La energía solar fotovoltaica (FV) ya es competitiva para industrias e instituciones en Argentina, especialmente bajo esquemas de autoconsumo y contratos PPA on-site. Este artículo explica, sin tecnicismos innecesarios, cómo evaluar viabilidad, costos, riesgos, incentivos vigentes y pasos concretos para decidir con confianza.
¿Por qué mirar la energía solar ahora?
- Costos globales competitivos: El costo nivelado de la energía (LCOE) de la solar cayó de forma sostenida y se ubicó en USD 0,043/kWh en 2024 a escala global, según IRENA. Es un dato de referencia útil para dimensionar competitividad frente a tarifas industriales locales.
- Demanda eléctrica en ascenso: La AIE prevé que la demanda global de electricidad seguirá creciendo en los próximos años, impulsada por digitalización, climatización y electrificación de procesos—contexto en el que el autoconsumo ayuda a estabilizar costos. IEA
- Excelente recurso solar en Argentina: El país posee zonas con irradiación de clase mundial (NOA y Cuyo), y valores competitivos en gran parte del territorio; los mapas oficiales muestran promedios GHI altos a escala nacional.
Lo esencial de la generación distribuida en Argentina (para no perderse)
- Marco nacional: La Ley 27.424 regula la generación distribuida de energías renovables conectada a red para autoconsumo, con eventual inyección de excedentes (esquema de net billing, no net metering).
- Reglamentación: El Decreto 986/2018 aprobó la reglamentación operativa del régimen.
- Incentivos (estado de situación 2025): El DNU 70/2023 derogó los artículos 16 a 37 de la Ley 27.424, que comprendían el fondo de fomento y certificados de crédito fiscal; es decir, hoy persiste el marco de conexión y medición, pero sin aquellos beneficios nacionales históricos.
Traducción práctica: Es posible conectarse como Usuario-Generador y valorizar excedentes bajo normas provinciales/distribuidoras; pero no contaremos con el certificado de crédito fiscal nacional que existía antes del DNU 70/2023. Se recomienda verificar normativa local y pliegos técnicos de cada distribuidora.
¿Cómo gana tu empresa con energía solar para empresas?
1) Ahorro directo en la factura
La FV sustituye parte de tu consumo en horas solares, bajando la energía comprada en tarifas T2/T3 (grandes usuarios distribuidos). A modo de referencia, el ENRE publica resoluciones con valores de tarifa media y ajustes; usalos como input de tus cálculos de payback y sensibilidad.
2) Cobertura ante subas de tarifas
La inversión fija una porción de tu costo eléctrico por 20-25 años (vida útil de módulos), reduciendo volatilidad frente a actualizaciones tarifarias y cargos no energéticos.
3) Huella de carbono y licitaciones
Mejora indicadores ESG y competitividad en pliegos que ponderan criterios ambientales.
4) Imagen y cultura interna
Comunicar un techo solar operativo es un activo reputacional hacia clientes, staff y comunidad.
Cómo estimar el ROI con cabeza de gerente (sin “humo”)
Paso 1: dimensionar el recurso (irradiación y producción)
- Usa mapas oficiales (GHI/DNI) y/o herramientas como Global Solar Atlas para estimar producción anual (kWh/kWp).
- Pide a tu proveedor una simulación PVsyst o equivalente, con pérdidas detalladas (suciedad, temperatura, sombras, mismatch, inversor).
Paso 2: cruzar producción con tu curva de carga
- Revisa 12 meses de facturas y, si es posible, curvas horarias de demanda.
- El objetivo es maximizar autoconsumo. En industrias con operación diurna, la FV calza naturalmente; en turnos nocturnos, evaluá almacenamiento o perfilar la potencia de la planta para no sobredimensionar.
Paso 3: modelar el ahorro
- Ahorro = kWh FV autoconsumidos × (tarifa total $/kWh) + valorización de excedentes (si aplica).
- Para sensibilidad, considera escenarios de tarifa (base, +10%, +25%) usando como guía las comunicaciones/ resoluciones del ENRE. Argentina.gob.ar
Paso 4: convertir a payback y TIR
- Payback simple: inversión neta / ahorro anual esperado.
- TIR/ VAN: incorpora costos de O&M (1–1,5% del CAPEX/año), reposición de inversores (~años 12–15) y degradación de módulos (~0,4–0,6% anual, según ficha técnica).
Dato de contexto global para benchmark: con LCOE FV 2024 ≈ USD 0,043/kWh, proyectos bien ubicados compiten con electricidad de red en muchos mercados. Tu caso concreto dependerá de tarifa local, tasas y forma de contratación.
