El mercado fotovoltaico argentino está segmentado en 3 tipos de demanda:

1- Usos rurales.

Los equipos demandados son para electrificación de puestos o viviendas rurales (50W-80W); sistemas para iluminación (30W-100W); alimentación de bombas de agua que remplazan al tradicional molino multipala (50W-400W).

2- Usos profesionales o empresariales.

Provisión de energía a sistemas de telecomunicaciones (100W – 400W), telemetría, balizamiento, señalización, sistemas de emergencia en autopistas (20W – 50W), protección catódica y válvulas de bloqueo en gasoductos (más de 20kW).

3- Demanda institucional.

Comprende programas de asistencia social, entes reguladores de energía, fundaciones y empresas provinciales de energía. Se demandan equipos para iluminación y electrificación de escuelas, centros médicos, puestos de policía y usuarios residenciales. Potencias entre 50W y 400W.

Hasta el año 1999 la demanda de módulos FV mantuvo un crecimiento anual sostenido de entre el 20% y el 50%. A partir de ese año y particularmente luego de la devaluación de 2001, la demanda de módulos ha sufrido una fuerte caída que ha comenzado a revertirse a partir de 2004.

No hay fabricación nacional de módulos solares.

Con aproximadamente 1 a 2 MW de potencia instalada al año, principalmente en aplicaciones aisladas, parece que la única manera de que el mercado crezca es a través del desarrollo de proyectos a gran escala.

Conclusión: las autoridades gubernamentales no han aprendido la lección impartida en otras latitudes.

Los esfuerzos deberían concentrarse en la instalación de sistemas distribuidos y la integración de la energía FV en entornos urbanos, desarrollando los mercados residencial, secundario y terciario.

El futuro de un sector de energía solar FV sólido y consistente claramente pasa por el desarrollo de:

1) Un acotado número de proyectos sobre suelo conectados a red.

2) El estímulo a instalaciones sobre cubiertas y tejados de empresas y particulares en base a un sistema de medición neta o prima por inyección a la red.

Actualmente no hay una prima por inyección de electricidad solar a la red a nivel residencial.

Hay acuerdos de compra de electricidad solar adjudicados en el programa GENREN a U$D 572 / MWh (El triple del promedio de los acuerdos PPA adjudicados en el resto de Latinoamérica).

En la ciudad de San Juan se inauguró en 2012 una instalación que empleó una combinación de estructuras fijas y seguidores, placas policristalinas, monocristalinas y de silicio amorfo.

Tiene 1,2 MWp de potencia y se convirtió en la primera planta solar fotovoltaica de Sudamérica con conexión a la red del sistema eléctrico integrado nacional.

A nivel doméstico la inversión en un sistema solar FV se recupera en unos 5 años comparada con un grupo electrógeno.

Comparada con la electricidad de red, las cifras son radicalmente distintas.

La electricidad de red tiene un precio aproximado de U$D 47 por MWh contra U$D 142 del MWh solar.

O sea, la electricidad solar cuesta el triple que la de red. En este escenario, la inversión solar se recuperaría en 98 años (más de 3 veces la vida útil de los equipos).

La paradoja es que según un análisis de la Agencia de Protección Ambiental de la Ciudad de Buenos Aires (APRA) cada MWh que se suma al país, aportado por centrales térmicas, cuesta U$D 344.

Es decir que con las centrales térmicas (mayoría en la matriz energética del país) se vende al usuario la electricidad 7 veces más barata de lo que cuesta producirla y transportarla.

Además, unos U$D 15.000 millones anuales se destinan a importar combustibles.

Resumiendo, falta de sentido común y ninguna planificación.

Si se pagara la electricidad al precio de otras ciudades de la región (Santiago de Chile, Montevideo o San Pablo), la inversión en el sistema solar se recuperaría en 12 años.

A partir de 2016, veremos si el cambio político producido en el país propiciará el fin de la crisis energética y el desarrollo sostenible de la energía solar fotovoltaica.