Descartada una vez por marginal hace algunas décadas, la energía renovable sin incluir la hidroelectricidad de gran escala -conocida en Chile como energía renovable no convencional– ahora es un negocio global en auge.

El creciente costo de los combustibles fósiles, el aumento de la preocupación sobre las emisiones de carbono y su impacto en el calentamiento global, y los temores sobre la seguridad energética han llevado a los gobiernos alrededor del mundo a considerar la necesidad de desarrollar fuentes alternativas de energía.

El año pasado, cerca del 11% de la electricidad generada en Estados Unidos provino de energías renovables, casi tanto como la que produjo el país a partir de energía nuclear. La mayor parte de esta provino de generación hidráulica a gran escala, pero la energía eólica, solar, de biomasa y geotérmica también están ganando terreno.

La mayor granja eólica del mundo, el desarrollo Roscoe en la faja angosta de Texas, tiene más de 700 megavatios de capacidad instalada, siendo más grande que la mayoría de las centrales eléctricas de Chile.

Y la crisis financiera ha contribuido poco a desacelerar la inversión en el sector. El año pasado, la inversión global en energías renovables no convencionales, incluido el financiamiento de proyectos y gasto en investigación y desarrollo, alcanzó los US$211.000 millones, un alza del 32% respecto del 2009, según un informe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

La etiqueta de renovables cubre un rango de tecnologías que incluyen hidroelectricidad, energía eólica, solar, geotérmica y biomasa, pero lo que las une es su capacidad para usar fuentes que se reabastecen naturalmente para generar electricidad.

Chile produce cerca del 40% de su energía a partir de generación hidráulica a gran escala, pero su territorio ampliamente variado ofrece un enorme potencial para desarrollar otras fuentes de energía renovables: costas con mucho viento que podrían soportar cientos de granjas eólicas, bosques que podrían proveer biomasa, docenas de volcanes sugieren que el país tiene un significativo potencial para producir energía geotérmica y las soleadas extensiones del desierto de Atacama podrían producir suficiente electricidad para convertir a Chile en un exportador neto de energía.

Pese a este potencial, es solo en los últimos cinco años que el país ha tomado medidas claras hacia el desarrollo de estas fuentes. La ley de energías renovables, promulgada por la entonces presidenta Michelle Bachelet en el 2008, exige que las generadoras de las dos principales redes del país -el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)- obtenga el 5% de sus ventas de electricidad a partir de energías renovables no convencionales (ERNC), las que incluyen centrales de generación hidráulica de menos de 40 megavatios además de energía eólica, solar y biomasa entre otras fuentes.

Esta cuota, que entró en vigencia a comienzos del 2010, comenzará a aumentar en un 0,5% anual a partir del 2014 hasta que alcance el 10% para el 2024.

No obstante, si bien representa un importante avance, el sector de energías renovables no convencionales de Chile está lejos de estar feliz con la legislación.

Generar Demanda

Para empezar, la ley no es retroactiva y solo se aplica a contratos de compras de electricidad suscritos a partir del 2008, con lo que deja a gran parte del mercado intacto. En consecuencia, la cuota real representa menos del 2% de la electricidad vendida en las dos principales redes.

La idea es que las grandes generadoras preferirían pagar más por la energía de los productores de ERNC que arriesgarse a ser multados -en cerca deUS$35 por megavatio hora (MWh) de energía limpia no entregada- por no cumplir con la legislación.

Pero el mercado está inundado de proyectos que tratan de vender sus Certificados de Energías Renovables a un puñado de grandes generadoras, de modo que para algunas tecnologías la prima que ganan los productores, parte clave de los modelos de negocios de la mayoría de los desarrolladores, es menor a la esperada.

Para algunos, sin embargo, es muy pronto para hacer una evaluación.

“Un año no es suficientemente largo para hacer un juicio”, sostiene Luis Arqueros, gerente ejecutivo de desarrollo y comercial Pacific Hydro, firma australiana de renovables que está desarrollando una serie de proyectos hidroeléctricos de pasada de pequeña y gran escala en la zona central de Chile.

