--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/658/neuquen-en-el-centro-del-tablero-electrico-argentino" title: "Neuquén en el centro del tablero eléctrico argentino" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "Neuquén aporta más de 5.800 MW al SADI pero enfrenta cuellos de botella en transmisión y distorsiones tarifarias que limitan su potencial exportador." main_image: "https://pen.com.ar/static/custom/imagen-default.png?t=2026-07-18+03%3A00%3A55.577385" date_published: "2026-05-14T00:44:00-03:00" date_modified: "2026-05-14T00:44:24-03:00" tags: - "CAMMESA" - "energías renovables" - "generación térmica" - "mercado eléctrico" - "Neuquén" - "SADI" - "transmisión eléctrica" - "Vaca Muerta" 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." --- # Neuquén en el centro del tablero eléctrico argentino El sistema eléctrico argentino atraviesa en 2026 uno de sus momentos de mayor tensión estructural en décadas: la demanda residencial e industrial crece a tasas que superan el 4% interanual, las tarifas —aunque en proceso de normalización tras los ajustes de 2024 y 2025— todavía no reflejan costos reales de generación, y la capacidad instalada muestra cuellos de botella que ninguna señal de precio deficiente logró corregir en los últimos quince años. En ese contexto, Neuquén emerge como una pieza estratégica insustituible del Sistema Argentino de Interconexión (SADI): no solo por su hidrogeneración histórica, sino por la incorporación acelerada de generación térmica asociada al gas de Vaca Muerta y, más recientemente, por proyectos de energías renovables que transforman el perfil energético de la provincia. Para los analistas del sector, la pregunta ya no es si Neuquén puede exportar más energía al centro del país, sino si la infraestructura de transmisión permitirá aprovechar ese potencial antes de que el sistema colapse en los picos estivales e invernales. El aporte de Neuquén al SADI tiene raíces en la ingeniería hidráulica del siglo XX. El complejo Cerros Colorados, El Chocón, Planicie Banderita y Alicurá —junto con las represas sobre el río Limay y el Neuquén— suman una capacidad instalada de aproximadamente 4.200 MW hidráulicos bajo jurisdicción o influencia provincial, representando cerca del 18% de la capacidad hidráulica nacional total. Durante décadas, esa generación fue el principal argumento de Neuquén como exportadora neta. Pero la crisis energética de 2022-2023, que obligó al país a importar gas natural licuado (GNL) por más de 3.000 millones de dólares anuales, aceleró una reconfiguración: las usinas térmicas alimentadas por gas de Vaca Muerta comenzaron a ganar protagonismo en la matriz neuquina y nacional, reduciendo la dependencia estacional de las lluvias y aportando una generación más predecible. Hoy, el 62% de la generación eléctrica argentina proviene de fuentes térmicas, y Neuquén es tanto el origen del combustible como sede de centrales que lo convierten directamente en electricidad. El estado actual del sector muestra una provincia con una capacidad de generación instalada —entre hidráulica, térmica y renovable— que supera los 5.800 MW, aunque la capacidad efectivamente disponible fluctúa entre 4.900 y 5.300 MW según condiciones hídricas y mantenimiento de unidades. Las centrales térmicas más relevantes incluyen la Central Térmica Piedra del Águila (150 MW) y las unidades de ciclo combinado asociadas al polo gasífero de Añelo-Loma Campana, que en los últimos dos años recibieron inversiones superiores a los 420 millones de dólares de operadores como YPF Luz, AES Argentina y Pampa Energía. En materia renovable, los parques eólicos de la región de Zapala y el corredor de Comahue suman ya 1.100 MW instalados, con otros 600 MW en construcción o en etapa de ingeniería avanzada. La transmisión es el nudo crítico: las líneas de extra-alta tensión que conectan el nodo Comahue con el Gran Buenos Aires operan con márgenes de seguridad reducidos, y el proyecto de la línea 500 kV Comahue-Cuyo, aunque adjudicado en 2024, registra demoras en su ejecución que comprometen el cronograma original de habilitación para el invierno de 2027. Los desafíos del sector son simultáneamente técnicos, regulatorios y financieros. En el plano técnico, la obsolescencia parcial de los transformadores del nodo Ramallo —punto de transferencia clave entre la región Comahue y el área metropolitana— limita el transporte a aproximadamente 3.200 MW en condiciones de máxima demanda, cifra insuficiente si Neuquén pretende exportar los excedentes proyectados para 2027-2028. En el plano regulatorio, el esquema de precios estacionales del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) sigue generando distorsiones que desincentivan la inversión privada en generación base: los contratos PPA privados firmados bajo el esquema RenovAr y las rondas