{"id":9596,"date":"2016-04-07T10:07:23","date_gmt":"2016-04-07T13:07:23","guid":{"rendered":"http:\/\/www.amchamchile.cl\/?p=147241"},"modified":"2016-04-07T10:21:35","modified_gmt":"2016-04-07T13:21:35","slug":"el-despegue-de-las-energias-renovables-no-convencionales","status":"publish","type":"news","link":"https:\/\/amchamchile.cl\/en\/noticia\/el-despegue-de-las-energias-renovables-no-convencionales\/","title":{"rendered":"[:es]El despegue de las energ\u00edas renovables no convencionales[:en]Chile’s Alternative Growth Industry: Renewable Energy[:]"},"content":{"rendered":"

[:es]Puede que chile tenga escasos combustibles f\u00f3siles, sin embargo, en materia de energ\u00eda posee un activo que, en la medida que aumente la preocupaci\u00f3n por el calentamiento global, se est\u00e1 haciendo cada vez m\u00e1s valioso: vastas cantidades de energ\u00eda renovable. pero, antes que pueda hacer un pleno y eficiente uso de estos recursos, deber\u00e1 superar varios desaf\u00edos.<\/strong><\/p>\n

Por Ruth Bradley<\/em>\u00a0<\/strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n

Gracias a r\u00edos que corren desde Los Andes al Oc\u00e9ano Pac\u00edfico, la llamada hidroelectricidad \u201cconvencional\u201d ha desempe\u00f1ado un papel clave en la matriz energ\u00e9tica de Chile. En febrero, seg\u00fan la Comisi\u00f3n Nacional de Energ\u00eda (CNE), alrededor de 45% de la energ\u00eda consumida en el pa\u00eds provino de plantas hidroel\u00e9ctricas, sea de grandes represas como Ralco, alto en las monta\u00f1as de la Regi\u00f3n del Biob\u00edo, o de centrales de pasada que aprovechan el flujo normal de los r\u00edos sin necesidad de embalses.<\/p>\n

Pero Chile tambi\u00e9n ha comenzado a descubrir la riqueza de sus energ\u00edas renovables no convencionales (ERNC) \u2013por ahora principalmente solar y e\u00f3lica. Seg\u00fan el Centro Nacional para la Innovaci\u00f3n y Fomento de las Energ\u00edas Sustentables (CIFES), la actual capacidad instalada utilizando estas fuentes es de alrededor de 2.500 MW, equivalente a 12% de la capacidad total del pa\u00eds.<\/p>\n

Lo anterior se compara con solo 733 MW (4% de la capacidad total) hace apenas cuatro a\u00f1os, lo que deja al pa\u00eds bien encaminado para alcanzar el objetivo del Gobierno de llegar a 20% en 2025. Y hay a\u00fan m\u00e1s en carpeta -de acuerdo a CIFES-, otros 2.700 MW se encuentran en plena etapa de construcci\u00f3n y proyectos por otros 19.000 MW ya han obtenido autorizaci\u00f3n ambiental (aunque eso no implique necesariamente que ser\u00e1n construidos).<\/p>\n

El mayor aumento ha sido en plantas fotovoltaicas -despu\u00e9s de todo, Chile tiene uno de los mejores niveles de radiaci\u00f3n solar del mundo- las que actualmente generan alrededor de 1.000 MW. \u201cM\u00e1s que en cualquier otro pa\u00eds de Am\u00e9rica Latina\u201d, destaca Cristi\u00e1n Sj\u00f6gren, gerente pa\u00eds de First Solar, la compa\u00f1\u00eda con base en Arizona que ha construido la que es actualmente la planta fotovoltaica m\u00e1s grande de la regi\u00f3n, cerca de Copiap\u00f3 en el norte de Chile.<\/p>\n