A medida que pasa el tiempo, el tamaño de la cuota de renovables crecerá creando más demanda y un mercado más líquido, argumenta. No sólo se expandirá el tamaño general de la red, sino que los contratos más antiguos expirarán para ser reemplazados por nuevos que están sujetos a la ley y, a partir del 2014, la cuota misma crecerá.

Y no hay falta de proyectos de ERNC intentando satisfacer la demanda. Desde que la legislación de renovables se anunció por primera vez, proyectos por un total cercano a 2.000 megavatios de capacidad instalada -principalmente granjas eólicas con unos pocos proyectos solares y de mini generación hidráulica- han recibido la aprobación ambiental. Otros 2. 000 megavatios en proyectos están esperando la aprobación o se encuentran en las primeras etapas de desarrollo.

Pero hasta ahora poco se ha construido: hasta el 2010 Chile tenía 612 megavatios de capacidad de ERNC divididos casi equitativamente entre energía eólica, hidráulica de pequeña escala y biomasa, según cifras del Ministerio de Energía. No obstante, la mayor parte de los nuevos proyectos parecen estar en pausa.

A juicio de Julio Albarrán, gerente general del desarrollador de granjas eólicas Ecopower, en parte la razón de ello es que muchos proyectos son propiedad de pequeñas compañías sin la capacidad de financiarlos. Otros, respaldados por capitales europeos, se vieron afectados por la crisis financiera global.

Se Requieren Incentivos

De manera aún más crucial, el sector está esperando señales más sólidas de parte del Gobierno, señala Alex von Pescatore, gerente de desarrollo y negocios de la consultora escocesa en energías renovables Natural Power.

Hasta hace algunos meses, el Gobierno parecía estar rehuyendo la promesa de campaña del presidente Piñera de obtener el 20% de la electricidad de Chile a partir de ERNC para el 2020. En mayo, el entonces ministro de Energía, Laurence Golborne, la calificó como una “aspiración” más que como un firme objetivo.

Pero de cara a las enormes protestas en contra del proyecto hidroeléctrico HidroAysén y la creciente oposición medioambiental a grandes proyectos de generación a carbón, las autoridades han comenzado a ver las energías renovables no convencionales como más atractivas.

No obstante, lograr la meta 20/20 requerirá nuevos incentivos, afirma Alfredo Solar, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables A.G. (ACERA).

No es cuestión de subsidios, sugiere. Con el carbón listo para dominar el desarrollo del sector energético en la próxima década, se estima que los precios en el mercado a la vista promedien entre US$85 y US$100 por megavatio hora (MWh), que es equivalente al costo de la generación a carbón, menos que el promedio de US$230 registrado en el primer semestre del 2011.

Sin embargo, incluso en este rango de precios los proyectos de ERNC podrían competir con incentivos adicionales. “Hay proyectos eólicos, de biomasa, mini-hidráulicos y geotérmicos todos los cuales podrían sobrevivir dentro de este rango de precios”, afirma Solar.

Los subsidios en Europa y Estados Unidos desempeñaron un rol clave en el desarrollo de las ERNC durante los últimos 20 años, lo que ha hecho caer sus precios de manera considerable, mientras los precios de los combustibles fósiles han subido.

“Somos capaces de explotar 15 o 20 años de desarrollo en estas tecnologías”, afirma Solar.

Barreras de Entrada

Pero existen significativas barreras que impiden que los proyectos de energías renovables compitan en igualdad de condiciones en los liberalizados mercados de energía que tiene Chile, destaca Solar.

Para empezar, casi toda la demanda de los clientes regulados de Chile -principalmente familias y pequeñas empresas- está cubierta por acuerdos de compra de energía entre generadoras y distribuidores hasta comienzos de la próxima década.

Una alternativa para los desarrolladores de ERNC sería vender directamente a clientes no regulados que no cuentan con acuerdos de compra de energía, principalmente usuarios industriales, tales como las empresas mineras. Pero estas compañías requieren suministros continuos y confiables de electricidad que los proyectos renovables, dependientes de las lluvias
y la fluctuante energía eólica, no pueden entregar siempre.

