Con 4.891 usuarios y una potencia instalada de 165.351 kW conectada a la red, el régimen de generación de energía distribuida a partir de fuentes renovables experimenta un crecimiento fuertemente concentrado en las provincias de Córdoba, Buenos Aires y Entre Ríos, y está dominado por los proyectos en base al recurso solar. En este escenario, ¿cómo lo están adoptando y cuánto invierten las empresas? ¿Cuáles son los beneficios, ahorros y retos que encuentran al incorporarse a este sistema?
Según Gabriel Blanco, director del Centro de Tecnologías Ambientales y Energía (CTAE) de la Universidad del Centro de la Provincia de Buenos Aires, desde la política pública nacional no hay incentivos económicos y financieros para que las empresas se incorporen a este régimen como generadoras. “Aunque algunas provincias y municipios lo están fomentando con programas para promover su adopción”, admitió a EconoJournal. Así, el desarrollo de las inversiones y proyectos recae en “la iniciativa y el esfuerzo particular de los usuarios”.
Para las empresas, el principal interés por sumarse a este régimen que las habilita a convertirse en generadoras para su autoconsumo, es la posibilidad de tener “cierta estabilidad frente a la volatilidad de las políticas energéticas y los cambios tarifarios, y algún control yautonomía en el suministro de la energía”, expresa Blanco. Y agrega que, al principio, las empresas distribuidoras -tanto las privadas como las cooperativas- se mostraban reticentes. “Veían a este régimen como una amenaza a su negocio tradicional de compra y venta de energía; pero están comenzando a cambiar porque identifican oportunidades dentro de la propia generación distribuida”, completa.
Para el especialista, además de contribuir al reemplazo de combustibles fósiles y a descentralizar -en alguna medida- el modelo energético del país, este régimen permite desarrollar cadenas de valor y empleo en los sistemas productivos locales.
El dominio solar
El régimen de generación distribuida, regulado por la ley 27.424, comenzó a funcionar en 2019. Permite a los consumidores de electricidad residencial, empresas y organismos (llamados “usuarios generadores”) producir energía para autoconsumo a partir de fuentes renovables, junto con la posibilidad de inyectar los excedentes directamente a la red de distribución.
De acuerdo con la Secretaría de Energía, el régimen tiene 18 provincias adheridas y 344 distribuidoras o cooperativas registradas. El año pasado, además, la potencia instalada tuvo un crecimiento récord de 102% con respecto a 2024.
El sector Comercial e Industrial, si bien cuenta con un número menor de conexiones (2.089 usuarios), concentra la gran mayoría de la potencia: 132.087 kW que representan casi el 80% del total.
El segmento residencial tiene 2.525 usuarios, con un aporte energético más acotado (13.218 kW), y los organismos oficiales registran 124 usuarios con 10.889 kW.
La energía solar fotovoltaica se impuso en casi la totalidad de los proyectos activos, con excepción de dos casos de biogás y un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico en San Juan.
La generación de Mendoza
Con sede en Mendoza, la cooperativa Cofarmen –distribuidora de productos farmacéuticos- invirtió US$ 500.000 en la instalación de 660 paneles solares que comenzaron a funcionar desde hace un año y medio. Hoy tiene una potencia contratada de 450 kW y la generación anual es de 516.579 KWh. El retorno de la inversión fue calculado en siete años.
La instalación, que fue provista por la empresa Energe, abastece el consumo energético de su edificio administrativo y de su nave logística (una planta de 8.000 m2 donde se almacenan y despachan los medicamentos). Esta última presenta la mayor demanda para alimentar el sistema de acondicionamiento de temperatura y los equipos de automatización.
Federico Böhm, gerente general de Cofarmen, explicó a EconoJournal que la decisión de incorporarse a este régimen estuvo alineada con la estrategia de sustentabilidad de la compañía, pero también se orientó a la búsqueda de optimización financiera y reducir la factura de electricidad a futuro. La inversión se planificó como parte de la mudanza de la compañía a un predio de mayor tamaño. “Es más fácil diseñar e implementar estos sistemas cuando se inicia un proyecto de planta desde cero, ya que se pudo planificar la estructura del techo para que sea compatible con los paneles, a diferencia de tener que adaptar un edificio ya existente”, expresa el directivo.
Y advierte que este tipo de proyectos deben estar acompañados de una evaluación previa del gasto de energía. “Es preciso analizar cómo es el uso de la energía en función del ciclo de la empresa; eso es tan importante como el dimensionamiento de los equipos”, sostiene.
Por ahora la cooperativa no tiene sobrantes para inyectar al sistema. “En promedio, en verano, estamos produciendo el 50% o 60% de la energía que consumimos, y en horarios pico llegamos al 100%. En invierno, nos autoabastecemos en un 30% o 34%”, expresa Böhm.
Y añade que estudian la posibilidad de adquirir baterías que les permitan almacenar energía y no excederse del límite de la potencia contratada. Aunque observa que en los últimos cinco años el precio de la tecnología de almacenamiento ha bajado a la mitad, sigue siendo elevado.