Los parques e\u00f3licos, con alrededor de 900 MW, tampoco se han quedado atr\u00e1s. Tambi\u00e9n hay 433 MW en minicentrales hidr\u00e1ulicas (que, a diferencia de sus equivalentes m\u00e1s grandes, son consideradas \u201cno convencionales\u201d) y 417 MW que utilizan biomasa.<\/p>\n

\"untitled\"<\/a><\/p>\n

Todas \u00e9stas son tecnolog\u00edas bastante nuevas. Los seres humanos han utilizado la energ\u00eda e\u00f3lica para moler granos durante siglos, o bien, como en Holanda, para drenar sus tierras. Sin embargo, solo comenz\u00f3 a ser utilizada para generar electricidad a gran escala hacia fines de la d\u00e9cada de 1970. Y la generaci\u00f3n de energ\u00eda solar a la escala requerida por compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas es a\u00fan m\u00e1s reciente.<\/p>\n

Al igual que las plantas de energ\u00eda convencional, las plantas de ERNC tambi\u00e9n se ven enfrentadas a oposici\u00f3n del tipo \u201cno en mi patio trasero\u201d, mayormente por la contaminaci\u00f3n visual y, en el caso de las turbinas e\u00f3licas, por el ruido. Pero disfrutan de una enorme ventaja: son limpias.<\/p>\n

\"Valhalla\"<\/a><\/p>\n

Francisco Torrealba, cofundador de Valhalla.<\/em><\/p>\n

Se estima que la industria el\u00e9ctrica representa alrededor de un tercio del total de las emisiones de gases de efecto invernadero de Chile; por lo tanto, \u201ces f\u00e1cil concluir el considerable impacto que las ERNC podr\u00edan tener en su disminuci\u00f3n\u201d, comenta Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociaci\u00f3n Chilena de Energ\u00edas Renovables (ACERA).<\/p>\n

La entrada de nuevos actores como First Solar, la espa\u00f1ola Solarpack y la brasile\u00f1a Latin American Power (LAP) ha aumentado la competencia en un mercado previamente dominado por tres grandes actores. Si bien lo anterior est\u00e1 lejos de ser la \u00fanica raz\u00f3n, los precios de la electricidad -que, alguna vez, tanto las empresas como el Gobierno lamentaron que estaban entre los m\u00e1s elevados de Am\u00e9rica Latina-, han ca\u00eddo a lo que en 2016 podr\u00eda ser su nivel m\u00e1s bajo desde que Argentina cort\u00f3 sus exportaciones de gas natural barato hace m\u00e1s de diez a\u00f1os.<\/p>\n

El \u201ccuello de botella\u201d de la transmisi\u00f3n<\/strong><\/p>\n

Las ERNC, sin embargo, tienen un inconveniente importante. A diferencia de las plantas termoel\u00e9ctricas convencionales, que pueden ser construidas m\u00e1s o menos donde se requiere la energ\u00eda, los proyectos de ERNC deben ser construidos donde se encuentra el respectivo recurso. Y en Chile, al menos en lo que respecta al recurso solar, eso significa el norte, es decir, a cientos de kil\u00f3metros de los principales centros de consumo hacia el sur del pa\u00eds.<\/p>\n

Gran parte de la actual capacidad en materia de ERNC est\u00e1 efectivamente ubicada en el extremo norte del Sistema Interconectado Central (SIC), la red que abastece la mayor parte de Chile desde la Regi\u00f3n de Atacama por el norte hasta la Regi\u00f3n de los Lagos en el sur. Y est\u00e1 atrapada all\u00ed, porque las l\u00edneas de transmisi\u00f3n hacia Santiago est\u00e1n saturadas.<\/p>\n

\"carlos\"<\/a>
\nCarlos Finat, director ejecutivo de ACERA.<\/em><\/p>\n

El exceso de oferta en esa \u00e1rea es tal que, en algunas horas del d\u00eda, el precio spot de la electricidad cae a cero. De hecho, el Centro de Despacho Econ\u00f3mico de Carga (CDEC) del SIC estima que si toda aquella energ\u00eda barata fuera aprovechada efectivamente, la contribuci\u00f3n de las ERNC al suministro total de energ\u00eda aumentar\u00eda en dos puntos porcentuales.<\/p>\n

