Aunque en Argentina el sector muestra señales de expansión, el camino está lejos de despejarse. Altas tasas y falta de redes de transporte complican el desarrollo del sector. Especialistas alertan que, sin cambios estructurales, el crecimiento podría frenarse.
Desde la sanción de la Ley 27.191 en 2015, que fijó el objetivo de alcanzar un 20% de participación de fuentes renovables en la matriz eléctrica para 2025, el sector solar fotovoltaico en Argentina mostró un crecimiento sostenido.
Hoy, la energía solar representa cerca del 3,1% de la capacidad instalada total del país, según CAMMESA, con datos correspondientes al primer trimestre de 2025.
Las provincias más avanzadas en grandes proyectos de energía solar son San Juan y Jujuy, es decir, en general las regiones Cuyo y NOA donde hay mayor factor de capacidad de radiación.
En total, sumando grandes parques y generación distribuida, la energía solar fotovoltaica en Argentina ya alcanza los 2.000 MW. Marcelo Alvarez, Coordinador del Comité Solar FV y miembro de la Comisión Directiva de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), proyecta que en 2025 la cifra se incrementará en un 50%.
El sector aún enfrenta grandes desafíos: falta de financiamiento accesible, infraestructura de transmisión insuficiente y políticas macroeconómicas que limitan el desarrollo
En tanto Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia, detalla la distribución actual: “NOA: 850 MW, NEA: 270 MW, Cuyo: 655 MW y Centro: 170 MW”. Para 2030, se espera que la capacidad instalada llegue a 3.096 MW, priorizando proyectos con despacho asegurado.
Sin embargo, el sector aún enfrenta grandes desafíos: falta de financiamiento accesible, infraestructura de transmisión insuficiente y políticas macroeconómicas que limitan el desarrollo.
El principal escollo: el financiamiento
Marcelo Alvarez apunta directamente al costo y los plazos del financiamiento como los mayores obstáculos. “En general, para esos proyectos, Argentina tiene varios requisitos adicionales a los que tienen otros países de la región, por ejemplo Brasil y Chile, donde la tasa es del 3%, mientras que en la Argentina es del 8% en dólares.
En esos países no piden garantías adicionales patrimoniales, como en el nuestro. Esto hace que al financiamiento sólo accedan unos pocos jugadores”, señala.
Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business y también coordinador en CADER, advierte que las trabas cambiarias todavía complican la operatoria diaria. No es posible hacer un pedido anticipado de un contenedor de paneles sin una carta de crédito, y el Banco Central sólo autoriza el pago 30 días después del embarque.
“Eso tiene un costo financiero, ya que los proveedores despachan contra 100% anticipado. Entonces se debe abrir una carta de crédito o financiarse con una empresa subsidiaria del exterior. Y sin duda ese costo financiero lo termina pagando el producto y el cliente”, explica Dapelo.
Aunque las restricciones a las importaciones se han flexibilizado y el precio de la energía subió, la devaluación del peso argentino neutralizó en parte esos beneficios. Las decisiones empresariales aún dependen de una macroeconomía más estable.
En cuanto al financiamiento interno, Dapelo apunta que las tasas de interés han crecido: rondaban el 30% a fines de 2024 y ahora están entre 40% y 60%. “Eso hace inviable financiar un proyecto con estas condiciones para las pequeñas y medianas empresas”, afirma.
No obstante, destaca la línea del Banco Nación para eficiencia energética y renovables, con un plazo de 10 años: “Es muy interesante porque es un plazo que está por encima del periodo de repago y permite amortizar el préstamo con los ahorros energéticos; mientras el resto de bancos comerciales el plazo promedio es de cinco años”.
El RIGI, una barrera demasiado alta
La reciente salida del cepo no parece haber mejorado el escenario para el sector solar. “El cepo salió para las personas físicas, pero para las personas jurídicas no. El RIGI permite la gira de dividendos, la entrada y salida de dólares y una estabilidad fiscal y cambiaria durante 20 años».
«Eso hizo que se haga atractivo para grandes proyectos. Pero como el mínimo es de 200 millones de dólares, la cantidad de proyectos que pueden enmarcarse son muy poquitos”, explica Alvarez.
El propio Alvarez subraya que se necesitarían proyectos solares de más de 250 MW para alcanzar ese monto, pero “no hay capacidad de transporte para proyectos tan grandes. Hay algunos parques mineros o específicos que se pueden hacer, pero son pocos».
