<\/p>\n
Descartada una vez por marginal hace algunas d\u00e9cadas, la energ\u00eda renovable sin incluir la hidroelectricidad de gran escala -conocida en Chile como energ\u00eda renovable no convencional\u2013 ahora es un negocio global en auge.<\/p>\n
El creciente costo de los combustibles f\u00f3siles, el aumento de la preocupaci\u00f3n sobre las emisiones de carbono y su impacto en el calentamiento global, y los temores sobre la seguridad energ\u00e9tica han llevado a los gobiernos alrededor del mundo a considerar la necesidad de desarrollar fuentes alternativas de energ\u00eda.<\/p>\n
El a\u00f1o pasado, cerca del 11% de la electricidad generada en Estados Unidos provino de energ\u00edas renovables, casi tanto como la que produjo el pa\u00eds a partir de energ\u00eda nuclear. La mayor parte de esta provino de generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica a gran escala, pero la energ\u00eda e\u00f3lica, solar, de biomasa y geot\u00e9rmica tambi\u00e9n est\u00e1n ganando terreno.<\/p>\n
La mayor granja e\u00f3lica del mundo, el desarrollo Roscoe en la faja angosta de Texas, tiene m\u00e1s de 700 megavatios de capacidad instalada, siendo m\u00e1s grande que la mayor\u00eda de las centrales el\u00e9ctricas de Chile.<\/p>\n
Y la crisis financiera ha contribuido poco a desacelerar la inversi\u00f3n en el sector. El a\u00f1o pasado, la inversi\u00f3n global en energ\u00edas renovables no convencionales, incluido el financiamiento de proyectos y gasto en investigaci\u00f3n y desarrollo, alcanz\u00f3 los US$211.000 millones, un alza del 32% respecto del 2009, seg\u00fan un informe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).<\/p>\n
La etiqueta de renovables cubre un rango de tecnolog\u00edas que incluyen hidroelectricidad, energ\u00eda e\u00f3lica, solar, geot\u00e9rmica y biomasa, pero lo que las une es su capacidad para usar fuentes que se reabastecen naturalmente para generar electricidad.<\/p>\n
Chile produce cerca del 40% de su energ\u00eda a partir de generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica a gran escala, pero su territorio ampliamente variado ofrece un enorme potencial para desarrollar otras fuentes de energ\u00eda renovables: costas con mucho viento que podr\u00edan soportar cientos de granjas e\u00f3licas, bosques que podr\u00edan proveer biomasa, docenas de volcanes sugieren que el pa\u00eds tiene un significativo potencial para producir energ\u00eda geot\u00e9rmica y las soleadas extensiones del desierto de Atacama podr\u00edan producir suficiente electricidad para convertir a Chile en un exportador neto de energ\u00eda.<\/p>\n
Pese a este potencial, es solo en los \u00faltimos cinco a\u00f1os que el pa\u00eds ha tomado medidas claras hacia el desarrollo de estas fuentes. La ley de energ\u00edas renovables, promulgada por la entonces presidenta Michelle Bachelet en el 2008, exige que las generadoras de las dos principales redes del pa\u00eds -el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)- obtenga el 5% de sus ventas de electricidad a partir de energ\u00edas renovables no convencionales (ERNC), las que incluyen centrales de generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica de menos de 40 megavatios adem\u00e1s de energ\u00eda e\u00f3lica, solar y biomasa entre otras fuentes.<\/p>\n
Esta cuota, que entr\u00f3 en vigencia a comienzos del 2010, comenzar\u00e1 a aumentar en un 0,5% anual a partir del 2014 hasta que alcance el 10% para el 2024.<\/p>\n
No obstante, si bien representa un importante avance, el sector de energ\u00edas renovables no convencionales de Chile est\u00e1 lejos de estar feliz con la legislaci\u00f3n.<\/p>\n
