Convertir cerca de 700 hectáreas del sur peruano en una plataforma fotovoltaica de 400 MW, que aspira a posicionarse entre las mayores del país, es el desafío que afronta AQP Solar, que avanza en el desarrollo de Sol de Arequipa con la mira puesta en iniciar su construcción en 2027.
“Sol de Arequipa está estructurada en tres proyectos concretos de 100 MW, 130 MW y 170 MW, concebidos desde el inicio para construirse, conectarse y operar de manera coordinada. Comparten una misma solución principal de evacuación: la futura SE Sol de Arequipa y una línea de aproximadamente 16 km en 500 kV hasta la SE San José”, aseguró Augusto Vargas, Director General Adjunto y Director de Proyectos e Infraestructura de AQP Solar, en diálogo con Energía Estratégica.
La plataforma incluirá un sistema de almacenamiento de baterías (BESS) por 24 MW. La iniciativa demandará una inversión estimada de 340 millones de dólares. Sin embargo, el próximo paso decisivo será definir al inversionista que acompañará el desarrollo y cerrar la estructura de financiamiento para avanzar hacia la decisión final de inversión e iniciar las obras.
Por su magnitud, Sol de Arequipa se posiciona entre los mayores desarrollos fotovoltaicos de Perú, en un segmento donde todavía son pocos los proyectos que alcanzan capacidades cercanas a los 400 MW. Entre las principales iniciativas figuran Central Solar Illa, de 396 MW en construcción; Sunny, de 309 MW; y Valladolid, de 400 MW, este último con Estudio de Preoperatividad (EPO) aprobado.
El proyecto cuenta con acceso a red aprobado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), derechos sobre aproximadamente 680 hectáreas por 30 años y una solución de evacuación compartida en 500 kV, mediante una línea de aproximadamente 16 kilómetros hasta la subestación San José.
Con estos avances, AQP Solar busca alcanzar la condición ready to build (RTB) en abril de 2027 e iniciar la construcción durante el segundo trimestre de ese año, sujeto al cierre financiero. La puesta en operación comercial está prevista para 2028.
AQP Solar busca inversionistas para movilizar USD 340 millones
Aunque Sol de Arequipa registra avances en terrenos, permisos e infraestructura eléctrica, la compañía todavía debe definir al socio inversionista que acompañará la ejecución de los 400 MW, así como la estructura definitiva de capital y financiamiento.
La búsqueda constituye uno de los próximos hitos para concretar una inversión estimada de 340 millones de dólares.
“Ese es hoy el siguiente gran paso: definir al inversionista, cerrar la estructura financiera y, sobre esa base, tomar la decisión final de inversión y movilizar construcción y procurement”, explicó Vargas.
La estrategia de AQP Solar contempla que el inversionista se incorpore cuando la plataforma alcance la madurez técnica y administrativa prevista para abril de 2027.
La compañía continuará acompañando la obtención de las concesiones de generación y transmisión, previstas para julio o agosto de ese año, así como la tramitación posterior de las servidumbres necesarias para la infraestructura eléctrica.
“Financieramente tampoco hay que pensar necesariamente en un único desembolso posterior a obtener todas las concesiones. Es perfectamente posible estructurar desembolsos por hitos y mantener determinados tramos condicionados a la obtención de las concesiones y servidumbres”, apuntó el referente de la compañía.
¿En qué estado se encuentran los 400 MW de Sol de Arequipa?
AQP Solar avanza en los permisos y estudios necesarios para llevar los tres proyectos a condición RTB en abril de 2027, con distintos grados de desarrollo en cada componente.
La compañía no contempla construir primero los 100 MW iniciales y posteriormente ampliar la capacidad, sino ejecutar los tres componentes bajo un mismo programa de obras, suministro de equipos y conexión eléctrica.
El Proyecto I, de 100 MW, cuenta con aproximadamente 180 hectáreas con derechos de uso, usufructo y superficie por 30 años, Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA), Estudio de Preoperatividad (EPO) aprobado por el COES e ingeniería de detalle para generación y transmisión.
A ello se suma la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) correspondiente al componente de generación, aprobada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).
“Los principales frentes que estamos completando ahora son la certificación ambiental de la línea principal de transmisión, la extensión del POC del Proyecto I hacia 2028 y la preparación de los expedientes para las concesiones de generación y transmisión y las servidumbres correspondientes”, explicó el ejecutivo.