Pero se vislumbra una soluci\u00f3n gracias a una l\u00ednea de transmisi\u00f3n de 750 kil\u00f3metros desde la subestaci\u00f3n Cardones cerca de Copiap\u00f3 en la Regi\u00f3n de Atacama hasta Polpaico, justo en las afueras de Santiago. El avance en esta l\u00ednea, que est\u00e1 siendo construida por la empresa de transmisi\u00f3n colombiana, ISA, no ha sido todo lo r\u00e1pido que las empresas generadoras hubiesen deseado. Ha habido algunas dificultades con una comunidad ind\u00edgena. Pero, en diciembre, el proyecto que representa una inversi\u00f3n de alrededor de US$ 1.000 millones, obtuvo su autorizaci\u00f3n medioambiental, por lo que la compa\u00f1\u00eda espera tener la l\u00ednea operativa en diciembre de 2017.<\/p>\n

Otro proyecto que tambi\u00e9n facilitar\u00e1 el desarrollo de las ERNC es el empalme del SIC con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), la red que abastece el extremo norte del pa\u00eds. Esto requiere de otra l\u00ednea de transmisi\u00f3n, en este caso desde el Puerto de Mejillones en la Regi\u00f3n de Antofagasta hasta Cardones.<\/p>\n

\"team-molina\"<\/a>
\nTatiana Molina, directora ejecutiva Consejo Empresarial de Energ\u00eda Chile – EE.UU.<\/em><\/p>\n

Dicha l\u00ednea ya est\u00e1 en construcci\u00f3n, a un costo de alrededor de US$ 780 millones, por la generadora E-CL, una subsidiaria de la compa\u00f1\u00eda franco-belga, Engie, y (luego de haber adquirido el 50%) por Red El\u00e9ctrica, la compa\u00f1\u00eda espa\u00f1ola de transmisi\u00f3n. Esto significar\u00e1 que con esta l\u00ednea de 600 kil\u00f3metros de extensi\u00f3n -cuyo inicio de operaciones est\u00e1 proyectado para el segundo semestre de 2017-, Chile dispondr\u00e1 de una red de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica que cubrir\u00e1 la totalidad del territorio nacional, con la sola excepci\u00f3n de las regiones de Ays\u00e9n y Magallanes en el extremo sur del pa\u00eds, cada una de las cuales tiene su propio sistema.<\/p>\n

Entretanto, el Congreso se encuentra debatiendo un proyecto de ley destinado a modernizar las normas de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica. Si bien hay cierta preocupaci\u00f3n entre las compa\u00f1\u00edas de transmisi\u00f3n por una propuesta de cambio de su tasa de retorno regulada y multas m\u00e1s elevadas por interrupci\u00f3n de servicios, la industria de generaci\u00f3n ha acogido ampliamente el proyecto.<\/p>\n

Una de las cosas que esto har\u00eda, en un esfuerzo por evitar la repetici\u00f3n del \u201ccuello de botella\u201d Cardones-Polpaico, ser\u00eda planificar la infraestructura de transmisi\u00f3n el\u00e9ctrica del pa\u00eds sobre un horizonte de m\u00e1s largo plazo y con m\u00e1rgenes de holgura m\u00e1s generosos. Esto es importante para las plantas de ERNC, puntualiza Cristi\u00e1n Sj\u00f6gren de First Solar, porque \u00e9stas pueden ser construidas en tan solo un a\u00f1o, mucho m\u00e1s r\u00e1pido que las plantas convencionales, dejando menos tiempo a la infraestructura de transmisi\u00f3n para adaptarse a sus necesidades.<\/p>\n

Desaf\u00edos de almacenamiento<\/strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n