Generar Demanda<\/strong><\/p>\n 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.<\/p>\n La idea es que las grandes generadoras preferir\u00edan pagar m\u00e1s por la energ\u00eda de los productores de ERNC que arriesgarse a ser multados -en cerca deUS$35 por megavatio hora (MWh) de energ\u00eda limpia no entregada- por no cumplir con la legislaci\u00f3n.<\/p>\n Pero el mercado est\u00e1 inundado de proyectos que tratan de vender sus Certificados de Energ\u00edas Renovables a un pu\u00f1ado de grandes generadoras, de modo que para algunas tecnolog\u00edas la prima que ganan los productores, parte clave de los modelos de negocios de la mayor\u00eda de los desarrolladores, es menor a la esperada.<\/p>\n Para algunos, sin embargo, es muy pronto para hacer una evaluaci\u00f3n.<\/p>\n \u201cUn a\u00f1o no es suficientemente largo para hacer un juicio\u201d, sostiene Luis Arqueros, gerente ejecutivo de desarrollo y comercial Pacific Hydro, firma australiana de renovables que est\u00e1 desarrollando una serie de proyectos hidroel\u00e9ctricos de pasada de peque\u00f1a y gran escala en la zona central de Chile.<\/p>\n A medida que pasa el tiempo, el tama\u00f1o de la cuota de renovables crecer\u00e1 creando m\u00e1s demanda y un mercado m\u00e1s l\u00edquido, argumenta. No s\u00f3lo se expandir\u00e1 el tama\u00f1o general de la red, sino que los contratos m\u00e1s antiguos expirar\u00e1n para ser reemplazados por nuevos que est\u00e1n sujetos a la ley y, a partir del 2014, la cuota misma crecer\u00e1.<\/p>\n Y no hay falta de proyectos de ERNC intentando satisfacer la demanda. Desde que la legislaci\u00f3n de renovables se anunci\u00f3 por primera vez, proyectos por un total cercano a 2.000 megavatios de capacidad instalada -principalmente granjas e\u00f3licas con unos pocos proyectos solares y de mini generaci\u00f3n hidr\u00e1ulica- han recibido la aprobaci\u00f3n ambiental. Otros 2. 000 megavatios en proyectos est\u00e1n esperando la aprobaci\u00f3n o se encuentran en las primeras etapas de desarrollo.<\/p>\n Pero hasta ahora poco se ha construido: hasta el 2010 Chile ten\u00eda 612 megavatios de capacidad de ERNC divididos casi equitativamente entre energ\u00eda e\u00f3lica, hidr\u00e1ulica de peque\u00f1a escala y biomasa, seg\u00fan cifras del Ministerio de Energ\u00eda. No obstante, la mayor parte de los nuevos proyectos parecen estar en pausa.<\/p>\n A juicio de Julio Albarr\u00e1n, gerente general del desarrollador de granjas e\u00f3licas Ecopower, en parte la raz\u00f3n de ello es que muchos proyectos son propiedad de peque\u00f1as compa\u00f1\u00edas sin la capacidad de financiarlos. Otros, respaldados por capitales europeos, se vieron afectados por la crisis financiera global.<\/p>\n Se Requieren Incentivos<\/strong><\/p>\n De manera a\u00fan m\u00e1s crucial, el sector est\u00e1 esperando se\u00f1ales m\u00e1s s\u00f3lidas de parte del Gobierno, se\u00f1ala Alex von Pescatore, gerente de desarrollo y negocios de la consultora escocesa en energ\u00edas renovables Natural Power.<\/p>\n Hasta hace algunos meses, el Gobierno parec\u00eda estar rehuyendo la promesa de campa\u00f1a del presidente Pi\u00f1era de obtener el 20% de la electricidad de Chile a partir de ERNC para el 2020. En mayo, el entonces ministro de Energ\u00eda, Laurence Golborne, la calific\u00f3 como una \u201caspiraci\u00f3n\u201d m\u00e1s que como un firme objetivo. <\/p>\n Pero de cara a las enormes protestas en contra del proyecto hidroel\u00e9ctrico HidroAys\u00e9n y la creciente oposici\u00f3n medioambiental a grandes proyectos de generaci\u00f3n a carb\u00f3n, las autoridades han comenzado a ver las energ\u00edas renovables no convencionales como m\u00e1s atractivas.<\/p>\n No obstante, lograr la meta 20\/20 requerir\u00e1 nuevos incentivos, afirma Alfredo Solar, presidente de la Asociaci\u00f3n Chilena de Energ\u00edas Renovables A.G. (ACERA).<\/p>\n No es cuesti\u00f3n de subsidios, sugiere. Con el carb\u00f3n listo para dominar el desarrollo del sector energ\u00e9tico en la pr\u00f3xima d\u00e9cada, 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 generaci\u00f3n a carb\u00f3n, menos que el promedio de US$230 registrado en el primer semestre del 2011.<\/p>\n Sin embargo, incluso en este rango de precios los proyectos de ERNC podr\u00edan competir con incentivos adicionales. \u201cHay proyectos e\u00f3licos, de biomasa, mini-hidr\u00e1ulicos y geot\u00e9rmicos todos los cuales podr\u00edan sobrevivir dentro de este rango de precios\u201d, afirma Solar.