El sur del Perú alberga dos de los proyectos energéticos más ambiciosos de América Latina. Verano Energy y Phelan Green Energy planean invertir en conjunto US$ 15,309 millones para producir hidrógeno verde y amoníaco verde en Arequipa. Pero mientras las empresas consolidan sus estudios ambientales, el reglamento de la Ley N° 31992 —la norma que debe darle certidumbre jurídica a todo el sector— acumula casi un año de retraso sobre su propio plazo legal.
La ley fue aprobada el 23 de marzo de 2024. Su reglamento debió promulgarse en septiembre de ese mismo año. A junio de 2026, el texto sigue en consulta pública desde octubre de 2025.
Desde H2 Perú, la asociación del sector, advierten que cada semana adicional de demora desplaza al país en el radar de inversionistas internacionales que hoy evalúan alternativas en Chile, Brasil y Colombia.
La propuesta oficial del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) adopta un enfoque conservador: proyectos piloto concentrados en nodos clave (Callao, Matarani e Ica) hacia 2030, con verdadera capacidad exportadora a gran escala recién en 2040.
La brecha entre ese cronograma público y la ambición privada es el nervio central del debate.
¿Qué es el hidrógeno verde y por qué importa?
El hidrógeno verde (H₂V) es un combustible producido al separar el agua (H₂O) en hidrógeno y oxígeno mediante un proceso llamado electrólisis, alimentado con energía 100% renovable —solar o eólica—.
El resultado es un vector energético que no emite CO₂ ni en su producción ni en su uso, a diferencia del hidrógeno convencional, que se obtiene a partir de gas natural y genera contaminación.
Su relevancia económica es triple. Primero, puede reemplazar el petróleo y el diésel en industrias de difícil electrificación directa, como la minería, la siderurgia y el transporte pesado.
Segundo, se puede convertir en amoníaco verde, un derivado clave para la fabricación de fertilizantes agrícolas y combustibles navales que el mundo demanda cada vez más.
Tercero, para países con excedente de energía solar —como el Perú— representa la posibilidad de exportar esa energía almacenada en forma de molécula, tal como hoy se exportan el petróleo o el gas.
El sur peruano tiene una ventaja geográfica documentada: la región de Arequipa recibe hasta 5.6 kWh/m²/día de radiación solar, uno de los índices más altos del planeta. Eso se traduce en costos de generación eléctrica extraordinariamente bajos, el insumo más caro de toda la cadena de producción del H₂V. Es precisamente esa ventaja
La ley que espera reglamento
El avance institucional más concreto de los últimos meses llegó desde la región, no desde Lima. El Gobierno Regional de Arequipa, en alianza con H2 Perú, avanza en la definición de la gobernanza del Hub Regional de Hidrógeno para blindar los proyectos frente a la incertidumbre política y agilizar permisos.
En noviembre de 2025, la Embajada Británica adjudicó un estudio técnico estratégico para el codiseño del Hub, una señal de que el respaldo europeo ya trasciende la retórica.
En paralelo, Corea del Sur formalizó en abril de 2026 el proyecto H2KOREA con INACAL, con un financiamiento de US$ 375,000, para diseñar estándares de certificación internacionales entre 2026 y 2028.
Sin certificación reconocible, ningún comprador europeo o asiático firmará contratos de compra a largo plazo (off-take agreements) con exportadores peruanos.
Los dos gigantes del sur
Verano Energy planea instalar 5.85 GWp (equivalente a unas diez veces la capacidad de la central hidroeléctrica del Mantaro) de energía solar en Majes-Quilca con una inversión de US$ 12,809 millones. En su primera fase produciría 85,000 toneladas anuales de hidrógeno verde y 420,000 toneladas de amoníaco verde; al completar las cinco fases, la capacidad escalaría a 1.65 millones de toneladas anuales de amoníaco.
La EIA-d fue aprobada en marzo de 2025, pero el inicio de obras depende de contratos de venta asegurados y financiamiento estructurado.
Phelan Green Energy apunta a 1.8 GW solar en La Joya, con una inversión de US$ 2,500 millones y capacidad para producir 80,000 toneladas de hidrógeno verde y 440,000 toneladas de amoníaco verde al año.
El proyecto está en estructuración: el permiso ambiental sigue pendiente y la construcción no se prevé antes de fines de 2027.
| Proyecto | Ubicación | Inversión | Capacidad Instalada | Estado Actual |
| Horizonte de Verano | Majes-Quilca, Arequipa | US$ 12,809 M | 5.85 GWp solar (5 fases). Fase 1: 85,000 t/año H₂V → 420,000 t/año amoníaco verde. Fase final: 1.65 M t/año amoníaco. | EIA-d aprobado (marzo 2025). Inicio de obras supeditado a contratos off-take y financiamiento. |
| Phelan Green Energy | La Joya, Arequipa | US$ 2,500 M | 1.8 GW solar. 80,000 t/año H₂V → 440,000 t/año amoníaco verde. | En estructuración. Construcción posible a fines de 2027. Pendiente permiso ambiental. |
Ambos proyectos apuntan a la exportación. El amoníaco verde —clave para fertilizantes y combustibles navales de bajo carbono— es el derivado más viable para el comercio internacional, dado que el transporte de hidrógeno líquido sigue siendo logísticamente complejo y costoso.
