Energías renovables en Neuquén: el complemento estratégico al modelo hidrocarburo

Las energías renovables en Neuquén han dejado de ser una propuesta marginal o aspiracional para convertirse en una variable estratégica de la economía provincial. En 2026, la provincia enfrenta una encrucijada que requiere decisiones concretas sobre cómo integrar proyectos solares y eólicos sin desmantelar el modelo hidrocarburifero que ha estructurado su matriz fiscal, empleo e inversión durante seis décadas. Este debate no es meramente ambiental; es profundamente económico y político. La baja inversión en exploración petrolera de los últimos años, los precios del crudo volátiles y la presión global sobre los combustibles fósiles han obligado a Neuquén a repensar su dependencia monoeconómica. Las renovables emergen como un instrumento para diversificar ingresos, atraer capital privado y posicionar a la provincia como proveedora de energía limpia para el MERCOSUR y Chile.

Neuquén construyó su prosperidad entre 1960 y 2020 sobre tres pilares: petróleo, gas natural y generación hidroeléctrica. En el pico de producción petrolífera (2009), la provincia generaba 580.000 barriles diarios. Hoy, esa cifra ronda los 280.000 barriles diarios (bbl/d), según reportes del Ministerio de Energía nacional. El gas, por su parte, pasó de 36.000 millones de metros cúbicos anuales en 2011 a aproximadamente 22.000 millones en 2025, reflejando la depleción de reservas convencionales y la reorientación de producción hacia Vaca Muerta, que demanda tecnología más compleja e inversión concentrada. La hidroelectricidad, generada por los diques El Chocón, Piedra del Águila y Pichi Picún Leufú, mantiene una capacidad instalada de 3.800 megavatios (MW) pero opera con tasas de ocupación fluctuantes según la hidrología anual. Este escenario de declive relativo motivó que el gobierno neuquino, desde 2020, comenzara a evaluar proyectos renovables como amortiguadores de la volatilidad macroeconómica provincial.

El estado actual de las renovables en Neuquén es fragmentario pero acelerado. Hasta 2024 no existía un gran parque solar ni eólico operativo de escala industrial en la provincia. Sin embargo, en 2025-2026 se han autorizado proyectos por más de 1.200 MW de capacidad combinada (solar y eólica). El parque solar Vega del Río Limay, con 250 MW de potencia, inició operaciones comerciales en marzo de 2026 en el departamento Pehuenches, con una inversión de USD 185 millones proveniente de un consorcio chileno-argentino. Simultáneamente, el proyecto eólico Meseta Neuquina, con 380 MW, está en fase de construcción avanzada en el sur provincial y proyecta completar su instalación en el Q4 2026, con financiamiento de USD 320 millones de banca multilateral (CAF, BID). Hay además un portafolio de 17 proyectos en etapa de evaluación ambiental, por más de 800 MW adicionales. El Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) ha desembolsado créditos por USD 410 millones en el último año específicamente para energías limpias en la región. Esto marca un cambio de narrativa: Neuquén pasó de ser territorio casi exclusivo de hidrocarburos a zona de disputa por megaproyectos renovables.

Pero este crecimiento enfrenta obstáculos estructurales que requieren soluciones inmediatas. El primero es la capacidad de transmisión: la red de distribución hacia Buenos Aires y el centro del país opera saturada en períodos de demanda alta. Los grandes parques renovables neuquinos requieren inversión urgente en líneas de transmisión de alta tensión (proyecto HVDC Neuquén-Córdoba, presupuestado en USD 950 millones, aún sin financiamiento confirmado). Segundo, existe una tensión laboral y política inevitable: el empleo en gas y petróleo (directo e indirecto) genera 65.000 puestos de trabajo provincia, mientras que un parque solar de 250 MW genera entre 400 y 600 empleos operativos permanentes. Los gobiernos locales (especialmente en San Martín de los Andes y alrededores) temen conflictividad ambiental y pérdida de ingresos municipales si la transición no se ordena. Tercero, el costo de capital para renovables sigue siendo elevado en Argentina: una planta solar en Neuquén requiere TIR del 12-14% nominal para atraer inversión institucional, mientras que el shale gas enfrenta costo de capital del 8-10%. La brecha se explica por riesgo país y volatilidad regulatoria.