Mientras que los Proyectos II y III, que suman los otros 300 MW, reúnen 500 hectáreas con derechos de uso, usufructo y superficie por 30 años, CIRA y EPO aprobados por el COES, y actualmente están en elaboración las ingenierías de detalle de generación y transmisión, así como los correspondientes expedientes ambientales.
“El Proyecto I ya cuenta hoy con la permisología necesaria para iniciar las obras de su componente de generación. Lo que estamos haciendo es alinear su ejecución con los otros 300 MW y con la infraestructura común de la plataforma, porque nuestra estrategia no es construirlo de manera aislada”, aseguró Vargas.
Un componente estratégico del desarrollo es la conexión en 500 kV a la subestación San José, mediante una línea de transmisión de aproximadamente 16 kilómetros, diseñada para evacuar conjuntamente la generación de los tres proyectos.
“Buena parte de la generación de la zona está conectada o busca conectarse en 220 kV. Nuestra evaluación es que conectarnos a la salida de 500 kV de San José nos da una menor exposición relativa a congestión y eventualmente a curtailment”, explica Vargas.
No obstante, el directivo aclara que esta solución no elimina completamente el riesgo de restricciones de evacuación, sino que responde a una evaluación de la capacidad de conexión y del comportamiento esperado de la red.
“Significa que, cuando diseñamos el proyecto, no miramos solamente irradiación y terreno; también miramos dónde íbamos a inyectar 400 MW y qué podía pasar con esa energía una vez producida”, destacó.
De mantenerse el cronograma, la construcción de los 400 MW comenzaría durante el segundo trimestre de 2027, condicionada al cierre de la inversión y a la decisión final de inversión (FID).
Para la ejecución, AQP Solar calcula un plazo aproximado de 16 meses, que comprende construcción, suministro y montaje de equipos, obras civiles y eléctricas, pruebas e inicio de operación comercial.
Actualmente, la plataforma apunta a una puesta en operación comercial (POC) en 2028. Los Proyectos II y III ya cuentan con fechas compatibles con ese horizonte, mientras que la empresa prepara ante el COES la extensión del cronograma correspondiente al Proyecto I.
No obstante, el calendario original sufrió un desplazamiento de aproximadamente un año debido a la tramitación ambiental. Inicialmente, la compañía evaluaba la posibilidad de comenzar a operar en 2027, pero las exigencias del procedimiento llevaron a reorganizar los plazos de desarrollo.
“Lo que encontramos fue una revisión ambiental con un nivel de profundidad y exigencia mayor al inicialmente previsto, y nos pareció más eficiente incorporar esos estándares antes que presentar varios expedientes en paralelo y tener que ajustarlos durante la evaluación”, explicó el ejecutivo.
Seguir leyendo
¿Quién comprará la energía de los 400 MW? Comercialización, PPAs y futuras licitaciones en Perú
La comercialización constituye otro de los pilares de Sol de Arequipa. AQP Solar prioriza el mercado libre mediante contratos de suministro de largo plazo con grandes consumidores industriales y mineros, aunque también analiza las oportunidades que podrían ofrecer las próximas licitaciones de las distribuidoras eléctricas.
La empresa mantiene conversaciones con potenciales compradores y evalúa diferentes modalidades de contratación, pero todavía no cuenta con un acuerdo de compraventa de energía (PPA) firmado.
Su estrategia considera aspectos como el precio, la duración del contrato, el perfil horario de suministro, la indexación, las garantías y la calidad crediticia de las contrapartes, variables directamente relacionadas con el financiamiento.
“Nuestras curvas de precios para 2028 en adelante permiten estructurar PPAs con clientes libres en niveles que son atractivos para los clientes y que, al mismo tiempo, remuneran adecuadamente el CAPEX y alcanzan los retornos esperados del proyecto. Ese es nuestro caso base”, apuntó el representante de la compañía.
Además del mercado libre, las futuras licitaciones de suministro eléctrico representan una alternativa comercial para la generación fotovoltaica y eólica, particularmente después de los cambios introducidos por la Ley 32249.
La normativa permite que las distribuidoras estructuren sus requerimientos mediante bloques de energía o contratos de potencia y energía en forma separada o conjunta. Este esquema abre la posibilidad de que las centrales solares compitan por el suministro de electricidad sin tener que integrar necesariamente ambos productos en una misma oferta.
Sin embargo, la implementación del nuevo sistema de licitaciones continúa a la espera de la aprobación definitiva de su reglamentación, mientras el sector debate las condiciones de participación, los plazos contractuales y los mecanismos que permitirán financiar nuevos proyectos renovables.