Sin embargo, adem\u00e1s de su ubicaci\u00f3n inconvenientemente alejada de los centros de consumo, las fuentes de ERNC tienen otra traba: su intermitencia y el resultante descalce entre oferta y demanda. El consumo domiciliario, por ejemplo, tiende a aumentar por las tardes justo cuando las plantas solares est\u00e1n inactivas. Mientras las compa\u00f1\u00edas mineras, los principales consumidores de energ\u00eda en el extremo norte de Chile, necesitan tanta energ\u00eda de noche como de d\u00eda.<\/p>\n

La soluci\u00f3n definitiva es el almacenamiento. Sin embargo, existe una opci\u00f3n menos costosa: la diversidad geogr\u00e1fica, comenta Vasilis Fthenakis, director del Centro de An\u00e1lisis de Ciclo de Vida y de Ingenier\u00eda Mediomabiental de la Universidad de Columbia, Nueva York. Despu\u00e9s de todo, mientras m\u00e1s extensa sea una red, mayores ser\u00e1n las opciones de recursos disponibles cuando una determinada fuente ERNC est\u00e9 inactiva. Dinamarca, por ejemplo, puede depender fuertemente de sus turbinas e\u00f3licas, porque tiene conexi\u00f3n con Noruega que la puede abastecer de hidroelectricidad de acuerdo a su requerimiento.<\/p>\n

\"cristian\"<\/a>
\nCristi\u00e1n Sj\u00f6gren,country\u00a0manager de First Solar.<\/em><\/p>\n

La unificaci\u00f3n de las dos redes de Chile apunta en esa direcci\u00f3n y, Fthenakis, efectivamente considera que el pa\u00eds podr\u00eda obtener hasta 35% de su energ\u00eda de las ERNC sin necesidad de preocuparse de su almacenamiento. La interconexi\u00f3n con las redes de pa\u00edses vecinos tambi\u00e9n ser\u00eda ventajosa, agrega Carlos Finat de ACERA.<\/p>\n

No obstante lo anterior, el almacenamiento sigue siendo el mayor desaf\u00edo actual de las ERNC a nivel mundial. Por eso es que en octubre, la C\u00e1mara Chileno Norteamericana de Comercio, AmCham Chile, encabez\u00f3 una misi\u00f3n a Estados Unidos, organizada en conjunto con CIFES y la Agencia de Promoci\u00f3n de la Inversi\u00f3n Extranjera, con el apoyo de la Fundaci\u00f3n Imagen de Chile y el Consejo Chile-California, con el objeto de explorar el estado actual de las tecnolog\u00edas de almacenamiento y c\u00f3mo \u00e9stas pueden ser integradas a los sistemas el\u00e9ctricos.<\/p>\n

Su conclusi\u00f3n m\u00e1s importante, dice Tatiana Molina, directora ejecutiva del Consejo Empresarial de Energ\u00eda Chile-EE.UU. de AmCham, fue que la regulaci\u00f3n debe ser flexible y debe promover activamente el ingreso de capacidad de almacenamiento. Eso es lo que est\u00e1 intentando hacer el estado de California, por ejemplo, mediante una serie de licitaciones p\u00fablicas.<\/p>\n

Ella agrega que en lo que a tecnolog\u00eda se refiere, lo m\u00e1s avanzado y viable comercialmente es el almacenamiento por bombeo, muy por delante de las bater\u00edas de almacenamiento. Estas \u00faltimas han estado logrando r\u00e1pidos avances, advierte Sj\u00f6gren de First Solar, que ha invertido en una compa\u00f1\u00eda de bater\u00edas emergente, pero todav\u00eda no han llegado a ser suficientemente competitivas.<\/p>\n

Hace mucho ya que el agua se usa para almacenar electricidad -los embalses son, despu\u00e9s de todo, grandes bodegas de almacenamiento de electricidad esperando ser generada-, pero el almacenamiento por bombeo le da un nuevo giro a esta antigua pr\u00e1ctica al utilizar los excedentes de electricidad generada por, digamos, una planta solar durante el d\u00eda, para bombear agua hacia arriba hasta un embalse haciendo que en la noche \u00e9sta corra nuevamente hacia abajo haciendo girar una turbina.<\/p>\n

