Mientras EPSE licita la planta con fondos del Fideicomiso Veladero, el EPRE deberá definir la asignación del crédito energético. La estructura reduce a cero el costo de generación para los usuarios sin cargar gastos de mantenimiento en la tarifa. El presidente de EPSE, Ing. Lucas Estrada, explicó a ACERO Y ROCA los detalles del proyecto.
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LO ESENCIAL EN 10 SEGUNDOS
El EPSE licita por $18.614 millones aportados por el Fideicomiso Fase VI (Mina Veladero) para el primer parque solar híbrido comunitario de la Argentina. La energía inyectada elimina al 100% el componente de «costo de energía» de la factura. Los usuarios seguirán abonando únicamente el Valor Agregado de Distribución (VAD) y las tasas e impuestos. Un sector menor del parque vende energía al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para pagar la operación y mantenimiento (O&M), liberando a los vecinos de ese costo. El ente regulador resolverá el esquema de prioridad tarifaria, con foco en los usuarios residenciales de menor consumo (T1 R1), comercios y pequeñas industrias.
La licitación del primer parque solar híbrido comunitario del país en el departamento de Iglesia abrió el debate sobre su impacto concreto en la economía de los usuarios. Con un presupuesto de $18.614 millones provenientes del Fideicomiso de Infraestructura Proyecto Fase VI (Mina Veladero), la iniciativa impulsada por Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) busca no solo resolver la estabilidad técnica del sistema cordillerano, sino también transferir un beneficio económico directo a las facturas del servicio eléctrico.
Sin embargo, la rebaja en la boleta no se aplicará de forma automática ni cubrirá el total del monto final. El traslado del beneficio depende de la arquitectura legal del mercado eléctrico y de los criterios de asignación que establezca el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) sobre el cuadro tarifario de la distribuidora Naturgy San Juan.
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«Los parques comunitarios existen para resolver la generación en consorcios o barrios, pero en este caso la comunidad es un departamento entero. Es el parque solar comunitario más grande de la Argentina».
La anatomía de la factura: qué ítem se reduce a cero y qué se sigue pagando
Para comprender el alcance de la medida, resulta indispensable desglosar los tres componentes centrales que integran la factura de electricidad en la provincia de San Juan: el costo de compra de energía, el Valor Agregado de Distribución (VAD) y la carga tributaria.
En la normativa vigente, la compra de energía es un rubro de pass through para la empresa distribuidora; es decir, Naturgy traslada al usuario el precio mayorista fijado a nivel nacional sin obtener ganancia ni asumir pérdidas. Ese es el único segmento sobre el cual impactará en forma directa el parque solar.
«La factura de energía tiene tres componentes. El de energía es pass through para el distribuidor: compra a 10 y vende a 10. Después tenés los costos de operación y mantenimiento de la red dentro del VAD, que son los costos de mantenerla, ampliarla y donde está el negocio del distribuidor. Y finalmente las tasas e impuestos.
«El segmento que vamos a reducir, e incluso llevar a cero para los beneficiarios, es el de la energía», explicó Estrada.
El VAD, destinado a sostener la infraestructura física de las líneas, y las alícuotas tributarias (como el IVA del 27% para consumidores finales, Ingresos Brutos y las tasas municipales) continuarán figurando en los comprobantes, ya que corresponden a la prestación del servicio de transporte y distribución local.
«Los costos de operación y mantenimiento de la red y las tasas e impuestos la gente los tiene que seguir pagando. Al ser las tasas y tributos proporcionales a los otros dos ítems, el número final de la boleta se va a ver reducido, pero el porcentaje exacto de rebaja dependerá de cómo lo asigne el EPRE«, remarcó Lucas Estrada.
El rol del EPRE: la escala de prioridades en el cuadro tarifario
Aunque EPSE genera la energía y la potencia mediante el sistema de almacenamiento BESS, la potestad legal para dictaminar cómo se distribuye ese volumen entre las distintas categorías de usuarios del departamento de Iglesia corresponde en forma exclusiva al órgano regulador provincial.