De todos modos, algunos clientes no regulados se están volcando hacia la electricidad generada a partir de ERNC en una apuesta por reducir su impacto ambiental y las emisiones de carbono asociadas. Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, empresa de riesgo compartido entre las mineras Anglo American y Xstrata, lanzó hace poco una licitación para abastecer a su mina en el norte de Chile de 30.000 MWh anuales de electricidad renovable, pero tales oportunidades siguen siendo pocas.

La única opción que queda para los proyectos de ERNC es vender electricidad directamente al mercado a la vista.

No obstante, gracias a los fluctuantes precios de los combustibles y las variaciones en las lluvias, los precios en el mercado a la vista de Chile son extremadamente volátiles, oscilando entre US$40 y US$240 por MWh, a veces en cuestión de horas.

La mayoría de los bancos consideran tamaña volatilidad como demasiado riesgosa, de modo que bloquean el acceso al financiamiento normal de proyectos, enfatiza Solar.

La solución, indica, sería un mecanismo para garantizar precios a largo plazo para los proyectos de manera que puedan conseguir financiamiento sobre una base competitiva.

Los senadores Jaime Orpis y Carlos Cantero recientemente revelaron una propuesta para licitar acuerdos de compra de energía a 12 años a proyectos de ERNC según el menor precio de compra ofrecido. Cuando el costo marginal supere el arancel acordado, la diferencia iría a las generadoras convencionales que actuarían como proveedores de respaldo. Si es menor, estas generadoras recibirán la diferencia.

Problemas de Conexión

Sin embargo, aún con un mecanismo de estabilidad de precios, los proyectos de ERNC enfrentan otras barreras.

Para empezar, la mayor parte de los derechos de agua de Chile son propiedad de Endesa Chile, que los retuvo cuando fue privatizada en la década de los 80, y conseguir derecho de servidumbre o paso de los terratenientes puede ser un fastidio para los desarrolladores de proyectos hidroeléctricos de pequeña envergadura.

Pero quizás la barrera más crítica es el sistema de transmisión de Chile.

Dependiente de los recursos naturales, los proyectos renovables rara vez se localizan cerca de los centros de consumo o de líneas existentes de transmisión, las que tienden a extenderse de norte a sur. Como resultado, deben construirse costosos transformadores y líneas de transmisión especialmente para transportar electricidad hacia donde exista demanda.

Hay algo de ayuda disponible. Los proyectos renovables con una capacidad de hasta 9 MW están exentos de pagar tarifas de transmisión y este subsidio se reduce gradualmente a cero para centrales de más de 20 MW.

Sin embargo, en virtud de la legislación chilena vigente, la Comisión Nacional de Energía sólo aprobará que se construya una nueva línea si el desarrollador de la planta ha hecho pedidos de partes; por supuesto, los desarrolladores son reticentes a hacerlo a menos que se les pueda asegurar que una línea estará lista a tiempo.

“Es un problema real del huevo y la gallina”, admite Solar de ACERA.

Y una vez que la línea recibe el visto bueno, las dificultades para comprar derechos de paso y conseguir los permisos ambientales significan que construir una nueva línea puede demorar de cuatro a cinco años en lugar del año o dos contemplados originalmente.

La limitada capacidad de transmisión ya está retrasando el desarrollo de algunos proyectos. En la lejana costa de la Región de Coquimbo de Chile, que tiene mucho viento, se ubican cerca de 1.000 MW de proyectos de granjas eólicas subdesarrollados, pero es probable que pocos de ellos vean la luz del día hasta que la principal línea de transmisión entre Copiapó y Santiago se expanda de manera significativa a fines de esta década.

Y pocos proyectos pueden desarrollarse al sur de la ciudad de Temuco debido a la limitada capacidad de línea, añade Solar.

Presionado para mostrar un mayor respaldo a las energías renovables, el presidente Piñera propuso una nueva “carretera eléctrica pública” que haría más sencillo que los nuevos proyectos se conecten.