<\/p>\n Los subsidios en Europa y Estados Unidos desempe\u00f1aron un rol clave en el desarrollo de las ERNC durante los \u00faltimos 20 a\u00f1os, lo que ha hecho caer sus precios de manera considerable, mientras los precios de los combustibles f\u00f3siles han subido.<\/p>\n \u201cSomos capaces de explotar 15 o 20 a\u00f1os de desarrollo en estas tecnolog\u00edas\u201d, afirma Solar.<\/p>\n Barreras de Entrada<\/strong><\/p>\n Pero existen significativas barreras que impiden que los proyectos de energ\u00edas renovables compitan en igualdad de condiciones en los liberalizados mercados de energ\u00eda que tiene Chile, destaca Solar.<\/p>\n Para empezar, casi toda la demanda de los clientes regulados de Chile -principalmente familias y peque\u00f1as empresas- est\u00e1 cubierta por acuerdos de compra de energ\u00eda entre generadoras y distribuidores hasta comienzos de la pr\u00f3xima d\u00e9cada.<\/p>\n Una alternativa para los desarrolladores de ERNC ser\u00eda vender directamente a clientes no regulados que no cuentan con acuerdos de compra de energ\u00eda, principalmente usuarios industriales, tales como las empresas mineras. Pero estas compa\u00f1\u00edas requieren suministros continuos y confiables de electricidad que los proyectos renovables, dependientes de las lluvias y la fluctuante energ\u00eda e\u00f3lica, no pueden entregar siempre.<\/p>\n De todos modos, algunos clientes no regulados se est\u00e1n volcando hacia la electricidad generada a partir de ERNC en una apuesta por reducir su impacto ambiental y las emisiones de carbono asociadas. Compa\u00f1\u00eda Minera Do\u00f1a In\u00e9s de Collahuasi, empresa de riesgo compartido entre las mineras Anglo American y Xstrata, lanz\u00f3 hace poco una licitaci\u00f3n para abastecer a su mina en el norte de Chile de 30.000 MWh anuales de electricidad renovable, pero tales oportunidades siguen siendo pocas.<\/p>\n La \u00fanica opci\u00f3n que queda para los proyectos de ERNC es vender electricidad directamente al mercado a la vista.<\/p>\n 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 vol\u00e1tiles, oscilando entre US$40 y US$240 por MWh, a veces en cuesti\u00f3n de horas.<\/p>\n La mayor\u00eda de los bancos consideran tama\u00f1a volatilidad como demasiado riesgosa, de modo que bloquean el acceso al financiamiento normal de proyectos, enfatiza Solar.<\/p>\n La soluci\u00f3n, indica, ser\u00eda un mecanismo para garantizar precios a largo plazo para los proyectos de manera que puedan conseguir financiamiento sobre una base competitiva.<\/p>\n Los senadores Jaime Orpis y Carlos Cantero recientemente revelaron una propuesta para licitar acuerdos de compra de energ\u00eda a 12 a\u00f1os a proyectos de ERNC seg\u00fan el menor precio de compra ofrecido. Cuando el costo marginal supere el arancel acordado, la diferencia ir\u00eda a las generadoras convencionales que actuar\u00edan como proveedores de respaldo. Si es menor, estas generadoras recibir\u00e1n la diferencia.<\/p>\n Problemas de Conexi\u00f3n<\/strong><\/p>\n Sin embargo, a\u00fan con un mecanismo de estabilidad de precios, los proyectos de ERNC enfrentan otras barreras.<\/p>\n 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 d\u00e9cada de los 80, y conseguir derecho de servidumbre o paso de los terratenientes puede ser un fastidio para los desarrolladores de proyectos hidroel\u00e9ctricos de peque\u00f1a envergadura.<\/p>\n Pero quiz\u00e1s la barrera m\u00e1s cr\u00edtica es el sistema de transmisi\u00f3n de Chile.<\/p>\n Dependiente de los recursos naturales, los proyectos renovables rara vez se localizan cerca de los centros de consumo o de l\u00edneas existentes de transmisi\u00f3n, las que tienden a extenderse de norte a sur. Como resultado, deben construirse costosos transformadores y l\u00edneas de transmisi\u00f3n especialmente para transportar electricidad hacia donde exista demanda.<\/p>\n Hay algo de ayuda disponible. Los proyectos renovables con una capacidad de hasta 9 MW est\u00e1n exentos de pagar tarifas de transmisi\u00f3n y este subsidio se reduce gradualmente a cero para centrales de m\u00e1s de 20 MW.