Comprar terrenos para proyectos solares

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¿Por qué comprar terrenos solares en Chile?

Radiación solar récord mundial

Desierto de Atacama 2.500-3.400 kWh/m²/año, zona central 2.000-2.500 kWh/m²/año (España: 1.800 kWh/m²/año)

Rentabilidad comprobada

TIR 7-14% según región sin subsidios, recuperación en 7-11 años, contratos de arriendo 25-30 años

Marco regulatorio maduro

Tres vías regulatorias según potencia (Net Billing hasta 300 kW, PMGD 3-9 MW, utility-scale >9 MW)

Mercado en expansión

2.1 GW instalados en 2024, meta 70% renovables para 2050, retiro del carbón 2040

Tipos de proyectos según potencia

Net Billing (hasta 300 kW)

Uso: Autoconsumo residencial/comercial con compensación de excedentes, no venta comercial de energía
Ventaja: Proceso simplificado, 4-8 meses desde solicitud hasta conexión operativa
Terreno requerido: 0.5-2 hectáreas para 300 kW (superficie mínima legal rural 0.5 ha bajo DL 3.516)
Limitaciones: Excedentes valorizados a 50-60% de tarifa retail, no es negocio de generación sino de ahorro

PMGD (3-9 MW) - El punto óptimo comercial

Uso: Venta comercial de energía a precio estabilizado ($50-70/MWh en 2024-2025) o spot market
Ventaja: Auto-despacho, exención de peajes de transmisión, certeza de ingresos para financiamiento bancario
Terreno requerido: 20-35 hectáreas para 5 MW (4-7 hectáreas/MW con espaciamiento, caminos, subestación)
Timeline: 18-30 meses para proyectos <3 MW (exentos de DIA ambiental); 24-40 meses para 3-9 MW con DIA
Rentabilidad: Norte 14% TIR, centro 8% TIR, financiamiento accesible con TIR >8%

Proyectos >9 MW - Utility scale

Uso: Centrales convencionales conectadas a transmisión (≥110 kV), sin beneficios PMGD
Terreno requerido: 50+ hectáreas (estándar gobierno: 7 ha/MW, práctica: 4 ha/MW)
Timeline: 3-5 años (pudiendo exceder 7 años), requiere EIA completo con participación ciudadana
Complejidad: Pérdida de auto-despacho, sin precio estabilizado, inversión >$20M USD

Requisitos técnicos críticos del terreno

1. Proximidad a red eléctrica

⚠️ FACTOR MÁS CRÍTICO: El terreno NO necesita ser adyacente a la red, pero proximidad es crucial económicamente:

PMGD ideal: <5 km de subestaciones de media tensión (12-23 kV). Cada km de extensión cuesta $50,000-100,000 USD
Utility-scale: Pueden extenderse 10-30+ km con líneas dedicadas de alta tensión ($500K-1M USD/km)
Distancias >10 km para PMGD típicamente inviables económicamente salvo capacidad de inyección excepcional
El desarrollador paga 100% de costos de extensión, sin subsidios gubernamentales

2. Capacidad de inyección disponible

La distribuidora determina la Inyección de Excedentes Permitida (IEP) para cada punto de conexión. Problema actual: Chile cortó 15% de generación renovable en 2024 por congestión de transmisión. Norte tiene mejor radiación pero mayor congestión. Verificar capacidad disponible mediante Informe de Criterios de Conexión (ICC) temprano en el proceso.

3. Características físicas

Inclinación: Pendientes <5° son óptimas, evitan movimiento de tierra excesivo y estructuras costosas
Orientación: Norte en hemisferio sur obligatorio, desviaciones hasta 45° causan 1-3% pérdida, >45° hasta 30% pérdida
Radiación solar: Mínimo 1.800 kWh/m²/año para viabilidad económica (Atacama 2.500-3.400, centro 2.000-2.500, sur >1.800)
Clasificación de suelo: Clase IV o superior requerida para proyectos solares. Clases I-III prohibidas por protección agrícola

4. Subdivisión legal

Decreto Ley 3.516 para suelo rural: Mínimo 0.5 hectáreas (5.000 m²) por lote tras subdivisión. Un terreno de 10 ha puede dividirse en hasta 20 lotes de 0.5 ha, permitiendo flexibilidad para múltiples proyectos PMGD pequeños. Suelo urbano: límites variables (100-2.500 m²) según Plan Regulador Comunal.