Eso es precisamente lo que har\u00eda el proyecto Valhalla en la costa del norte de Chile. Actualmente se busca financiamiento para construir dicho proyecto, consiste en un parque solar fotovoltaico de 600 MW, acompa\u00f1ado de una planta de almacenamiento por bombeo que aprovechar\u00eda una ca\u00edda al mar desde un acantilado natural de aproximadamente 600 metros de altura.<\/p>\n

El almacenamiento por bombeo es mucho m\u00e1s barato que otras tecnolog\u00edas actuales, como la del uso de sales fundidas, asegura el cofundador de Valhalla, Francisco Torrealba. Seg\u00fan un c\u00e1lculo conservador, agrega, la capacidad potencial de almacenamiento por bombeo que tiene Chile es de unos 100.000 MW.<\/p>\n

El nuevo contexto econ\u00f3mico<\/strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n

El reciente boom de desarrollo de capacidad solar y e\u00f3lica en Chile ha sido en parte el resultado de altos precios de electricidad, combinado con una dr\u00e1stica disminuci\u00f3n de los costos de estas tecnolog\u00edas. No obstante lo anterior, el Gobierno tambi\u00e9n ha ayudado.<\/p>\n

En 2014, el Gobierno introdujo cambios a las condiciones generales de las licitaciones p\u00fablicas mediante las cuales las compa\u00f1\u00edas de distribuci\u00f3n se adjudican contratos de abastecimiento (o PPA, en su sigla en ingl\u00e9s) con las generadoras, ofreci\u00e9ndoles la opci\u00f3n de abastecer solo durante ciertas horas del d\u00eda, en vez de hacerlo de manera continua durante todo el d\u00eda. Esta modalidad le abri\u00f3 el camino a la participaci\u00f3n de las generadoras de ERNC.<\/p>\n

Lo anterior, a su vez, ha facilitado el financiamiento de proyectos de ERNC. \u201cSi un proyecto cuenta con un PPA, es decir, con flujos de caja, entonces puede obtener financiamiento\u201d, comenta Cristi\u00e1n Sj\u00f6gren de First Solar.<\/p>\n

Sin embargo, para las ERNC, las condiciones econ\u00f3micas no son lo que eran. Pueden tener bajos costos de mantenci\u00f3n, pero son todav\u00eda muy intensivos en capital, haciendo que la eventualidad de un aumento de las tasas de inter\u00e9s pase a ser una real preocupaci\u00f3n. Por otra parte, la ca\u00edda de los precios de los combustibles f\u00f3siles (carb\u00f3n y gas, adem\u00e1s de petr\u00f3leo) ha estrechado su ventaja competitiva en relaci\u00f3n con la generaci\u00f3n convencional.<\/p>\n

Ahora bien, seg\u00fan Fthenakis de la Universidad de Columbia, las ERNC todav\u00eda tienen algunos ases guardados bajo la manga. El costo de la generaci\u00f3n solar seguir\u00e1 disminuyendo durante los pr\u00f3ximos a\u00f1os, predice \u00e9l, a medida que la tecnolog\u00eda se vaya haciendo cada vez m\u00e1s barata.<\/p>\n

Y la generaci\u00f3n t\u00e9rmica convencional est\u00e1 expuesta al riesgo del precio de los combustibles -as\u00ed como el precio de los combustibles f\u00f3siles ha disminuido, igual podr\u00eda volver a subir-, un riesgo que no enfrentan las ERNC. Adem\u00e1s de ser un factor a favor de las ERNC a los ojos de los bancos, tambi\u00e9n significa que las plantas ERNC pueden ofrecer PPAs a 20 a\u00f1os con un precio fijo, agrega Torrealba de la compa\u00f1\u00eda Valhalla.<\/p>\n