<\/p>\n Sin embargo, en virtud de la legislaci\u00f3n chilena vigente, la Comisi\u00f3n Nacional de Energ\u00eda s\u00f3lo aprobar\u00e1 que se construya una nueva l\u00ednea 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 l\u00ednea estar\u00e1 lista a tiempo.<\/p>\n \u201cEs un problema real del huevo y la gallina\u201d, admite Solar de ACERA.<\/p>\n Y una vez que la l\u00ednea recibe el visto bueno, las dificultades para comprar derechos de paso y conseguir los permisos ambientales significan que construir una nueva l\u00ednea puede demorar de cuatro a cinco a\u00f1os en lugar del a\u00f1o o dos contemplados originalmente.<\/p>\n La limitada capacidad de transmisi\u00f3n ya est\u00e1 retrasando el desarrollo de algunos proyectos. En la lejana costa de la Regi\u00f3n de Coquimbo de Chile, que tiene mucho viento, se ubican cerca de 1.000 MW de proyectos de granjas e\u00f3licas subdesarrollados, pero es probable que pocos de ellos vean la luz del d\u00eda hasta que la principal l\u00ednea de transmisi\u00f3n entre Copiap\u00f3 y Santiago se expanda de manera significativa a fines de esta d\u00e9cada.<\/p>\n Y pocos proyectos pueden desarrollarse al sur de la ciudad de Temuco debido a la limitada capacidad de l\u00ednea, a\u00f1ade Solar.<\/p>\n Presionado para mostrar un mayor respaldo a las energ\u00edas renovables, el presidente Pi\u00f1era propuso una nueva \u201ccarretera el\u00e9ctrica p\u00fablica\u201d que har\u00eda m\u00e1s sencillo que los nuevos proyectos se conecten.<\/p>\n La propuesta ser\u00e1 analizada por la Comisi\u00f3n Asesora para el Desarrollo El\u00e9ctrico, convocada por el presidente Pi\u00f1era en mayo para considerar una reforma m\u00e1s amplia de la pol\u00edtica energ\u00e9tica. La comisi\u00f3n debe presentar sus conclusiones en septiembre.<\/p>\n Oposici\u00f3n Ambientalista<\/strong><\/p>\n Adem\u00e1s de los problemas para conectarse, sus emplazamientos a menudo remotos implican que los proyectos de ERNC est\u00e1n particularmente expuestos a leyes que protegen el bosque nativo y los derechos de los pueblos originarios.<\/p>\n Ambas legislaciones a\u00fan deben implementarse a cabalidad, lo que crea confusi\u00f3n 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 e\u00f3licos e hidr\u00e1ulicos incluidos dos proyectos de pasada en el la zona central de Chile en alianza con Pacific Hydro.<\/p>\n \u201cLas normas no son muy claras\u201d, concuerda Albarr\u00e1n de Ecopower, cuyo proyecto de granja e\u00f3lica en la isla de Chilo\u00e9 ha enfrentado la oposici\u00f3n de los ambientalistas.<\/p>\n Otro tema es la definici\u00f3n legal de energ\u00eda renovable. Dado que las plantas deben tener menos de 40 MW de capacidad para ser consideradas renovables en virtud de la legislaci\u00f3n, hay un incentivo para los desarrolladores a subexplotar el potencial de los r\u00edos de Chile, mientras que las centrales de pasada -que tienen poco impacto ambiental- deben comprar energ\u00eda de proyectos renovables para cumplir con la ley.<\/p>\n Pacific Hydro est\u00e1 desarrollando proyectos hidr\u00e1ulicos de peque\u00f1a envergadura en Chile, pero tambi\u00e9n est\u00e1 construyendo dos grandes proyectos de pasada en la zona central del pa\u00eds en alianza con SN Power. \u201cSe nos trata de igual forma que a las centrales a carb\u00f3n\u201d, se queja Arqueros de Pacific Hydro.<\/p>\n Los cr\u00edticos contravienen que abrir la cuota a grandes proyectos de pasada inundar\u00e1 al mercado, dejando poco espacio para otras tecnolog\u00edas. Una alternativa, por lo tanto, podr\u00eda ser relevar a esas plantas de la carga que implica comprar energ\u00eda renovable, asevera Powell de SN Power.<\/p>\n Dados los problemas energ\u00e9ticos m\u00e1s amplios del pa\u00eds, la energ\u00eda renovable deber\u00eda tener un futuro brillante en Chile siempre y cuando se apliquen las normas correctas.<\/p>\n Tom Azzopardi<\/strong> trabaja como periodista freelance en Santiago.<\/p>\n <\/p>\n Once written off as marginal a couple of decades ago, clean energy is now a booming global business.<\/p>\n 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.<\/p>\n 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.<\/p>\n The world\u2019s 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.