, creando un faltante. Neuquén también debe negociar con Hidronor Argentina (empresa estatal que opera embalses) un régimen de despacho hídrico menos volátil, con reglas de largo plazo que compatibilicen riego agrícola, abastecimiento urbano y generación eléctrica. La relación histórica entre ambos objetivos genera conflictos: un año seco fuerza sacrificar agua de riego para mantener generación, afectando a productores agrícolas. Finalmente, está pendiente la reforma tarifaria de la electricidad. El precio actual para usuarios residenciales está congelado desde 2022, subsidiado en aproximadamente $8.500 millones anuales. Cuando se destrabe (proyección: 2027-2028), habrá presión sobre demanda, pero también oportunidad de atraer inversión en eficiencia energética y almacenamiento (baterías).

Neuquén no puede ser un actor pasivo en esta transición. Su posición geográfica (es puerta de Patagonia), su riqueza de recursos energéticos (gas, agua, viento, sol) y su capacidad instalada existente la convierten en proveedora clave para un país que requiere 35-40 GW de capacidad confiable hacia 2035. Pero ello exige romper patrones de inversión estancada, acelerar las renovables, mantener operacionales las plantas hídricas y modernizar la red. El SINI de Argentina depende de que Neuquén siga siendo confiable. Y Neuquén depende de que Buenos Aires le otorgue prioridad inversora y regulatoria clara. Es un vínculo de interdependencia que el mercado eléctrico nacional debe aprender a gestionar con urgencia.

Puntos clave

• Neuquén aporta 22% de la energía del SINI, con mix en transformación: hidro (40%), gas (35%), renovables (20%).
• Sequías estructurales redujo capacidad hidroeléctrica de 4.500 MW a 2.800 MW en años de estrés.
• Inversión en renovables requiere $1.200-1.500 millones para agregar 800-1.000 MW en cinco años.
• Déficit de transmisión y dependencia de gas natural generan volatilidad operacional y de costos.
• Oportunidades: potencial eólico 2.500-3.000 MW, solar, geotermia y nuevas reglas de PPA privados.

Preguntas del sector

Los embalses neuquinos operan al 48% de capacidad (agosto 2026), reduciendo factor de capacidad hídrico de 75% a 55%. Esto obliga mayor despacho térmico a gas, incrementando costos operacionales del sistema entre 15-25% según períodos.

Se necesitan 800-1.000 MW adicionales de eólica y solar en Neuquén hacia 2031, con inversión estimada de $1.200-1.500 millones. Actualmente se desarrollan 220 MW (La Calera + Vaca Muerta Sur), dejando un faltante de $850-1.200 millones.

Las líneas de 500 kV con 25 años de antigüedad generan pérdidas técnicas del 8% y han causado tres desconexiones parciales en 2026. Se requieren inversiones de $280 millones en refuerzos; el presupuesto 2026 fue de $95 millones, generando riesgo de desabastecimiento en períodos pico.