--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/962/neuquen-y-el-dilema-energetico-como-la-provincia-sostiene-la-red-nacional-en-202" title: "Neuquén y el dilema energético: cómo la provincia sostiene la red nacional en 2026" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "Análisis del aporte de Neuquén al sistema interconectado nacional, desafíos de rentabilidad, inversión y perspectivas de demanda energética Argentina." main_image: "https://pen.com.ar/static/_3/custom/imagen-default.png?t=2026-08-21+03%3A00%3A05.933766" date_published: "2026-08-20T00:40:00-03:00" date_modified: "2026-08-20T00:40:39-03:00" tags: - "energía térmica" - "gas natural" - "generación de energía" - "hidroelectricidad" - "mercado eléctrico" - "Neuquén" - "sistema interconectado nacional" 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 y el dilema energético: cómo la provincia sostiene la red nacional en 2026 El mercado eléctrico argentino atraviesa un momento crítico en 2026. Mientras la demanda de electricidad crece en las grandes aglomeraciones urbanas y la economía intenta recuperarse, Neuquén mantiene una posición estratégica en el sistema interconectado nacional que no siempre recibe el reconocimiento que merece. La provincia patagónica, que históricamente ha sido proveedora de energía tanto térmica como hidroeléctrica, enfrenta hoy una tensión fundamental: cómo mantener y expandir su capacidad de generación cuando los ciclos de inversión han desacelerado y los precios de la energía en el mercado spot generan señales contradictorias para nuevos proyectos. Neuquén ha sido pilar del sistema eléctrico argentino desde hace más de cinco décadas. La provincia alberga infraestructura diversificada: plantas térmicas a gas natural (algunas de las cuales operan desde los años 90), centrales hidroeléctricas en el río Limay y Neuquén, e instalaciones de generación distribuida. Históricamente, Neuquén ha aportado entre el 12% y el 15% de la capacidad instalada del país. Durante el período 2016-2023, bajo el régimen de Precios de Energía Mayoristas (PEM) y posteriormente con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la participación neuquina se mantuvo relativamente estable, aunque con tensiones crecientes en la rentabilidad de plantas a gas. El pico histórico de inversión en la provincia fue 2009-2015, cuando se completaron proyectos hidroeléctricos significativos y se modernizaron plantas existentes. Entre 2000 y 2015, Neuquén recibió más de 8.000 millones de dólares en inversiones energéticas acumuladas. Desde 2018, ese flujo se redujo drásticamente a menos de 500 millones de dólares anuales promedio. A mediados de 2026, la realidad operativa de Neuquén en el sistema nacional es heterogénea. Las plantas hidroeléctricas sobre el Limay (Central Cerros del Tromen, El Chocón, Picún Leufú, Pareditas) generan aproximadamente 2.800 a 3.200 MW de capacidad instalada, dependiendo de los niveles de embalse. Estos embalses operan con ciclos estacionales marcados: en invierno (junio-agosto) ofrecen mayor disponibilidad, mientras que en verano (enero-marzo) los niveles descienden por demanda de riego agrícola y consumo urbano. Las plantas térmicas neuquinas (Centenario, Yadreñ y otros complejos menores) suman aproximadamente 800 MW de capacidad, aunque factores como mantenimiento, disponibilidad de gas y precios hace que operen al 40-50% de su capacidad nominal. El gas natural de la cuenca neuquina—principal fuente para estas térmicas—ha visto fluctuaciones en la producción: de 38 millones de metros cúbicos diarios en 2019, cayó a 30 millones en 2023, con una recuperación parcial a 33-34 millones en 2025-2026. Esta contracción energética impacta directamente en la viabilidad económica de quemar gas para generar electricidad cuando los precios del MEM rondan los 150-180 USD/MWh en promedio anual. Además, Neuquén cuenta con parques eólicos emergentes (Santa Rosa de Tastil, Pomona) con participación estatal y privada, que aportan 250-300 MW adicionales, generando en forma más consistente que la térmica. La demanda punta nacional en 2026 alcanza 33.000 a 35.000 MW, con Neuquén aportando entre 3.500 y 4.500 MW según la estación y disponibilidad, lo que representa aproximadamente el 11-12% del total. Los desafíos que enfrenta Neuquén en el mercado eléctrico actual son múltiples y complejos. Primero, existe un problema de rentabilidad de la generación térmica: una planta de gas-ciclo