Luján proyecta el primer parque solar comunitario de la provincia de Buenos Aires, una instalación de 3 MW que reunirá a diez empresas industriales bajo un mismo esquema de generación eléctrica. La planta se construirá sobre cuatro hectáreas del Parque Industrial Steverlynck, un terreno cedido por el municipio y demandará una inversión superior a los 2 millones de dólares.
La iniciativa propone una respuesta colectiva a un problema que afecta desde hace años a la actividad productiva local: el alto costo de la electricidad y una red urbana que perdió capacidad para acompañar el crecimiento de la ciudad y sus industrias. En lugar de que cada firma instale paneles en sus propios predios, el proyecto concentra la generación en un parque común y reparte sus beneficios entre los participantes.
La primera etapa contará con 3.348 MW de potencia instalada pico, una medida que expresa la capacidad máxima que pueden alcanzar los paneles bajo condiciones ideales de radiación solar. La generación efectiva prevista ronda los 6.000 MWh por año, una cantidad equivalente a 6 millones de kilovatios-hora. La diferencia entre ambos indicadores resulta central: los MW describen potencia, mientras que los MWh permiten medir la energía producida o consumida durante un período.
El diseño contempla equipamiento de tecnología Tier 1 y una vida útil superior a los 30 años. El presupuesto de construcción y puesta en marcha asciende a unos 1,86 millones de dólares, sin incluir impuestos. La Cámara de Comercio e Industria de Luján promovió la iniciativa junto con empresas locales y actores técnicos vinculados a la ingeniería, el montaje y la futura operación del sistema. “Para nosotros es un desafío, y para el municipio creo que es un hito importante: va a ser el primero en la provincia de Buenos Aires”, afirmó Alberto Nicosia, presidente de la Cámara de Comercio e Industria de Luján, al describir el alcance de la propuesta.
El equipo que impulsa el proyecto cuenta con una trayectoria consolidada en la comunidad industrial de Luján. Entre 2022 y 2026 desarrolló proyectos energéticos junto a Cordero (primer usuario generador de la ciudad y con tres instalaciones solares realizadas en sus plantas), Cervecería Tropel, Pallets Marcel, Laboratorio Matco, Textil Darlan, Distribuidora Erramuspe, Cooperativa Gorostiaga, Tosquera & Calera Rasente, Ivess Jáuregui y Panadería Lucca, entre otras empresas locales.
La composición del grupo inversor que conforma el parque comunitario es, a su vez, una de las características distintivas del proyecto: reúne empresas de diferentes escalas, actividades y perfiles de consumo bajo una misma infraestructura de generación. Participan firmas textiles y metalmecánicas, una empresa constructora, un molino harinero, un fabricante de piezas para iluminación pública, una industria de pallets y Quento, una pujante empresa alimenticia especializada en snacks. También forma parte Cordero, que sumará esta generación comunitaria a las instalaciones solares que ya posee, profundizando su objetivo de descarbonización de la matriz energética hacia 2030.
El parque funcionará bajo un esquema de generación comunitaria. Cada empresa podrá asociar una parte de la energía solar producida a su propio consumo, aunque los módulos fotovoltaicos estén fuera de su planta. Esta alternativa apunta a resolver una limitación frecuente en zonas industriales consolidadas: muchas fábricas no poseen techos amplios, terrenos disponibles o condiciones edilicias adecuadas para instalar paneles suficientes.
El antecedente que impulsó la idea surgió en la metalúrgica Cordero, proveedora de Toyota. La empresa necesitaba ampliar su capacidad de generación renovable para reducir su huella de carbono, pero ya no tenía espacio dentro de su predio para sumar paneles. Esa restricción abrió la discusión sobre una instalación compartida, capaz de reunir demanda, capital y superficie en una única infraestructura.
Antes de ese paso, Cordero ya había probado la tecnología con un estacionamiento solar de 15 kW en su planta 2. Luego amplió su capacidad con una instalación de mayor escala. Según los datos del proyecto, ambas plantas permitieron reducir cerca del 41% de sus costos energéticos e inyectar excedentes a la red de la Cooperativa Eléctrica de Luján. El proyecto de Cordero fue llevado adelante por la empresa Econep, experta en soluciones de energías renovables y eficiencia energética e integrante del equipo técnico de este nuevo proyecto.
La experiencia aportó información técnica y económica para avanzar con una solución de mayor dimensión. Luján ya cuenta con alrededor de nueve parques fotovoltaicos privados, pero el nuevo proyecto apunta a extender esa posibilidad a firmas que no podrían desarrollar instalaciones propias.
Juan Manuel Montagnino socio de Econep destacó que “la energía solar está demostrando ser una opción cada vez más competitiva para las empresas que operan en la zona de Luján. Para nosotros es un placer llevar adelante esta asociación de generación comunitaria que permitirá optimizar los costos energéticos de varias empresas al generar energía limpia”.
El parque busca compensar una red con pérdidas y tarifas que afectan a la industria
La decisión de crear una planta comunitaria surge en un contexto de dificultades para la red de distribución local. El crecimiento urbano ubicó buena parte del entramado industrial dentro del casco de la ciudad, sobre una infraestructura que, según las estimaciones del sector, pierde cerca del 20% de la energía que transporta.