La propuesta será analizada por la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico, convocada por el presidente Piñera en mayo para considerar una reforma más amplia de la política energética. La comisión debe presentar sus conclusiones en septiembre.

Oposición Ambientalista

Además de los problemas para conectarse, sus emplazamientos a menudo remotos implican que los proyectos de ERNC están particularmente expuestos a leyes que protegen el bosque nativo y los derechos de los pueblos originarios.

Ambas legislaciones aún deben implementarse a cabalidad, lo que crea confusión entre desarrolladores y autoridades sobre los criterios para evaluar nuevos proyectos, comenta Laine Powell, gerente general de SN Power Chile, firma noruega de desarrollo de proyectos eólicos e hidráulicos incluidos dos proyectos de pasada en el la zona central de Chile en alianza con Pacific Hydro.

“Las normas no son muy claras”, concuerda Albarrán de Ecopower, cuyo proyecto de granja eólica en la isla de Chiloé ha enfrentado la oposición de los ambientalistas.

Otro tema es la definición legal de energía renovable. Dado que las plantas deben tener menos de 40 MW de capacidad para ser consideradas renovables en virtud de la legislación, hay un incentivo para los desarrolladores a subexplotar el potencial de los ríos de Chile, mientras que las centrales de pasada -que tienen poco impacto ambiental- deben comprar energía de proyectos renovables para cumplir con la ley.

Pacific Hydro está desarrollando proyectos hidráulicos de pequeña envergadura en Chile, pero también está construyendo dos grandes proyectos de pasada en la zona central del país en alianza con SN Power. “Se nos trata de igual forma que a las centrales a carbón”, se queja Arqueros de Pacific Hydro.

Los críticos contravienen que abrir la cuota a grandes proyectos de pasada inundará al mercado, dejando poco espacio para otras tecnologías. Una alternativa, por lo tanto, podría ser relevar a esas plantas de la carga que implica comprar energía renovable, asevera Powell de SN Power.

Dados los problemas energéticos más amplios del país, la energía renovable debería tener un futuro brillante en Chile siempre y cuando se apliquen las normas correctas.

Tom Azzopardi trabaja como periodista freelance en Santiago.

Once written off as marginal a couple of decades ago, clean energy is now a booming global business.

The rising cost of fossil fuels, growing concern about carbon emissions and their impact on global warming and worries about energy security have led governments around the world to consider the need to develop alternative energy sources.

Last year, nearly 11% of electricity produced in the United States came from renewable energy, almost as much as the country produced from nuclear power. Most of this came from large hydro but wind, solar, biomass and geothermal are also gaining ground.

The world’s largest wind-farm, the Roscoe development in the Texas panhandle, has more than 700 MW of installed capacity, making it larger than most power plants in Chile.

And the financial crisis has done little to slow investment in the sector. Last year, global investment in non-conventional renewables, including project finance and spending on research and development, hit US$211 billion, up 32% from 2009, according to a report by the United Nations Environment Program (UNEP).

The renewables label covers a range of technologies including hydro, wind, solar, geothermal and biomass, but what unites them is their ability to use naturally replenishing resources to generate electricity.

Chile generates around 40% of its energy from large hydropower, but its widely varied terrain offers huge potential to develop other renewable energy sources – windy coasts could support hundreds of wind-farms, forests could supply biomass, dozens of volcanoes suggests the country has significant potential to produce geothermal power, and the sundrenched expanses of the Atacama Desert could produce enough electricity to make Chile a net power exporter.

Despite this potential, it is only in the last five years that the country has taken clear steps towards developing these resources. The Renewable Energy Law, promulgated by then President Michelle Bachelet in 2008, requires generators in the country’s two main grids – the Central Interconnected System (SIC) and the Northern Interconnected System (SING) – to source 5% of their electricity sales from non-conventional renewable energy (NCRE), which includes hydro plants under 40 MW as well as wind, solar and biomass amongst other sources.