Proceso de compra paso a paso

1. Análisis técnico de viabilidad

Verificación de tres factores críticos: radiación solar (datos satelitales históricos), proximidad a red eléctrica (<10 km ideal para PMGD), y clasificación de suelo (Clase IV+ requerida). Incluye análisis topográfico para pendientes <5° y orientación norte. En mapache.ai realizamos este análisis geoespacial preliminar.

2. Estudio de títulos y verificación legal

Revisión de cadena de dominio completa (últimos 30 años) para ausencia de hipotecas, embargos, prohibiciones o defectos de inscripción. Verificación de deslindes coincidentes con catastro SII y realidad física. Costo típico: 3-8 UF ($100K-$270K CLP). Esencial para financiamiento bancario y evitar vicios de título.

3. Solicitud de información a distribuidora

Presentar estudios técnicos para obtener Informe de Criterios de Conexión (ICC) que define capacidad de inyección, costos de conexión, y establece prioridad por fecha (first come, first served). Válido 9-18 meses. Este paso es paralelo a la negociación del terreno, no secuencial.

4. Escritura pública e inscripción

Escritura ante notario con identificación de partes, descripción detallada del predio con deslindes, precio y forma de pago. Los terrenos están EXCLUIDOS de IVA, solo construcciones posteriores lo pagan. Inscripción en Conservador de Bienes Raíces (7 días hábiles, costo 0.2% del precio con tope $264,200 CLP).

5. Obtención de permisos y conexión

Proyectos <3 MW exentos de DIA ambiental (ahorra 13 meses). PMGD requiere estudios de impacto en sistema, coordinación de protecciones, calidad de energía. SEC supervisa puesta en servicio (~70 UF). Registro en Coordinador Eléctrico Nacional para operación comercial. Timeline total PMGD: 18-30 meses (<3 MW) o 24-40 meses (3-9 MW).

Documentos necesarios

Certificado de dominio vigente del Conservador de Bienes Raíces con antigüedad máxima 60 días
Certificado de hipotecas y gravámenes que acredite ausencia de cargas (últimos 30 años)
Certificado de avalúo fiscal del SII con ROL de avalúo y deslindes
Certificado de deuda de contribuciones al día emitido por Tesorería
Certificado de informaciones previas del municipio sobre clasificación de suelo (urbano/rural)
Planos topográficos si se planea subdivisión (7 copias físicas + archivo KML para SAG)
Cédulas de identidad vigentes de vendedor y comprador (personas) o RUT de empresas
Estudio de radiación solar (datos satelitales o mediciones in-situ)
Informe de proximidad a red eléctrica con distancia a subestaciones y capacidad disponible
Certificado de clasificación de suelo (Clase I-VIII) si uso agrícola/forestal protegido aplica

¿Cuánto cuesta un terreno para proyectos solares?

Modelo de arriendo (más común que compraventa directa)

Precio de mercado: USD $2.000 por hectárea/año para parcelas de 20-30 hectáreas. Contratos expresados en UF (indexadas a inflación): 200 UF/ha/año (~$7.400 USD/ha actual). Variabilidad alta según ubicación.

Factores que determinan el precio

Proximidad a subestación: <5 km es premium, 5-10 km aceptable, >10 km reduce valor significativamente
Radiación solar: Norte >> Centro > Sur
Capacidad de inyección disponible: Grids congestionados reducen valor dramáticamente
Topografía: Terreno plano vale más, pendientes <5° ideales
Tamaño: Parcelas 20+ hectáreas tienen mejor precio por economías de escala
Acceso: Caminos adecuados para transporte de equipos durante construcción

Duración de contratos típicos

Plazo estándar: 25-30 años alineado con vida útil de paneles y plazos de financiamiento. Incluyen típicamente 2 extensiones consecutivas de 10 años cada una (50 años totales). Pagos comienzan cuando inicia construcción (18-36 meses post-firma). IPC + escalamiento 1.5-2.5% anual.

