El financiamiento de grandes centrales fotovoltaicas ya no depende únicamente de la solvencia de los desarrolladores y de los contratos de compraventa de energía. La selección de equipamiento, el respaldo de los fabricantes y los riesgos asociados al rendimiento de las instalaciones también forman parte de las evaluaciones que realizan las entidades financieras antes de comprometer capital.
Durante el Future Energy Summit (FES) Perú, Cristhian Romero, gerente de Desarrollo de Negocio de Solar Steel, destacó que los bancos están profundizando sus análisis sobre los proveedores de tecnología, una tendencia que, según su experiencia, ha cobrado relevancia a medida que madura la industria.
“Antes era poco usual que un banco llegara hasta el tecnólogo. En la actualidad, los bancos ya no solamente evalúan al IPP o la trayectoria que tenga, sino que llegan a la tecnología para saber que esta verdaderamente va a poder proveer la garantía que tiene”, señaló.
Este procedimiento forma parte de la denominada due diligence técnica, mediante la cual los prestamistas identifican riesgos que podrían afectar la generación eléctrica y, por lo tanto, los ingresos previstos para afrontar el servicio de la deuda.
De hecho, la Corporación Financiera Internacional (IFC), perteneciente al Grupo Banco Mundial, establece en su guía para desarrolladores de centrales solares de gran escala que estas revisiones contemplan estudios del recurso solar, estimaciones de producción, diseños de ingeniería y análisis de módulos, inversores, transformadores y seguidores solares.
Además, los financiadores pueden exigir modificaciones en los componentes o contratos cuando detectan riesgos que comprometen la bancabilidad del proyecto. En determinadas operaciones, incluso pueden solicitar su aprobación sobre la elección de fabricantes.
La guía también señala que las evaluaciones técnicas independientes pueden extenderse durante varias semanas y recomienda iniciar las conversaciones con los posibles financiadores desde las fases tempranas de desarrollo, para evitar revisiones posteriores que compliquen el cierre financiero.
Inversiones millonarias y nuevos proyectos en Perú
El mercado peruano ofrece ejemplos recientes de la magnitud de las operaciones que requieren este tipo de estructuración financiera.
En septiembre de 2026, Proparco, institución financiera de desarrollo francesa, anunció un préstamo de US$ 40 millones para la central solar Illa, impulsada por Grupo Enhol en Arequipa, como parte de un financiamiento sindicado de US$ 289 millones.
El paquete incluye una facilidad crediticia mini-perm de US$ 250 millones estructurada por Banco Santander, con participación de instituciones financieras de desarrollo. Este mecanismo contempla un financiamiento de plazo intermedio que permite acompañar la construcción y las primeras etapas operativas, antes de una eventual refinanciación.
La central tendrá una capacidad de 467 MWp y, según Proparco, podría aportar alrededor del 2,5% del suministro eléctrico nacional una vez que entre en operación en 2027.
Solar Steel participa en Illa como proveedor de trackers. En julio, la compañía comunicó que había completado la instalación de estas estructuras, utilizadas para orientar los módulos y optimizar la captación de radiación durante el día.
La operación se inscribe en una cartera más amplia de inversiones fotovoltaicas. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), Perú cuenta con 13 proyectos solares con concesión definitiva que suman 2402 MW y representan aproximadamente US$ 1806 millones de inversión.
De ese conjunto, nueve iniciativas se concentran en Arequipa, con 1816 MW, mientras que otros desarrollos se distribuyen entre Moquegua, Ica y Loreto.
Estas cifras permiten dimensionar la escala de los recursos comprometidos en proyectos donde la precisión de las estimaciones de generación, la distribución de riesgos contractuales y la durabilidad de los componentes inciden en las condiciones de financiamiento.
La ingeniería de trackers solares y su impacto en los riesgos
Desde la perspectiva de los proveedores tecnológicos, Romero identificó la adaptación de los trackers a las características de cada emplazamiento como uno de los principales aspectos que deben resolverse durante el diseño de una central.
“Dentro de un sistema fotovoltaico, el componente más personalizado, el más específico para el proyecto, es el tracker”, explicó.
A diferencia de otros equipos con características más estandarizadas, estas estructuras deben configurarse según las condiciones del suelo, las variables meteorológicas y la altitud, factores que pueden modificar tanto las soluciones de ingeniería como los costos de instalación.
Romero ejemplificó que no representa la misma complejidad ejecutar una instalación sobre un terreno pedregoso que hacerlo en otro donde el suelo ofrece menor resistencia al hincado de los pilares.
En ese sentido, consideró necesario incorporar a los proveedores desde las etapas iniciales de desarrollo, especialmente para anticipar dificultades constructivas y evitar modificaciones cuando los proyectos ya se encuentran avanzados.
Gonvarri Solar Steel acumula, según los datos expuestos por el directivo, más de 30 GW de experiencia a nivel mundial y más de 8 GW en Latinoamérica. En Perú, la compañía asegura haber suministrado seguidores para aproximadamente 1,2 GW de proyectos y superar el 60% de participación en ese segmento del mercado.
Del montaje a la operación: el desafío de sostener la generación
La evaluación tecnológica tampoco termina cuando una central entra en servicio. Los proyectos fotovoltaicos se estructuran habitualmente sobre horizontes de operación de 20 a 25 años, durante los cuales deben mantener determinados niveles de disponibilidad y producción.
Por eso, además de las garantías iniciales, los contratos de operación y mantenimiento adquieren importancia en la distribución de responsabilidades entre desarrolladores, operadores y fabricantes.
La IFC identifica entre los elementos de análisis las garantías contractuales, los procedimientos de aceptación de instalaciones, las responsabilidades de los contratistas y las previsiones de generación utilizadas en los modelos financieros.
En este escenario, Romero destacó que los desarrolladores están mostrando mayor interés por herramientas de mantenimiento predictivo capaces de identificar anomalías antes de que deriven en fallas o pérdidas de rendimiento.
“Hay un valor agregado que los tecnólogos estamos trabajando con mayor énfasis, que es en operación y mantenimiento, para que los rendimientos que se tenían estipulados desde un inicio puedan mantenerse o mejorarse”, afirmó.
Así, el análisis de los financiadores conecta decisiones tomadas durante la ingeniería con los resultados operativos previstos para las próximas décadas. La selección de tecnologías no solo afecta el costo inicial de una central: también condiciona sus necesidades de mantenimiento, sus riesgos contractuales y la previsibilidad de los ingresos que respaldan la deuda.