“Para Sol de Arequipa eso abre una ruta de contratación regulada mucho más natural y especialmente interesante desde el punto de vista de bancabilidad”, destacó el directivo.
Bajo sus proyecciones actuales, la compañía estima que los futuros procesos competitivos podrían registrar precios de energía de entre 55 y 60 USD/MWh, un rango que considera atractivo para su plataforma.
En cuanto al mercado de corto plazo, la estrategia de AQP Solar contempla utilizarlo como alternativa para colocar la energía eventualmente no contratada, pero no como base de su decisión de inversión.
Este posicionamiento responde a una evaluación de largo plazo sobre la evolución de la demanda, la nueva generación que efectivamente ingresará al sistema, las restricciones de transmisión, la hidrología y los costos de las tecnologías que determinan los precios marginales.
“Nuestra lectura es que existe demanda suficiente para nueva generación eficiente y que el balance oferta-demanda no muestra una sobreoferta renovable de tal magnitud que justifique asumir un colapso estructural de costos marginales ni precios, ni cuando Sol de Arequipa entre en operación ni en los siguientes 10 años”, afirmó.
Esta visión contempla el crecimiento del consumo minero e industrial, la electrificación de procesos y nuevas demandas provenientes de centros de datos, desalación y movilidad eléctrica, entre otras actividades.
“Una inversión cercana a USD 340 millones no se decide mirando el costo marginal de este mes. Se decide mirando cómo creemos que evolucionarán la oferta, la demanda y los marginales y precios durante muchos años”, apuntó Vargas.
Más allá de Arequipa: nuevas oportunidades y desafíos para las renovables en Perú
AQP Solar mantiene bajo evaluación otras oportunidades fotovoltaicas de gran escala en el sur peruano, con especial interés en Ica, Arequipa y Moquegua.
En paralelo, el almacenamiento podría adquirir mayor relevancia dentro de la estrategia comercial de AQP Solar, tanto por su capacidad de desplazar energía entre horarios como por la eventual prestación de servicios de flexibilidad al sistema.
La ampliación del BESS, más allá de los 24 MW iniciales por exigencia del COES, dependerá de los diferenciales horarios de precios y de la definición de mecanismos regulatorios que permitan remunerar adecuadamente los servicios prestados por las baterías.
“Técnicamente instalar una batería es relativamente sencillo; lo importante es que exista un mercado que reconozca económicamente los distintos servicios que puede prestar al sistema”, explicó.
En cuanto al pipeline, Vargas evita atribuir una capacidad adicional específica mientras los nuevos desarrollos no alcancen un grado suficiente de madurez.
“Preferimos decir que tenemos 400 MW realmente ejecutables antes que presentar varios gigavatios que todavía existen fundamentalmente sobre el papel”, sostuvo.
De cara a la expansión renovable del país, el directivo identifica cuatro aspectos prioritarios: mayor predictibilidad en los procedimientos ambientales, ampliación de la infraestructura eléctrica, desarrollo regulatorio del almacenamiento y planificación de la generación vinculada con la demanda.
En materia de transmisión, advierte que la disponibilidad de líneas no garantiza por sí sola la posibilidad de conectar nuevos proyectos, ya que también deben considerarse la capacidad de subestaciones, barras, transformadores y puntos de evacuación.
Esta problemática adquiere especial importancia en el sur peruano, donde la concentración de nuevos desarrollos podría incrementar las necesidades de infraestructura para transportar la electricidad hacia los centros de consumo.
Para el ejecutivo, la planificación debe anticipar la formación de grandes nodos eléctricos que permitan conectar nueva generación a escala y reducir las restricciones asociadas al transporte de energía.
En cuanto a los procedimientos ambientales, AQP Solar reclama criterios más uniformes y previsibles, especialmente para evitar que diferentes interpretaciones administrativas modifiquen los cronogramas, las inversiones y las condiciones de financiamiento de los proyectos.
“No estamos pidiendo menos exigencia ambiental; estamos pidiendo reglas claras, proporcionales al instrumento y aplicadas de manera consistente”, remarcó Vargas.
A pesar de estos desafíos, la compañía sostiene su estrategia de expansión en Perú sobre tres fundamentos: recurso solar, crecimiento de la demanda y expectativas de precios de largo plazo.
En particular, considera que el desarrollo de nuevas cargas industriales y mineras, junto con la electrificación de actividades económicas, generará oportunidades para incorporar generación competitiva durante los próximos años.
Por Ailén Pedrotti
Por Florencia Guglielmetti
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