de contratos de abastecimiento presentan precios promedio de entre 55 y 75 dólares por MWh, mientras que el costo de generación térmica marginal en picos supera los 120 dólares por MWh. Esa brecha es absorbida por subsidios que el Tesoro nacional ya no puede sostener sin consecuencias sobre el equilibrio fiscal que el gobierno de Javier Milei convirtió en bandera política. La oportunidad, sin embargo, es concreta: con gas de Vaca Muerta a precios de acceso que rondan los 3,5 dólares por MMBTU para generadores locales —muy por debajo del GNL importado que llegó a costar 18 dólares por MMBTU en 2022— Neuquén tiene la materia prima más barata del hemisferio sur para producir electricidad a escala, siempre que la señal de precios permita recuperar inversiones en tiempo y forma. La perspectiva de mediano plazo indica que Neuquén podría consolidarse como la primera provincia argentina en alcanzar un balance exportador de electricidad superior a los 8.000 GWh anuales hacia 2028, contingente a tres condiciones: la habilitación efectiva de la nueva capacidad de transmisión en extra-alta tensión, la estabilización de un esquema tarifario que refleje costos reales y la continuidad de las inversiones en generación térmica y renovable comprometidas en los planes de expansión del SADI aprobados por CAMMESA. Las decisiones que tomará la Secretaría de Energía en los próximos seis meses —en particular, la revisión de los contratos de abastecimiento de base y la resolución sobre los cargos de transmisión que deben pagar las nuevas incorporaciones al nodo Comahue— definirán si ese potencial se materializa o si queda como una oportunidad perdida más en la historia energética argentina. Para los inversores, el mensaje es claro: el riesgo regulatorio sigue siendo el mayor obstáculo, pero el recurso físico —gas, viento, agua— nunca estuvo tan disponible ni tan bien posicionado geopolíticamente. ## Puntos clave - Neuquén aporta más de 5.800 MW de capacidad instalada al SADI entre generación hidráulica, térmica y renovable, representando una fracción crítica del balance eléctrico nacional. - La línea 500 kV Comahue-Cuyo, adjudicada en 2024, registra demoras que comprometen la habilitación para el invierno de 2027 y limitan la exportación de excedentes provinciales. - El gas de Vaca Muerta a 3,5 dólares por MMBTU posiciona a la provincia como el territorio con el costo de generación térmica más competitivo de la región, pero el esquema de precios del MEM neutraliza parte de esa ventaja. - Las inversiones en generación térmica y renovable en Neuquén superaron los 420 millones de dólares en los últimos dos años, con YPF Luz, AES Argentina y Pampa Energía como principales operadores. ## Preguntas del sector **¿Cuánta energía exporta efectivamente Neuquén al resto del país y cómo se mide ese flujo en el SADI?** El flujo neto de exportación de Neuquén hacia el centro del sistema se mide en el nodo Comahue mediante los intercambios registrados por CAMMESA. En condiciones normales de hidraulicidad y sin restricciones de transmisión, la región Comahue —donde Neuquén es el aportante dominante— exporta entre 5.500 y 6.800 GWh anuales hacia las áreas Buenos Aires, Litoral y Cuyo. En años secos, ese saldo puede reducirse a 3.000 GWh o menos, lo que explica la importancia de la generación térmica complementaria. **¿Qué implica para los generadores neuquinos el esquema actual de cargos de transmisión del MEM?** Los cargos de transmisión en el MEM se asignan según la distancia eléctrica entre el nodo de generación y los centros de carga. Los generadores ubicados en Neuquén enfrentan cargos de transmisión que pueden representar entre 8 y 14 dólares por MWh en función del punto de inyección, lo que reduce significativamente la rentabilidad frente a generadores instalados en el área metropolitana de Buenos Aires. Esta asimetría es uno de los principales argumentos que las cámaras del sector elevan ante la Secretaría de Energía para reclamar una revisión del esquema de remuneración. **¿Qué rol juegan los contratos de abastecimiento privados (PPA) en la expansión de la generación neuquina?** Los PPA privados —habilitados bajo el marco del Decreto 882/2017 y sus sucesivas modificaciones— permiten a grandes usuarios industriales contratar directamente con generadores sin pasar por el precio estacional del MEM. En Neuquén, este esquema es especialmente relevante para los proyectos eólicos del corredor de Comahue y para las usinas térmicas de ciclo combinado que abastecen a operadores de Vaca Muerta. Los precios pactados en estos contratos oscilan entre 55 y 80 dólares por MWh a largo plazo, ofreciendo la previsibilidad de ingresos que el mercado spot no garantiza y que resulta indispensable para acceder a financiamiento de proyecto. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.