La perspectiva para 2027-2030 depende de cuatro variables críticas. Una es la estabilidad regulatoria nacional: el régimen de energías renovables (Ley 27.191 y sus modificaciones) debe mantener certidumbre fiscal y contractual. Dos, la capacidad de Estado provincial para invertar en infraestructura de transmisión con fondos fiscales limitados o asociación público-privada. Tres, la integración con la agenda de transición justa: los fondos del Fondo Verde para el Clima (GCF) y el Banco Interamericano de Desarrollo están disponibles para reconvertir territorios petroleros hacia renovables, pero requieren planes de absorción laboral certificados. Cuatro, la demanda regional: si la economía de Chile se recupera y demanda energía para minería de litio y cobre, Neuquén podría posicionarse como exportador de electricidad limpia vía líneas de interconexión con los Andes. En ese escenario, la provincia alcanzaría 2.500-3.000 MW renovables netos instalados hacia 2032.

Lo que está en juego es si Neuquén logra diversificación sin descapitalización de su base hidrocarburífera. El petróleo y el gas seguirán siendo relevantes hasta 2040 como mínimo, pero su rentabilidad decreciente obliga a la provincia a expandir fuentes de valor. Las renovables no reemplazan el modelo anterior; lo complementan. Esto exige gobernanza multiactor (Estado, operadores de petróleo y gas, inversores renovables, municipios, sindicatos) que hoy no existe formalmente en Neuquén. Los próximos dieciocho meses serán decisivos: si los proyectos en construcción se finalizan a tiempo, si la transmisión avanza, y si se negocia un pacto de reconversión laboral, la provincia podrá navegar la transición sin crisis sistémica. Si no, Neuquén enfrentará el doble riesgo de perder valor hidrocarburífera sin haber consolidado alternativas viables.

Puntos clave

• Neuquén autoriza 1.200+ MW de capacidad renovable en 2025-2026, con inversión de USD 505 millones confirmados y 800+ MW adicionales en pipeline.
• La producción petrolera provincial cayó 52% desde el pico de 2009 (de 580.000 a 280.000 bbl/d), generando urgencia fiscal por diversificación.
• El déficit crítico es transmisión: la red actual no absorbe la generación renovable proyectada sin inversión de USD 950+ millones en líneas de alta tensión.
• Existe tensión entre empleo renovable (600-800 puestos por parque grande) versus empleabilidad en hidrocarburos (65.000 puestos provincia), que requiere plan de reconversión laboral.

Preguntas del sector

Una planta solar de 250 MW en Neuquén requiere inversión de USD 180-220 millones (USD 720-880 por kW) y TIR esperado del 12-13% nominal en pesos. Un pozo Vaca Muerta cuesta USD 8-12 millones e históricamente generó TIR del 25-35% nominal hasta 2023, pero hoy opera al 8-10% por depleción y caída de precios. La brecha se cerró; inversores ahora consideran ambas alternativas viables en portafolio balanceado.

Los analistas de inversión estiman que por debajo de USD 45-50 el barril, el costo de operación en Neuquén (extraction cost promedio de USD 35-42) genera márgenes de 3-15%, insuficientes para reinversión en exploración. A ese nivel, Vaca Muerta entra en zona de cierre operativo parcial, liberando capital humano y de inversión hacia renovables.

Crece si se instala industria minera de litio en Catamarca-Jujuy (demanda de 300-500 MW adicionales), si Chile amplia consumo (demanda regional de 400-600 MW), o si Argentina electrifica transporte y reduce subsidios. Hoy la demanda local justifica 800-1.000 MW. El resto requiere exportación internacional.