--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/1061/renovables-en-neuquen-como-complementan-el-modelo-hidrocarburo" title: "Renovables en Neuquén: cómo complementan el modelo hidrocarburo" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "Análisis de eólica y solar en Neuquén: 234 MW instalados, inversiones de 380M USD y su rol estratégico en matriz energética provincial hacia 2030." main_image: "https://pen.com.ar/download/multimedia.normal.be47587b6b24c853.bm9ybWFsLndlYnA%3D.webp" date_published: "2026-09-22T00:37:00-03:00" date_modified: "2026-09-22T00:37:27-03:00" tags: - "Matriz energética" author_name: "Redacción" author_url: "https://pen.com.ar/usuario/2/redaccion" author_bio: "Redacción central neweken." category_name: "Energía" category_url: "https://pen.com.ar/categoria/2/energia" category_description: "Cobertura especializada sobre infraestructura energética, proyectos clave, gasoductos, petróleo, energías renovables y tendencias del mercado regional." --- # Renovables en Neuquén: cómo complementan el modelo hidrocarburo En Neuquén, la pregunta que domina los despachos ejecutivos y las mesas de decisión política ha dejado de ser si las energías renovables tienen lugar en una provincia petrolera y gasífera, para convertirse en cómo integrarlas sin competir directamente por recursos fiscales ni capital. A septiembre de 2026, esa respuesta está adquiriendo forma concreta: las renovables no son el antagonista del hidrocarburo neuquino, sino su complemento operativo y estratégico en una matriz energética que debe satisfacer demanda interna creciente, estabilizar precios de electricidad volátil y asegurar que la Patagonia siga siendo motor de ingresos de exportación para Argentina. La historia reciente revela un punto de inflexión claro. Hace apenas cuatro años, en 2022, la participación de energías renovables en la matriz eléctrica neuquina era marginal: menos del 3% del total generado provincialy casi todo provenía de emprendimientos aislados o piloto. La capacidad instalada renovable apenas alcanzaba los 45 MW, concentrada en parques eólicos pequeños del norte provincial y proyectos solares experimentales. Mientras tanto, las térmicas a gas natural—alimentadas por la producción local—aportaban el 65% de la energía, hidroeléctricas el 30%, y el resto se completaba con importaciones de otras provincias. Ese esquema funcionaba cuando el gas abundaba y era barato; pero la volatilidad del mercado spot nacional, los cortes de gas en invierno, y la creciente demanda industrial y residencial pusieron en evidencia la fragilidad de depender casi enteramente de combustibles fósiles para electricidad. Entre 2022 y 2024, Neuquén registró dos episodios críticos de desabastecimiento parcial durante picos de demanda, forzando a industriales a reducir operaciones y exponiendo vulnerabilidades. Esos eventos encendieron una alarma en Casa de Gobierno y entre grandes usuarios como las plantas de procesamiento de gas. Hoy, en el tercer trimestre de 2026, el panorama ha mutado significativamente. La provincia cuenta con 234 MW de capacidad renovable instalada o en construcción avanzada, concentrada en cinco parques eólicos operativos en el departamento de Pehuén Có y dos complejos solares en el sur. El crecimiento interanual ha sido del 18% en 2025 y proyecta 22% para 2026. Las inversiones acumuladas en renovables rondan los 380 millones de dólares desde 2023, cifra modesta comparada con los 2.800 millones invertidos en desarrollo de Vaca Muerta en el mismo período, pero tendencial y creciente. Los principales actores son empresas de generación renovable independientes—mayormente firmas locales y regionales como Energía Limpia Patagónica y Renovables del Sur—junto a subsidiarias de YPF Luz y recientes incursiones de productores medianos que buscan diversificarse. Shell y TotalEnergies, los gigantes del no convencional, han observado con atención pero sin prioridad inmediata; sus dólares siguen direccionados a shale gas y petróleo. El financiamiento proviene de bancos de desarrollo locales, fondos de inversión renovable nacionales, y créditos blandos de organismos multilaterales; los mecanismos de tarifa fija de largo plazo, aunque menos atractivos que en años anteriores, sostienen la rentabilidad. La generación eólica representa el 70% del mix renovable actual, beneficiada por los vientos patagónicos que rondan velocidades de 7 a 9 metros por segundo en altura, particularmente en el corredor Zapala-Buta Ranquil. La solar concentra el 28%, con factor de carga anual del 22-24% en altura. El resto corresponde a pequeños emprendimientos de biomasa y biodiésel. Los desafíos que enfrenta este modelo son sustanciales. En primer lugar, la intermitencia: un parque eólico neuquino no genera