<\/p>\n 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).<\/p>\n 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.<\/p>\n Chile generates around 40% of its energy from large hydropower, but its widely varied terrain offers huge potential to develop other renewable energy sources \u2013 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.<\/p>\n 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\u2019s two main grids \u2013 the Central Interconnected System (SIC) and the Northern Interconnected System (SING) \u2013 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.<\/p>\n This quota took effect in early 2010 and is set to rise by 0.5% annually from 2014 until it reaches 10% by 2024.<\/p>\n But, while it represents a major advance, Chile\u2019s non-conventional renewable energy sector is far from happy with the legislation.<\/p>\n Generating demand<\/strong><\/p>\n 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.<\/p>\n The idea is that large generators would rather pay more for energy from NCRE producers than risk being fined \u2013 around US$35 per megawatt hour (MWh) of clean energy not delivered – for non-compliance with the law.<\/p>\n But the market is awash with projects trying to sell their Renewable Energy Certificates to a handful of large generators \u2013 so for some technologies the premium earned by producers, a key part of most developers\u2019 business models, is lower than expected.<\/p>\n For some though it is early days.<\/p>\n \u201cOne year is not long enough to judge,\u201d 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.<\/p>\n 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.<\/p>\n 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.<\/p>\n But so far little has been built \u2013 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.<\/p>\n According to Julio Albarr\u00e1n, 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.<\/p>\n Incentives needed<\/strong><\/p>\n 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.<\/p>\n Until a few months ago, the government appeared to be shying away from President Pi\u00f1era\u2019s campaign promise to derive 20% of Chile\u2019s power from NCRE by 2020. In May, then Energy Minister Laurence Golborne described it as an \u201caspiration\u201d rather than a firm target. <\/p>\n But in the wake of the massive protests against the HidroAys\u00e9n hydroelectric project and mounting environmental opposition to large coal-fired projects, the authorities have started to see non-conventional renewables as more attractive.<\/p>\n However, achieving the 20\/20 target will require new incentives, says Alfredo Solar, president of Chile\u2019s renewable energy association ACERA.<\/p>\n 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.<\/p>\n But even in this price range NCRE projects could compete with additional incentives. \u201cThere are wind, biomass, mini-hydro and geothermal projects which could all survive within this range of prices,\u201d says Solar.<\/p>\n 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.<\/p>\n \u201cWe are able to exploit 15 or 20 years of development in these technologies,\u201d says Solar.<\/p>\n Entry barriers<\/strong><\/p>\n But there are significant barriers which prevent renewable energy projects competing on an equal footing in Chile\u2019s liberalized power markets, points out Solar.<\/p>\n For a start, almost all demand from Chile\u2019s regulated clients \u2013 mostly households and small businesses \u2013 is covered by long term Power Purchase Agreements (PPAs) between generators and distributors until early next decade.<\/p>\n One alternative for NCRE developers would be to sell direct to non-regulated clients that don\u2019t have PPAs \u2013 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.<\/p>\n Still, some non-regulated clients are turning to NCRE power in a bid to reduce their environmental impact and related carbon emissions. Compa\u00f1\u00eda Minera Do\u00f1a In\u00e9s 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.<\/p>\n The one remaining option for NCRE projects is to sell electricity directly to the spot market.