Requerimientos técnicos, dimensionamiento y viabilidad
Para estimar cuánta superficie es necesaria para una instalación solar en un entorno industrial, una regla práctica indica que 1 kWp ocupa aproximadamente entre 5 y 6 m² en un techo y puede producir entre 1.300 y 1.800 kWh anuales, dependiendo de la ubicación geográfica y el recurso solar disponible. El rendimiento se ve influido por factores como la orientación, la inclinación, las sombras y las condiciones ambientales; por ejemplo, en zonas costeras es esencial contemplar el efecto de la corrosión en las estructuras. La evaluación previa debe incluir un análisis estructural del techo y la compatibilidad con el tipo de cubierta, ya sea chapa, losa o membrana, para garantizar una fijación segura y duradera.
La viabilidad eléctrica es otro punto clave: se debe verificar la capacidad del tablero, las protecciones en corriente continua y alterna, el sistema de seccionamiento y la compatibilidad con el medidor bidireccional exigido para usuarios-generadores. El diseño del sistema debe contemplar la integración con la red interna de la planta y el cumplimiento de las normativas técnicas locales. Un plan de operación y mantenimiento (O&M) bien definido, que incluya limpiezas periódicas, inspecciones y monitoreo en tiempo real, permitirá preservar la producción y prevenir fallos. Aunque el O&M en fotovoltaica es relativamente bajo, no es inexistente, y su correcta gestión es fundamental para maximizar el retorno de la inversión.
Integración de almacenamiento y análisis financiero
La incorporación de baterías puede resultar estratégica en ciertos casos, especialmente para industrias que necesitan reducir picos de demanda, contar con respaldo en caso de cortes o aprovechar la energía solar fuera del horario diurno. Sin embargo, en Argentina, su adopción aún es más una decisión caso a caso que una norma, dada la relación actual entre costos y beneficios. La tendencia global apunta a un mayor uso de sistemas de almacenamiento, pero en el mercado local es importante evaluar cuidadosamente el impacto económico y operativo antes de incluirlos en el proyecto.
El análisis financiero debe partir de la estimación de la producción anual del sistema, ajustada por pérdidas y degradación de los módulos (en promedio 0,4% a 0,6% por año), y del cruce de estos datos con la curva de consumo de la empresa. La maximización del autoconsumo directo es la clave para obtener un mejor retorno, ya que la energía que se inyecta a la red se valoriza a precios generalmente inferiores a los de compra. El cálculo del ahorro debe considerar no solo el precio de la energía sino también los cargos fijos y variables incluidos en la tarifa. Con estos datos, se proyecta el flujo de fondos esperado, incorporando costos de O&M, reposiciones (como la de inversores alrededor del año 12-15) y escenarios de variación tarifaria. El resultado permite estimar indicadores como el período de recupero (payback) y la Tasa Interna de Retorno (TIR), fundamentales para la toma de decisiones gerenciales.
Proceso de contratación, habilitación y gestión de riesgos
Al momento de seleccionar un proveedor, conviene solicitar un paquete completo de información técnica y económica: estudio de recurso y simulación con detalle de pérdidas, memoria técnica de componentes con fichas y garantías, layout del sistema sobre el techo, presupuesto desglosado, plan de O&M y cronograma de ejecución. Además, es recomendable contar con referencias comprobables de proyectos similares. La comparación de ofertas debe hacerse con una misma plantilla de evaluación para asegurar que se estén comparando parámetros equivalentes y no propuestas dispares.
En cuanto a trámites, el proceso habitual incluye la verificación de viabilidad con la distribuidora (potencia disponible, protecciones y punto de conexión), la instalación y ensayos de calidad, y la colocación del medidor bidireccional. Tras la aprobación, se da el alta formal como Usuario-Generador dentro del régimen de generación distribuida vigente. En la actualidad, y luego de cambios normativos, no están disponibles ciertos incentivos nacionales que existían en el pasado, como los certificados de crédito fiscal, por lo que es recomendable revisar si existen beneficios provinciales o municipales que puedan aplicarse.
Finalmente, la gestión de riesgos es un aspecto que no debe subestimarse. Entre los principales se encuentran el riesgo de performance (que puede mitigarse con garantías de producción y monitoreo continuo), el riesgo cambiario en inversiones en moneda extranjera (que puede gestionarse con coberturas o acuerdos de pago escalonados), el riesgo regulatorio (para lo cual es clave mantenerse actualizado en la normativa nacional y provincial) y la seguridad estructural y eléctrica del sistema (que requiere cálculos y procedimientos de instalación certificados). Abordar cada uno de estos puntos con criterios técnicos y financieros claros es la mejor forma de asegurar que la inversión en energía solar para la empresa sea un verdadero activo estratégico y no un gasto mal planificado.