This quota took effect in early 2010 and is set to rise by 0.5% annually from 2014 until it reaches 10% by 2024.

But, while it represents a major advance, Chile’s non-conventional renewable energy sector is far from happy with the legislation.

Generating demand

For a start, the law is not retroactive and only applies to power purchase contracts signed since 2008, leaving much of the market unaffected. As a result, the real quota represents less than 2% of power sold on the two main grids.

The idea is that large generators would rather pay more for energy from NCRE producers than risk being fined – around US$35 per megawatt hour (MWh) of clean energy not delivered - for non-compliance with the law.

But the market is awash with projects trying to sell their Renewable Energy Certificates to a handful of large generators – so for some technologies the premium earned by producers, a key part of most developers’ business models, is lower than expected.

For some though it is early days.

“One year is not long enough to judge,” says Luis Arqueros, sales manager at Pacific Hydro, an Australian renewables firm that is developing a series of small and large-scale run-of-river hydro projects in central Chile.

As time passes, the size of the renewable quota will grow creating more demand and a more liquid market, he argues. Not only will the overall size of the grid expand, but older contracts will expire to be replaced by new ones that are subject to the law and, from 2014, the quota itself will grow.

And there is no lack of NCRE projects looking to meet the demand. Since the renewable legislation was first announced, projects totaling around 2,000 MW of installed capacity - mainly wind farms with a few mini-hydro and solar projects - have received environmental approval. Another 2,000 MW worth of projects are awaiting approval or are at an earlier stage of development.

But so far little has been built – as of 2010 Chile had 612 MW of NCRE capacity split roughly evenly between wind, small hydro and biomass, according to figures from the Energy Ministry. But most new projects appear to be on hold.

According to Julio Albarrán, CEO of wind-farm developer Ecopower, part of the reason is that many projects are owned by small companies without the ability to finance them. Others, backed by European capital, were hit by the global financial crisis.

Incentives needed

Even more critically, the sector is waiting for stronger signals from the government, says Alex von Pescatore, development and business manager of Scottish renewable energy consultancy Natural Power.

Until a few months ago, the government appeared to be shying away from President Piñera’s campaign promise to derive 20% of Chile’s power from NCRE by 2020. In May, then Energy Minister Laurence Golborne described it as an “aspiration” rather than a firm target.

But in the wake of the massive protests against the HidroAysén hydroelectric project and mounting environmental opposition to large coal-fired projects, the authorities have started to see non-conventional renewables as more attractive.

However, achieving the 20/20 target will require new incentives, says Alfredo Solar, president of Chile’s renewable energy association ACERA.

It is not a question of subsidies, he suggests. With coal set to dominate the development of the energy sector over the next decade, prices on the spot market are expected to average between US$85 and US$100 per megawatt hour (MWh), which is equivalent to the cost of coal-fired generation, down from an average US$230 in the first half of 2011.

But even in this price range NCRE projects could compete with additional incentives. “There are wind, biomass, mini-hydro and geothermal projects which could all survive within this range of prices,” says Solar.

Subsidies in Europe and the United States played a key role in developing NCRE technologies over the last 20 years, which has brought their prices down considerably while fossil fuel prices have risen.

“We are able to exploit 15 or 20 years of development in these technologies,” says Solar.

Entry barriers

But there are significant barriers which prevent renewable energy projects competing on an equal footing in Chile’s liberalized power markets, points out Solar.

For a start, almost all demand from Chile’s regulated clients – mostly households and small businesses – is covered by long term Power Purchase Agreements (PPAs) between generators and distributors until early next decade.

One alternative for NCRE developers would be to sell direct to non-regulated clients that don’t have PPAs – mostly industrial users, such as mining companies. But these companies require continuous reliable supplies of power which renewable projects, dependent on rainfall and fluctuating wind power, cannot always provide.

Still, some non-regulated clients are turning to NCRE power in a bid to reduce their environmental impact and related carbon emissions. Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, a joint venture between mining firms Anglo American and Xstrata, recently launched a tender to supply its mine in northern Chile with 30,000 MWh annually of renewable electricity, but such opportunities remain few.