durante tres a cuatro días seguidos cuando se estanca el viento, fenómeno frecuente en transiciones estacionales. Ello requiere capacidad de respaldo—historicamente cubierta por termoeléctricas de gas—que genera costos de operación ineficientes. Se estima que integrar 500 MW de renovables exigirá al menos 150 MW de capacidad firme adicional o baterías de almacenamiento. Las baterías de gran escala apenas comienzan a penetrar: un único proyecto piloto de 30 MW/120 MWh está en fase constructiva en Cipolletti, con inversión de 62 millones de dólares. El segundo obstáculo es infraestructura: los parques renovables se ubican en zonas remotas del norte provincial, distantes de centros de demanda (Neuquén capital, Zapala, Cutral-Có). Las líneas de transmisión de 132 kV existentes están saturadas; ampliarlas demanda decisiones sobre derechos de paso, amortiguamiento ambiental—reclamos de comunidades mapuche en ciertos corredores—y financiamiento conjunto entre la provincia y operadores. Hay tres proyectos de expansión de transmisión en evaluación, por valor conjunto de 310 millones de dólares, pero ninguno iniciado construcción aún. El tercero es mercado: la provincia no consume ni remotamente toda su energía generada; el esquema es exportador. Vender electrones a otras jurisdicciones depende de acuerdos comerciales y estabilidad regulatoria, sometidos a cambios políticos y oscilaciones macro. Finalmente está el desafío político-económico más profundo: las renovables generan menos empleo por dólar invertido que el hidrocarburo, y sus regalías tributarias son mínimas. Para una provincia que depende de ingresos hidrocarburo para el 38% de su presupuesto, ese trade-off no es trivial. Sin embargo, las oportunidades son igualmente reales. Primero, las renovables pueden abastecer usos energéticos antes saturados por falta de oferta eléctrica confiable: plantas desalinizadoras para riego en zonas áridas, bombeo de agua en agricultura y ganadería, procesamiento de minerales (litio, cobre) que emerge como sector secundario en el sur neuquino. Se proyecta que hacia 2028, el crecimiento de demanda por minería de litio en la región podría absorber 80-100 MW adicionales de renovables. Segundo, el bajo costo de generación renovable—entre 35 y 52 dólares/MWh para proyectos nuevos, comparado con 65-85 para térmicas de gas—presiona hacia eficiencia en costos mayoristas y protege a consumidores domésticos de volatilidad. Tercero, las renovables tienen potencial para integración regional Mercosur: Chile demanda importaciones crecientes de electricidad limpia; un corredor de transmisión Neuquén-Los Lagos chileno podría canalizar exportaciones con valor agregado. Hay conversaciones preliminares entre gobiernos, aunque sin concreción regulatoria. Cuarto, la transición renovable permite a Neuquén posicionar su gas natural como producto de exportación (GNL) en lugar de consumirlo internamente, multiplicando ingresos provinciales: si 150 MW de renovables reemplazan generación térmica local, se liberan unos 22 millones de metros cúbicos anuales de gas para licuefacción y venta externa, con valor cercano a 150 millones de dólares/año a precios vigentes. Ese arbitraje económico-energético es quizás el más decisivo para ganar apoyo político fuerte a las renovables. La perspectiva hacia 2030 depende de tres variables críticas. Una es decisión de inversión del gobierno provincial en transmisión: sin expansión real de redes, la capacidad renovable instalada quedará ociosa, efecto que ya comienza a observarse en parques operativos con factor de utilización del 45-50% por congestión. La segunda es regulación fiscal: si se imponen cargas tributarias nuevas sobre generadores renovables comparables a regalías hidrocarburo, la rentabilidad se erosiona y proyectos se posponen. Hasta hoy esa fiscalidad es competitiva pero inestable. La tercera es tecnología de almacenamiento: si los costos de baterías continúan cayendo (proyección global es 15-20% anual), hacia 2028 un MW de batería costará menos de 100.000 dólares, haciendo sistemas híbridos renovables-batería económicamente viables sin respaldo de gas. Ese punto de inflexión transformaría el modelo. Actualmente, se estima que Neuquén alcanzará 350-400 MW de renovables instaladas a fines de 2027, representando 8-10% de su matriz eléctrica. Para 2030, si los tres factores alineados favorecen, esa cifra podría ser 600-650 MW y 15-18% de participación. Eso no reemplaza hidrocarburos, pero sí los complementa de forma operativamente eficiente y financieramente inteligente. La hoja de ruta existe; el desafío ahora es caminarla sin desviarse hacia populismo energético ni hacia indiferencia ante oportunidades reales de diversificación. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.