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En el esquema tarifario de San Juan, los precios de la energía difieren sustancialmente según el segmento. Con valores de referencia nacional a partir del 1 de noviembre de 2026, la tarifa residencial promedio se ubica en el orden de los $89.000 por megavatio hora ($89/kWh), mientras que para los usuarios no residenciales asciende a unos $113.000 por megavatio hora. Los grandes usuarios de la distribuidora (GUDI) abonan tarifa plena de mercado, cuyo costo supera los $170.000 por megavatio hora.
A esto se suma el reciente reordenamiento tarifario nacional que eliminó el antiguo esquema tripartito (N1, N2 y N3) para simplificarlo en dos categorías: hogares con y sin subsidio.
«El que termina definiendo cómo se reparte la energía del parque es el EPRE, porque es el regulador del distribuidor. Nosotros ponemos la energía y la potencia a disposición. Lo que tiene sentido técnico y social es cubrir primero a los usuarios T1 R1, que son los residenciales de menores consumos, luego avanzar con los T1 R2 y T1 R3, continuar con el segmento comercial de uso general y finalmente llegar a los grandes usuarios«, detalló Lucas Estrada.
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Dado que la demanda eléctrica de Iglesia es pequeña y la capacidad del parque está dimensionada para cubrir ese volumen promedio, la proyección oficial indica que la inyección alcanzará para abastecer la totalidad del consumo departamental. Además del descuento en la energía, las baterías aportarán potencia firme, lo que permitirá generar un descuento adicional en la porción de potencia indexada en el VAD residencial.
Doble medición y esquema sin costo tarifario de mantenimiento
Para evitar que el mantenimiento de la planta solar se traslade a las tarifas de los vecinos o requiera subsidios municipales, el diseño de ingeniería contempla una división operativa mediante dos Sistemas de Medición Comercial (SMEC) independientes dentro del mismo predio.
Una porción menor del parque, menos de un tercio de su capacidad instalada, se vinculará directamente al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) bajo el marco de la Ley 24.065 (Régimen de la Energía Eléctrica). EPSE, actuando como agente generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), comercializará libremente esa energía para financiar los costos de operación y mantenimiento (O&M) de toda la infraestructura por los 20 años de vida útil comprometidos.
El resto de la potencia se inyectará a la red de Naturgy bajo la Ley de Generación Distribuida, encuadrada bajo la figura de Parque Solar Comunitario.
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«Es un modelo virtuoso porque los costos de operación y mantenimiento no van a la tarifa de la gente; se pagan con la venta de energía de ese pedacito del parque en el mercado. Si nosotros somos eficientes y generamos más, cubrimos los costos y ponemos más energía a disposición. Si el parque no funciona, no cobramos, pero mantenemos la obligación de entregar la energía a la comunidad», argumentó el ingeniero.
Proyección del modelo: la minería como motor de infraestructura pública
El desarrollo del parque solar en Iglesia sienta un precedente operativo para la gestión de fondos provenientes de la actividad minera. A diferencia de esquemas pasados donde la administración de obras comunitarias recaía en estructuras municipales con limitación de personal técnico para el mantenimiento a largo plazo, el modelo centraliza la operación en la empresa estatal de energía.
Esta validación técnica y tarifaria abre la puerta para replicar el formato en otras zonas con desarrollo minero de la provincia, utilizando futuros aportes fiduciarios de proyectos cordilleranos. «Este es un modelo que hay que validar, hacer andar y después pensar en expansiones a otros departamentos. Con los fideicomisos de proyectos como Casposo, por ejemplo, se podría aplicar un esquema similar para Calingasta o eventualmente para Jáchal«, concluyó Lucas Estrada.
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Con la recepción de ofertas de la licitación fijada hasta el 18 de septiembre, el proceso entra en su etapa decisiva. El impacto final en las facturas de los vecinos de Iglesia dependerá de la resolución que emita el EPRE, marcando el inicio de una experiencia inédita de autoconsumo territorial financiado por el desarrollo minero sanjuanino.
Periodista especializado en minería, ambiente, ciencia y economía. A cargo de notas de análisis e investigación, cubre la actividad minera con mirada crítica y enfoque en sus impactos, oportunidades y protagonistas, buscando explicar los procesos detrás de cada proyecto y acercar información rigurosa a la comunidad.