Paneles para regar
En diciembre pasado la productora de alimentos Valle de la Puerta -ubicada en el Valle de Famatina, provincia La Rioja-, instaló en su predio unos 3.600 paneles solares que demandaron una inversión total de US$ 1,25 millón. Con una potencia instalada máxima de 2 MW, abastece el consumo eléctrico de las unidades productivas de la empresa (como una fábrica de aceite y la bodega); pero principalmente alimenta la operación del sistema de riego, basado en 12 perforaciones, que está destinado a mantener sus 1.000 hectáreas de cultivos.
“Somos una economía regional eléctricamente dependiente, debemos obtener agua de pozos profundos en una zona donde llueven 150 mm al año”, define a EconoJournal el presidente de la compañía, Julián Clusellas. Aunque la puesta en marcha del parque solar todavía es reciente como para hacer una evaluación precisa, el directivo estima que brinda un ahorro aproximado del 30% de energía. Sin embargo, señala que a partir de septiembre u octubre, que es la época del año en que el sistema de riego comienza a utilizarse a su máxima capacidad, podrán medir los resultados con mayor precisión. Para entonces, se espera que consuma toda la energía que genera el parque solar.
Hay otro factor que actualmente afecta su evaluación económica. “Nuestro mayor problema es que el Estado no previó qué va a pasar con la energía reactiva que el panel produce cuando no estás consumiendo la energía que generás. En ese caso, la distribuidora de la provincia cobra una multa enorme por eso. Estamos tratando de solucionar ese tema con un crédito para comprar un equipo que vale US$ 40.000, cuya función es conducir la energía reactiva, evitando que cause inconvenientes”, explica Clusellas, cuya empresa exporta el 60% de su producción.
Tres parques en Entre Ríos
En la provincia de Entre Ríos, la compañía avícola FEPASA instaló tres parques fotovoltaicos para fomentar lasustentabilidad y reducir costos. Distribuidos en distintos complejos productivos, y con una potencia total de 2 MW, comenzaron a operar en marzo.
En la planta frigorífica funciona el parque de mayor tamaño, que cuenta con 2.880 paneles bifásicosde 705 Watts cada uno, mientras que la planta de engorde posee 405 paneles y la de incubación suma 340 paneles que se colocaron en los techos de los galpones y edificios. El primer proyecto demandó una inversión de US$ 1,5 millones e implicó la construcción de una subestación propia, en tanto que los dos restantes costaron aproximadamente US$ 80.000 cada uno. El retorno de la inversión se calculó en 3,9 años y proyectan una generación anual de 3.000 Mwh.
Según Carlos Bonnin, gerente de Proyectos de Ingeniería de la empresa, desde que funciona el sistema, entre marzo y julio, el 27% de la energía que consumió la planta en horario diurno provino -en promedio- de fuente solar. Y si se consideran todas las franjas horarias, “estamos generando el 16% de la energía que consumimos”. Para los meses de verano, la estimación es autogenerar el 30% de la energía que demanden. En estos meses de operación, obtuvieron una reducción cercana al 10,5% de la factura de energía total, “si bien la potencia contratada se mantiene”, puntualiza.
El trabajo previo de diseño de la estructura del parque fue clave para optimizar el rendimiento. El desafío era cubrir el consumo interno de la planta sin sobredimensionar la producción de energía. Desde el punto de vista económico, explica Bonnin, esto mejora el retorno de la inversión, “ya que utilizar la propia energía siempre es mucho más conveniente que inyectar excedentes a la red, evitando cargos de transporte”. En este proceso, señala que la asistencia y asesoramiento de la distribuidora de energía provincial, Enersa, les resultó de gran ayuda.
El primer paso a la autogeneración
La empresa Biofarma, productora y comercializadora de alimentos para animales, implementó 256 paneles solares bifásicos -de 580 Watts cada uno- para abastecer el consumo de su sede administrativa en la ciudad de Córdoba. Se trata de una primera prueba piloto para estudiar cómo se comporta el sistema, ya que la meta es abastecer con energía solar no solo las oficinas corporativas sino también el laboratorio y la nueva planta productiva que se inaugurará en ese predio en septiembre. El parque, que cuenta con una potencia instalada total de 150 kW, insumió una inversión de US$ 150.000 que, se estima, se recuperará en seis años.
El sistema comenzó a operar formalmente a fines de agosto de 2025, una vez que se instalaron el inversor y el medidor bidireccional de la distribuidora provincial EPEC. Según Francisco Casajus, ingeniero de procesos de Biofarma, en promedio, a lo largo del año el sistema cubre la totalidad del consumo de las oficinas administrativas e inyecta un pequeño excedente a la red comercial. “Por la noche, al no haber generación, se toma energía de la red para cubrir el consumo residual”, cuenta a EconoJournal. A través de la autogeneración, han logrado bajar el costo de la factura de electricidad por disminución del precio del KWh que se consume. Pero Casajus advierte que la tarifa no se reduce a cero porque se mantienen los cargos fijos, como la potencia contratada, que representan el 65% del costo.
Los próximos pasos son duplicar la dimensión de la instalación fotovoltaica actual de las oficinas y comenzar a evaluar el proyecto de generación para la nueva unidad productiva. “Estamos considerando el uso de los techos de la planta, que tiene más de 13.000 metros cuadrados de superficie disponible, para eventualmente colocar los paneles”, concluyó.
, Mariana Pernas
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