<\/p>\n But, thanks to fluctuating fuel prices and variations in rainfall, prices in Chile\u2019s spot market are extremely volatile, ranging between US$40 and US$240 per MWh, sometimes in a matter of hours.<\/p>\n Such volatility is seen as too much of a risk for most banks, blocking access to regular project finance, notes Solar.<\/p>\n The solution, he says, would be a mechanism to guarantee long term prices for projects so they can secure financing on a competitive basis.<\/p>\n 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.<\/p>\n Trouble connecting<\/strong><\/p>\n But, even with a price stability mechanism, NCRE projects face other barriers.<\/p>\n For one thing, most of Chile\u2019s 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.<\/p>\n But perhaps the most critical barrier is Chile\u2019s transmission system.<\/p>\n 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.<\/p>\n 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.<\/p>\n But, under Chile\u2019s current legislation, the National Energy Commission will only approve a new line for construction if the plant\u2019s developers have placed orders for parts \u2013 of course, developers are reluctant to do so unless they can be assured a line will be ready in time.<\/p>\n \u201cIt\u2019s a real chicken and egg problem,\u201d admits ACERA\u2019s Solar.<\/p>\n 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.<\/p>\n Limited transmission capacity is already delaying the development of some projects. The remote and windy coast of Chile\u2019s 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 Copiap\u00f3 and Santiago is significantly expanded later this decade.<\/p>\n And few projects can be developed south of the city of Temuco because of limited line capacity, adds Solar.<\/p>\n Under pressure to show greater support for renewables, President Pi\u00f1era has proposed a new \u201cpublic power highway\u201d that will make it easier for new projects to get connected.<\/p>\n The proposal will be considered by the Advisory Commission on Electricity Development, convened by President Pi\u00f1era in May to consider a wider overhaul of energy policy and due to present its findings in September.<\/p>\n Environmental opposition<\/strong><\/p>\n 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.<\/p>\n 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.<\/p>\n \u201cThe rules are not very clear,\u201d agrees Ecopower\u2019s Albarr\u00e1n, whose wind farm project on the island of Chilo\u00e9 has faced opposition from environmentalists.<\/p>\n 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\u2019s rivers while large run-of-river plants, which have little environmental impact, must buy power from renewable projects to comply with the law.<\/p>\n 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. \u201cWe are treated the same as coal-fired plants,\u201d complains Pacific Hydro\u2019s Arqueros.<\/p>\n 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\u2019s Powell.<\/p>\n Given the country\u2019s wider energy problems, renewable energy should have a bright future in Chile as long as the right rules are put in place.<\/p>\n Tom Azzopardi is a freelance journalist based in Santiago.<\/strong><\/p>\n <\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" <\/p>\n Descartada una vez por marginal hace algunas d\u00e9cadas, la energ\u00eda renovable sin incluir la hidroelectricidad de gran escala -conocida en Chile como energ\u00eda renovable no convencional\u2013 ahora es un negocio global en auge.<\/p>\n El creciente costo de los combustibles f\u00f3siles, el aumento de la preocupaci\u00f3n sobre las emisiones de carbono y su impacto en el calentamiento global, y los temores sobre la seguridad energ\u00e9tica han llevado a los gobiernos alrededor del mundo a considerar la necesidad de desarrollar fuentes alternativas de energ\u00eda.<\/p>\n <\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"parent":0,"template":"","news_tax":[],"user_type":[],"class_list":["post-4624","news","type-news","status-publish","hentry"],"acf":[],"yoast_head":"\n