Las pérdidas eléctricas ocurren por distintos factores. Una parte responde al calentamiento de cables y equipos durante el transporte de la corriente. También influyen la antigüedad de las instalaciones, la distancia entre los centros de consumo y el estado de la red. Cuanta más energía se pierde en el trayecto, mayor resulta el volumen que el sistema necesita comprar para abastecer la misma demanda final.
La situación agrega presión sobre la cooperativa eléctrica, que administra el sistema de distribución de Luján. La industria representa más del 65% de su facturación, aunque ese peso no se traduce, según plantean los impulsores del parque, en mejores condiciones tarifarias para el sector productivo.
Nicosia vinculó parte de esa situación con la resolución 976, que obligó a las cooperativas a sostener precios a pérdida durante 120 días. “No es equitativa, porque hay sectores a los que no les llega, y entonces se carga todo el compromiso sobre algunos consumidores”, señaló.
El impacto se vuelve más visible en el sector textil. Luján concentra el mayor clúster de tejido plano del país, con una producción superior a los 5 millones de metros. La renovación tecnológica hacia telares con inyección de aire comprimido ofrece mejoras en la producción, aunque también eleva la demanda energética de las plantas. “Un metro de tela que se puede costear a $2.500 tiene $180 pesos de consumo energético. Es imposible”, expresó Nicosia al referirse a la situación de los Grandes Usuarios de Distribuidora, conocidos como GUDI.
El parque solar no resolverá por sí solo el problema de potencia. La energía fotovoltaica depende de la disponibilidad de radiación solar y su producción varía a lo largo del día y del año. Por ese motivo, una planta de este tipo no reemplaza toda la electricidad que una industria requiere en cada momento, sobre todo durante la noche o en períodos de baja generación. “Sabemos que con el fotovoltaico no lo vamos a solucionar, pero sí vamos a tratar de minimizar lo máximo posible el costo”, explicó Montagnino.
La reducción de costos constituye uno de los principales argumentos de la iniciativa. El valor estimado del MWh generado por el parque se ubica entre 10,2 y 11,9 dólares. Esa cifra contrasta con un rango de entre 85 y 110 dólares por MWh para el suministro de la Cooperativa Eléctrica de Luján y de entre 52 y 65 dólares en el mercado mayorista privado.
La comparación refleja el efecto de producir electricidad cerca del punto de consumo y bajo una instalación diseñada para un grupo determinado de usuarios. El sistema reduce la exposición de las empresas a precios variables y permite anticipar una parte de sus costos operativos. En sectores con contratos comerciales de largo plazo, esa previsibilidad puede incidir sobre la capacidad de fijar precios o negociar condiciones con clientes.
“Esto les permite a las empresas que tienen contratos variables empezar a negociar con sus clientes, hacer un análisis de costos y a los que tienen fijos quizás no están ganando pero están cómodos porque ya saben cuánto sale la energía, lo cual es increíble”, sostuvo Montagnino.
Los contratos se firmarán al 80% del valor de la tarifa vigente. El mecanismo previsto será de neteo por consumo, una modalidad que compensa la energía inyectada por la planta con parte de la energía que cada empresa toma de la red. El cálculo no se realizará como una transferencia directa de dinero, sino como una reducción vinculada al consumo eléctrico.
Según las proyecciones, la energía generada por el parque recibirá el 88% del valor correspondiente a la tarifa de inyección. En media tensión, el kilovatio-hora costaba $134 para los usuarios industriales de Luján, frente a $106 en las áreas de concesión de Edenor o Edesur, de acuerdo con los datos expuestos por los promotores.
“Buscamos probar este esquema, ver cuánto podemos descontar de nuestra factura, analizar la curva anual y definir próximos pasos de integración de nuevos parques comunitarios, hasta que las reglamentaciones sean más estables y podamos tener un costo competitivo respecto a nuestros competidores del mundo”, afirmó Julio Cordero, representante de la firma que lleva su apellido.
El desarrollo también prevé una posible segunda etapa con un sistema de almacenamiento mediante baterías, conocido como BESS por su sigla en inglés. Estas unidades permiten guardar parte de la electricidad solar disponible durante las horas de mayor producción para utilizarla cuando cae la generación o crece la demanda. La alternativa todavía está en evaluación, aunque podría ampliar las posibilidades de administración de la energía dentro del parque.
La articulación con el municipio y la cooperativa formó parte del diseño desde el inicio. El gobierno local cedió el terreno y sumó respaldo institucional, mientras que la cooperativa participó en el análisis de la capacidad de las líneas eléctricas. Esa evaluación resultó necesaria porque no todas las redes admiten la inyección de nueva generación sin riesgos para su funcionamiento.
El proyecto quedó planteado como una experiencia inicial con posibilidad de ampliar su escala. Si la primera etapa confirma las previsiones de producción, reducción de costos y funcionamiento técnico, las empresas podrán estudiar nuevas incorporaciones de potencia y otros parques bajo el mismo modelo comunitario.