Costos totales de una transacción

Para compraventa simple: 1-2% del valor del predio. Desglose típico:

Inscripción Conservador: 0.2% del precio (tope $264,200 CLP)
Honorarios notariales: 0.1-0.5% del valor
Estudio de títulos: 3-8 UF ($100K-$270K CLP)
Certificados CBR, SII, Tesorería: Variables (~$50K-$150K CLP)

Ventaja fiscal: No hay IVA sobre terrenos, solo sobre construcciones posteriores.

Preguntas frecuentes

¿Qué tamaño de terreno necesito para un proyecto solar?

Depende de la potencia del proyecto:

Net Billing hasta 300 kW: 0.5-2 hectáreas (mínimo legal rural 0.5 ha bajo DL 3.516)
PMGD 3-9 MW: 20-35 hectáreas para proyecto de 5 MW (4-7 hectáreas/MW con espaciamiento, caminos, subestación)
Utility-scale >9 MW: 50+ hectáreas (estándar gobierno 7 ha/MW, práctica 4 ha/MW)

El estándar es 4 hectáreas por MW incluyendo espaciamiento, infraestructura y zonas buffer.

¿A qué distancia de la red eléctrica debe estar el terreno?

No existe máximo regulatorio, pero económicamente:

PMGD ideal: <5 km de subestaciones de media tensión (12-23 kV)
PMGD viable: 5-10 km (cada km de extensión cuesta $50,000-100,000 USD)
PMGD inviable: >10 km (salvo capacidad de inyección excepcional)
Utility-scale >9 MW: Pueden extenderse 10-30+ km con líneas dedicadas alta tensión ($500K-1M USD/km)

El desarrollador paga 100% de los costos de extensión sin subsidios. Verificar capacidad disponible del alimentador mediante ICC es crucial.

¿Qué rentabilidad ofrece un proyecto solar en Chile?

Norte de Chile (Atacama, Antofagasta): 14% TIR con recuperación en 7.6 años. Zona más rentable del planeta por radiación solar récord (2.500-3.400 kWh/m²/año).

Centro de Chile (O'Higgins a Maule): 8% TIR con recuperación en 9-11 años. Radiación 2.000-2.500 kWh/m²/año.

Sur de Chile: Requiere precios más altos para alcanzar 8% TIR, zona menos atractiva para solar.

Benchmarks: TIR <8% difícilmente consigue financiamiento. TIR 10-15% es rango objetivo. TIR >14% asegura financiamiento competitivo. Los proyectos ya son rentables sin subsidios vendiendo a precios de pool ($50-70/MWh).

¿Cuánto tiempo toma desarrollar un proyecto solar?

Net Billing (hasta 300 kW): 4-8 meses desde solicitud hasta conexión operativa. Proceso simplificado mediante formularios SEC.

PMGD <3 MW: 18-30 meses. Ventaja crítica: exentos de DIA ambiental (ahorra 13 meses y costos significativos).

PMGD 3-9 MW: 24-40 meses. Requiere Declaración de Impacto Ambiental (DIA) con plazo promedio 13 meses.

Proyectos >9 MW: 3-5 años típicamente, pudiendo exceder 7 años con complicaciones. Requieren EIA completo con participación ciudadana.

Muchos desarrolladores diseñan portafolios de proyectos 2-3 MW en lugar de uno grande de 8-9 MW para evitar DIA.

¿Puedo subdividir mi terreno para múltiples proyectos?

Sí, con restricciones legales según clasificación del suelo:

Suelo rural (DL 3.516): Mínimo 0.5 hectáreas (5.000 m²) por lote resultante. Un terreno de 10 hectáreas puede subdividirse en hasta 20 lotes de 0.5 ha, permitiendo flexibilidad para múltiples proyectos PMGD pequeños o venta por porciones. Los lotes deben mantener uso agrícola/forestal - consultar con SAG y SEC sobre compatibilidad con uso solar antes de subdividir.

Suelo urbano: Límites variables 100-2.500 m² según Plan Regulador Comunal. DOM aprueba mediante Formulario 3.3 (costo 2% del avalúo fiscal).

Proceso rural: SAG certifica cumplimiento DL 3.516 (20 días hábiles, costo $80K-$105K CLP), SII asigna ROLes provisorios, inscripción definitiva en Conservador.

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