combinado requiere precios sostenidos de al menos 200 USD/MWh para ser económicamente viable con costos de operación, mantenimiento y financiamiento en pesos argentinos (considerando inflación y depreciación). Los precios observados en 2025-2026 han promediado 160-180 USD/MWh, lo que deja márgenes estrechos o negativos. Segundo, la hidroelectricidad tiene vulnerabilidad por sequías. Entre 2022-2024, embalses bajos forzaron importaciones caras de energía y restricciones de consumo. Aunque 2025-2026 ha tenido mejor hidrología, el riesgo climático persiste. Tercero, la falta de inversión nueva en generación es preocupante: proyectos de expansión hidroeléctrica (como ampliaciones en el Limay inferior) han estado estancados durante años por disputas ambientales, incertidumbre regulatoria y capacidad de financiamiento limitada. Cuarto, existe una brecha de transmisión: la red de alta tensión que conecta Neuquén con el resto del país opera cerca de su capacidad límite, lo que en algunos períodos limita la exportación de electricidad. Finalmente, la competencia de energía renovable de bajo costo (solar, eólica) en otras regiones está redefiniéndose con nuevas plantas en Jujuy, Salta y Buenos Aires, que presionan a la baja los precios mayoristas y canibaliza rentabilidad de la generación existente en Neuquén. Las oportunidades, sin embargo, también existen y son significativas para quien sepa navegarlas. Argentina requiere agregación de capacidad de generación para atender crecimiento futuro: proyecciones conservadoras hablan de demanda de 38.000-40.000 MW para 2030. La transición energética global abre mercados de hidrógeno verde, donde Neuquén podría jugar un rol importante: con agua, gas natural existente para reformado a vapor, y potencial renovable, la provincia es candidata natural para producir amoníaco o hidrógeno verde para exportación. Proyectos piloto ya se estudian. Segundo, la estabilización regulatoria del mercado eléctrico (si logra consenso político) mejoraría previsibilidad: reducción de subsidios a distribuidoras, aumento gradual de tarifas al usuario final y contratos bilaterales a largo plazo (PPAs) darían certidumbre a inversores. Tercero, existe demanda creciente de electricidad en minería (litio, cobre) que se expande en regiones cercanas a Neuquén. Proyectos como ampliaciones de Maricunga o actividades en el Triángulo del Litio pueden absorber energía confiable de Neuquén bajo contratos de largo plazo. Cuarto, la modernización de plantas existentes (repotenciación térmica, mejora de eficiencia) puede recuperar rentabilidad sin requerer inversiones mastodónticas: tecnologías de ciclo combinado más eficiente, integración de renovables en plantas existentes son factibles. Finalmente, la generación distribuida y las microrredes en ciudades neuquinas (Neuquén, Zapala, Junín de los Andes) pueden aliviar presión en la red central y crear oportunidades para inversión local. La perspectiva para Neuquén en el mercado eléctrico 2026-2030 depende de decisiones que están en juego ahora. La regulación está en debate en Congreso: una reforma que clarifique tarifas, costos de operación cubiertos y rentabilidad razonable para nuevos proyectos sería transformadora. En paralelo, el gobierno nacional y gobiernos provinciales negocian mecanismos de financiamiento para expansión: fondos del Banco de Desarrollo, participación estatal en nueva generación, asociaciones público-privadas. Neuquén tiene un rol activo: la provincia impulsa proyectos hidroeléctricos en el Limay inferior y diversificación hacia renovables, pero necesita claridad sobre marco regulatorio y acceso a financiamiento. El mercado internacional también presiona: bajada de precios globales de electricidad renovable hace menos competitiva la generación térmica, obligando a acelerar transición. A mediano plazo (2028-2030), es probable que Neuquén transite hacia un sistema donde la hidroelectricidad siga siendo núcleo de confiabilidad, renovables (eólica, solar) crezcan en participación, y la térmica de gas se reposicione como respaldo de punta y hacia aplicaciones de mayor valor agregado (hidrógeno, procesos industriales). La pregunta crítica no es si Neuquén seguirá siendo importante para Argentina, sino si la provincia podrá renovar su base de generación, atraer capital y mantener competitividad en una economía eléctrica cada vez más verde y volátil. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.