A nivel doméstico, el uso estratégico es la descarbonización de la gran minería: sustituir el diésel de los camiones de alto tonelaje por celdas de combustible de hidrógeno incrementaría la competitividad internacional del cobre peruano en mercados cada vez más exigentes con la huella de carbono.
La brecha de costos que lo complica todo
Producir hidrógeno verde cuesta hoy entre US$ 3.50 y US$ 6.00 por kilogramo. El hidrógeno gris —obtenido a partir de combustibles fósiles— se produce a US$ 1.50–2.50 por kilogramo. Esa diferencia de hasta 300% explica por qué la industria global atraviesa una corrección severa desde 2025.
Iberdrola redujo su meta de producción para 2030 de 350,000 a 120,000 toneladas anuales. Repsol recortó su ambición en un 63%. Shell canceló plantas en Noruega argumentando «falta de demanda». Incluso con subsidios públicos masivos —ArcelorMittal recibió €1,300 millones del gobierno alemán—, los proyectos resultan económicamente inviables a los precios actuales.
Los costos de producción han escalado entre 25% y 40% desde 2022 por inflación, tasas de interés más altas y escasez de componentes. Sin subsidios directos o marcos regulatorios que obliguen el uso del hidrógeno verde, la viabilidad comercial a gran escala sigue siendo, hoy, cuestionable.
Las proyecciones para 2030 —US$ 1.20–2.50/kg— son técnicamente posibles, pero dependen de reducciones en el costo de electrolizadores o equipos de producción que aún no están garantizadas.
Chile lleva más de cuatro años de ventaja
Chile lanzó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde el 3 de noviembre de 2020, lo que le otorga una ventaja de más de cuatro años en gestión institucional. Sus objetivos son cuantitativos: producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030 (costo proyectado por debajo de US$ 1.50 por kilogramo) y estar entre los tres principales exportadores mundiales para 2040.
Ya tiene más de 50 proyectos anunciados, varios con plantas piloto en operación, terrenos fiscales concesionados y un fondo de US$ 50 millones para proyectos piloto.
El Índice H2LAC 2024, elaborado por Hinicio y New Energy, cuantifica el rezago. Chile lidera con 73.25 puntos sobre 100, seguido de Brasil (72.75) y Colombia (72.5). Perú alcanza 44 puntos.
Ese diferencial refleja ausencia de estrategia integrada, institucionalidad consolidada y acuerdos diplomáticos con compradores que sus competidores sí tienen. Si el Estado peruano no acelera la promulgación del reglamento y no define estándares de certificación reconocibles, corre el riesgo de perder los primeros off-take agreements con potencias como Alemania, Japón y el Reino Unido.
Los cuellos de botella estructurales
Más allá del mercado global, existen desafíos internos que los estudios de factibilidad no pueden ignorar. El más crítico es la red eléctrica: los casi 8 GWp de capacidad solar combinada de ambos proyectos superan ampliamente la capacidad actual de la Red de transmisión eléctrica del sur (REDESUR), estimada en menos de 2 GW. Se necesitan líneas de 500 kV, inversiones de cientos de millones de dólares y plazos de cinco a siete años para construirlas.
A eso se suman el desafío hídrico —la electrólisis requiere agua de alta pureza en zonas de estrés hídrico, lo que obliga a instalar plantas desalinizadoras que encarecen la infraestructura entre 15% y 25%—; el retraso en la certificación (el proyecto H2KOREA con INACAL no estará listo antes de 2028, frente a estándares ya vigentes en Europa); y la escasez de talento especializado en electrólisis y química verde en las universidades peruanas.
Investigadores de la PUCP y especialistas de la Sociedad Peruana de Derecho Ambiental (SPDA) advierten que sin resolver estos dilemas —brecha de costos, gestión hídrica y estrategia nacional más allá del commodity exportador—, la industria corre el riesgo de quedar estancada en promesas sin ejecución, como ha ocurrido con otros megaproyectos en el pasado.
La agenda pendiente del Estado
La brecha entre la ambición privada —US$ 15,309 millones en inversión combinada— y los plazos del sector público —que fija la meta exportadora en 2040— sigue siendo amplia. Las ventajas geográficas del sur peruano están bien documentadas: radiación solar de hasta 5.6 kWh/m²/día en Arequipa y precios de generación de 40–55 USD/MWh son difíciles de igualar en la región.
Pero como advierte el avance acelerado de Chile, llegar tarde al mercado global de la energía limpia tiene el mismo costo que nunca haber participado.
La próxima acción del Estado peruano es cuádruple: aprobar el reglamento de la Ley N° 31992 con estándares internacionalmente reconocibles; establecer coordinación real entre el MINEM, el MEF y los gobiernos regionales; anclar demanda inicial mediante incentivos fiscales con la gran minería local; y concesionar a través de Proinversión nuevas líneas de transmisión de 500 kV antes de que ambos megaproyectos requieran operar de forma simultánea.
Sin esos cuatro pilares, la narrativa del hidrógeno verde seguirá siendo, por ahora, un espejismo en el desierto.