«Hay dos proyectos solares solos bajo esta modalidad, motorizados por MSU e YPF Luz. Si no hubiera la limitante de la capacidad de transporte y hubiese más infraestructura habría más proyectos solares en el RIGI”, detalla.
El “gasoducto solar”
El problema del transporte eléctrico sigue siendo central. “La red actual presenta limitaciones para transportar la energía generada en las zonas con mayor irradiación solar, como el noroeste argentino, hacia los centros de consumo”, advierte Gustavo Castagnino.
También asegura que desde la Cámara de Generadores (CEA), el sector privado está trabajando con las autoridades para que los bancos de desarrollo financien obras clave: “No sólo para que crezca nuestro sector, sino también para lograr un sistema eléctrico más sólido”.
Pero la demora en invertir ya genera consecuencias. “La falta de inversión hasta hoy es la que hace que haya problemas para seguir creciendo. Si se solucionara el problema, de la forma que fuera, en términos de financiamiento por ejemplo, las redes estarán construidas en 3 años como mínimo”, estima Alvarez.
En regiones como el NOA, donde se dan los mejores niveles de radiación del país y del mundo, no hay infraestructura para transportar la energía hacia las grandes ciudades. Dapelo lo resume con una analogía: “Para las renovables, las redes de alta tensión son el equivalente al Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) para Vaca Muerta. Tenemos el recurso, pero si no lo podemos transportar no nos sirve de nada”.
Además, para proyectos bajo el esquema MATER, las empresas pueden financiar parte de la obra de alta tensión, pero eso limita aún más el negocio a grandes jugadores. “Si pensamos que un parque de 100 MW puede costar 100 millones de dólares, hacer 50 kilómetros de línea de alta tensión, son como 50 o 60 millones de dólares más”, dice.
A esto se suma la falta de un ecosistema robusto de proveedores técnicos. “La falta de empresas con experiencia técnica suficiente limita la posibilidad de ejecutar múltiples obras en simultáneo. Si bien hay proveedores con gran compromiso, aún se está transitando una curva de aprendizaje que se consolida proyecto a proyecto”, cuenta el gerente de Genneia.
La generación distribuida cobra protagonismo
Con la saturación de la red de transporte, el crecimiento de grandes parques podría amesetarse, pero esto abre una ventana para la generación distribuida. La legislación permite instalaciones comunitarias de hasta 12 MW.
Julio Durán, investigador consulto de la Comisión Nacional de Energía Atómica y profesor en UNSAM, destaca las ventajas de este modelo: “Genera empleo local, más que la centralizada; evita el problema de la falta de línea de transporte, que es una de las barreras para el crecimiento de la centralizada; y en momentos de crisis, cuando hay picos de consumo de energía, reduce ese problema”.
El almacenamiento en baterías aparece como un componente estratégico. “En los últimos años está creciendo mucho en el mundo el uso de baterías, en particular baterías de litio, para viviendas, hasta bancos de batería en un container. Un sistema basado en generación y almacenamiento distribuido es mucho más resistente a cualquier problema”, añade.
Sin embargo, hay muchas trabas burocráticas de las reglamentaciones provinciales. “Las provincias tienen que adherir a la ley nacional y varias lo han hecho parcialmente. No hay uniformidad en los criterios técnicos y legales en cuanto a generación distribuida”, dice Durán.
Energía solar: empleo y formación en Argentina
El avance de la energía solar en el país no solo tiene impacto ambiental y energético: también impulsa la generación de empleo. Según estimaciones del sector, cada parque solar emplea a más de 400 personas durante la etapa de construcción, dependiendo del tamaño del proyecto.
Una vez en operación comercial, se requiere un promedio de 20 trabajadores permanentes por parque.
“Para las renovables, las redes de alta tensión son el equivalente al Gasoducto Perito Moreno (ex GPNK) para Vaca Muerta. Tenemos el recurso, pero si no lo podemos transportar no nos sirve de nada”.
“La energía solar representa una de las principales fuentes de empleo dentro del sector de energías renovables a nivel global. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) publicó en octubre 2024 la última versión de su Renewable energy and jobs: Annual review. En el mismo indica que durante 2023, la energía solar empleó a 7 millones de personas a nivel mundial”, dice Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia.
“En particular para Argentina, IRENA estima que, durante 2023, el sector de la energía solar empleó a 2140 personas”, agrega.