The one remaining option for NCRE projects is to sell electricity directly to the spot market.

But, thanks to fluctuating fuel prices and variations in rainfall, prices in Chile’s spot market are extremely volatile, ranging between US$40 and US$240 per MWh, sometimes in a matter of hours.

Such volatility is seen as too much of a risk for most banks, blocking access to regular project finance, notes Solar.

The solution, he says, would be a mechanism to guarantee long term prices for projects so they can secure financing on a competitive basis.

Senators Jaime Orpis and Carlos Cantero recently unveiled a proposal to tender 12-year PPAs to NCRE projects based on the lowest purchase price offered. When the marginal cost exceeds the agreed tariff, the difference would go to the conventional generators that would act as backup suppliers. If it is lower, these generators would pick up the difference.

Trouble connecting

But, even with a price stability mechanism, NCRE projects face other barriers.

For one thing, most of Chile’s water rights are owned by Endesa Chile, which kept them when it was privatized in the 1980s. Negotiating rights of way with landowners can also cause project delays.

But perhaps the most critical barrier is Chile’s transmission system.

Dependent on natural resources, renewable projects are rarely located close to centers of consumption or existing transmission lines, which tend to run north-south. As a result, costly transformers and lines must be specially built to transport electricity to where demand exists.

There is some help available. Renewable projects with capacity up to 9 MW are exempt from paying transmission tolls and this subsidy gradually reduces to zero for plants over 20 MW.

But, under Chile’s current legislation, the National Energy Commission will only approve a new line for construction if the plant’s developers have placed orders for parts – of course, developers are reluctant to do so unless they can be assured a line will be ready in time.

“It’s a real chicken and egg problem,” admits ACERA’s Solar.

And once the line does get the go-ahead, difficulties buying rights-of-way and gaining environmental approval mean that building a new line can take four to five years rather than the one to two years originally envisaged.

Limited transmission capacity is already delaying the development of some projects. The remote and windy coast of Chile’s Coquimbo Region is home to around 1,000 MW of undeveloped wind-farm projects but few of them are likely to see the light of day until the main transmission line between Copiapó and Santiago is significantly expanded later this decade.

And few projects can be developed south of the city of Temuco because of limited line capacity, adds Solar.

Under pressure to show greater support for renewables, President Piñera has proposed a new “public power highway” that will make it easier for new projects to get connected.

The proposal will be considered by the Advisory Commission on Electricity Development, convened by President Piñera in May to consider a wider overhaul of energy policy and due to present its findings in September.

Environmental opposition

In addition to problems getting connected, their often remote location means NCRE projects are particularly exposed to laws protecting native forests and the rights of indigenous peoples.

Both laws have yet to be fully implemented, creating confusion between developers and authorities over the criteria for evaluating new projects, says Laine Powell, CEO of SN Power Chile, a Norwegian firm developing wind and hydro projects including two run-of-river projects in central Chile in partnership with Pacific Hydro.

“The rules are not very clear,” agrees Ecopower’s Albarrán, whose wind farm project on the island of Chiloé has faced opposition from environmentalists.

Another issue is the legal definition of renewable energy. Since plants must have less than 40 MW of capacity to be considered renewable under the law, there is an incentive for developers to underexploit the potential of Chile’s rivers while large run-of-river plants, which have little environmental impact, must buy power from renewable projects to comply with the law.

Pacific Hydro is developing small hydro projects in Chile but it is also building two large run-of-river projects in the central part of the country in partnership with SN Power. “We are treated the same as coal-fired plants,” complains Pacific Hydro’s Arqueros.

Critics counter that opening the quota to large run-of-river projects would swamp the market, leaving little room for other technologies. An alternative, therefore, could be to relieve such plants of the burden to buy renewable power, says SN Power’s Powell.

Given the country’s wider energy problems, renewable energy should have a bright future in Chile as long as the right rules are put in place.

Tom Azzopardi is a freelance journalist based in Santiago.