Ponen la lupa en el plan para reactivar y construir microcentrales hidráulicas en Neuquén

La convocatoria del gobierno de Neuquén a manifestar interés por proyectos de producción de energía mediante la puesta en marcha, reciclaje o puesta en marcha de pequeños emprendimientos hidráulicos generó expectativas en el sector energético.

En principio, la adhesión a la convocatoria se integró al contexto en el que la producción sin huella de carbono tenía otro precio y, además, la dolarización de las tarifas podría generar un ambiente de negocios rentable.

Sin embargo, en el sector surgieron voces técnicas y empresariales que cuestionaron la viabilidad real del llamado provincial. Sus argumentos señalaron que los proyectos difundidos surgieron en un contexto regulatorio, ambiental e hídrico completamente distinto del actual, lo que restó sustento a la convocatoria.

Diversos especialistas advirtieron que la provincia atravesó 15 años de sequía sostenida, con una caída pronunciada de caudales y estacionalidades alteradas. Señalaron que la hidrología utilizada en los estudios de los años noventa quedó desfasada y que, en varios casos, no se logró proyectar un caudal firme que garantizara generación continua.

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Caudal y riesgos ambientales

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“¿Quién se iba a comprometer con una central hidráulica sin agua?”, planteó un consultor que recordó que la estimación actual exige factores de uso superiores al 80% para competir con tecnologías solares combinadas con baterías. Los cuestionamientos también alcanzaron los aspectos ambientales.

Uno de los proyectos preseleccionados, ubicado en el río Aluminé con una potencia estimada en 3 MW, enfrentó observaciones por el impacto potencial en zonas donde hoy se desarrollan actividades deportivas internacionales. En Aluminé, el Mundial de Rafting posicionó al corredor fluvial como un activo turístico sensible, y organizaciones locales alertaron que cualquier derivación de caudales pondría en riesgo la continuidad del deporte.

Se recordó que los criterios ambientales aplicados en los estudios de 1990 y 1995 ya no cumplían los estándares actuales, mucho más restrictivos respecto de la intervención de cauces.

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Cuestionamientos técnicos a los proyectos

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Desde el sector técnico se apuntó, además, al bajo nivel de detalle de las fichas de proyecto difundidas por la provincia. Ingenieros consultados indicaron que varias contenían errores de unidades, falta de información operativa -como la distinción entre on-grid, off-grid o minirred- y ausencia de análisis ambientales.

Mencionaron el caso de la central Coyuco-Cochico, donde se consignaron 650 kW con posibilidad de ampliación a 900 kW, cuando la capacidad real instalada fue de 65 kW. También señalaron que la línea entre Barrancas y Cochico implicaba 80 kilómetros de recorrido, dos campamentos viales y un mantenimiento efectivo de apenas cuatro horas semanales, lo que demostraba la débil demanda local y la imposibilidad de justificar ampliaciones.

Los especialistas recordaron que Neuquén registraba alrededor de 33 minicentrales construidas en los años noventa, algunas abandonadas y otras operativas con niveles mínimos de utilización. Indicaron que varias de ellas fueron concebidas para contextos aislados, con poca demanda eléctrica y sin integración plena al sistema nacional.

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No hay consumo, no se amplía

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“Si no hay consumo, no se amplía”, resumió un exoperador de Coyuco-Cochico, quien afirmó que ni siquiera se utilizaba el 20% de la capacidad disponible.

Otro eje crítico fue el económico.

Los oferentes propusieron precios de venta entre 110 y 145 dólares por megavatio hora, pero técnicos independientes consideraron que esos valores no resultaban competitivos en un mercado donde la generación solar alcanzó costos cercanos a los 60 dólares por megavatio hora.

A ello se sumó que las microcentrales debían conectarse al Sistema Argentino de Interconexión, lo que implicó inversiones millonarias en líneas de media y alta tensión que, según observaciones privadas, no se justificaban frente a proyectos de baja potencia.

Los especialistas remarcaron que la generación distribuida basada en energía solar con sistemas de almacenamiento ofreció mejores indicadores de costo, mantenimiento y escalabilidad.

Indicaron que, mientras una microcentral menor a 1 MW demandaba estudios de factibilidad cercanos a 60.000 dólares y costos de instalación del orden de 5.000 dólares por kilovatio, la combinación fotovoltaica-batería resultaba más eficiente y evitaba intervenir cauces naturales.

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Mayor eficiencia en energía solar

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“Era más lógico evaluar la expansión de tecnologías que no requieren modificar un arroyo”, expresó un consultor independiente. Críticas adicionales apuntaron a la estructura operativa de algunas propuestas.

Se mencionó que ciertos modelos requerían equipos de cinco ingenieros junior para tareas de supervisión y operación que no se correspondían con la escala real de generación. Para los especialistas, esos esquemas reflejaron la ausencia de un concepto técnico integral acorde a la magnitud de los proyectos.

El interés privado surgió de la estabilidad neuquina y de un escenario macroeconómico más previsible, según se indicó desde el gobierno provincial. No obstante, los referentes técnicos insistieron en que esa expectativa se alimentó sin revisar la base técnica y que los proyectos requerían actualizaciones exhaustivas antes de avanzar hacia etapas licitatorias.

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Optimismo oficial versus evaluación técnica

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La discusión dejó en evidencia una brecha entre el optimismo oficial y la evaluación técnica independiente. Mientras la provincia señaló que la convocatoria podía movilizar 500 millones de dólares y posicionar a Neuquén como referente nacional en pequeñas hidroeléctricas, especialistas subrayaron que los estudios estaban desactualizados, que la hidrología cambió de manera estructural y que el mercado competitivo se desplazó hacia tecnologías renovables más eficientes.

Para estos analistas, la provincia proyectó una ilusión que no contempló las limitaciones reales del recurso hídrico y del mercado energético contemporáneo.