Una pr\u00f3xima licitaci\u00f3n de PPAs con compa\u00f1\u00edas de distribuci\u00f3n (de 13.750 GWh para abastecer entre los a\u00f1os 2021 al 2041; es decir, la mayor licitaci\u00f3n desde la creaci\u00f3n del sistema de licitaciones en 2006) proporcionar\u00e1 una se\u00f1al clara respecto del crecimiento futuro de las ERNC en Chile. Originalmente programada para el mes de abril, ha sido postergada por algunos meses para permitir que el Congreso complete la tramitaci\u00f3n del proyecto de ley que regula la transmisi\u00f3n.<\/p>\n

No obstante lo anterior, es probable que el reciente crecimiento exponencial de las ERNC en Chile disminuya su ritmo, reconoce Carlos Finat de ACERA. Ahora bien, aunque se modere -en parte debido a una base estad\u00edstica de comparaci\u00f3n m\u00e1s elevada respecto de la capacidad ya instalada- dicho ritmo permanecer\u00e1 en cifras de dos d\u00edgitos durante los pr\u00f3ximos a\u00f1os, predice.<\/p>\n

Lo avanzado hasta la fecha y este escenario sugieren que Chile, casi con toda seguridad, exceder\u00e1 la meta de producir 20% de la electricidad del pa\u00eds a partir de ERNC para el a\u00f1o 2025. Ahora bien, seg\u00fan Fthenakis, esa nunca fue una meta demasiado ambiciosa para un pa\u00eds con las privilegiadas condiciones geogr\u00e1ficas y clim\u00e1ticas de Chile para la generaci\u00f3n de ERNC.<\/p>\n

Generaci\u00f3n distribuida: la contribuci\u00f3n de los hogares<\/strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n

Seg\u00fan una ley que entr\u00f3 en vigencia en octubre de 2014, los hogares chilenos y las empresas peque\u00f1as y medianas pueden hacer su propia contribuci\u00f3n al crecimiento de las energ\u00edas renovables no convencionales y, al mismo tiempo, ahorrar algo de dinero. Se trata de la Ley de Generaci\u00f3n Distribuida que les permite, en caso de disponer de generaci\u00f3n alternativa propia (t\u00edpicamente de paneles solares), no solamente utilizarla para reducir la energ\u00eda que compran a su distribuidor, sino tambi\u00e9n para vender cualquier excedente (generado, por ejemplo, durante el d\u00eda cuando la demanda del hogar disminuye) a la red (a aproximadamente la mitad del precio que le pagan al distribuidor).<\/p>\n

Durante los 18 meses en que esta ley ha estado en vigencia, los distribuidores han recibido alrededor de 480 solicitudes de conexiones de este tipo, principalmente de hogares y empresas en Santiago. La experiencia de algunos hogares que lo han solicitado sugiere que el proceso, que incluye una certificaci\u00f3n de sus equipos y, en muchos casos, la instalaci\u00f3n de un nuevo medidor, puede ser demoroso.<\/p>\n

Sin embargo, Chilectra, la distribuidora para Santiago, ha anunciado recientemente la primera etapa de reemplazo de sus antiguos medidores por un nuevo modelo \u201cinteligente\u201d que simplificar\u00e1 este proceso significativamente, a la vez que proporcionar\u00e1 a los hogares mayor informaci\u00f3n respecto de cu\u00e1nta energ\u00eda est\u00e1n consumiendo y cu\u00e1ndo lo est\u00e1n haciendo, permiti\u00e9ndole tambi\u00e9n a la compa\u00f1\u00eda hacer una lectura remota de los medidores.[:en]Chile may be short on fossil fuels but, on energy, it has an asset that, as concern about global warming mounts, is becoming ever more valuable – vast quantities of renewable energy. But, before it can make full and efficient use of this resource, there are still a number of challenges. <\/strong>\u00a0\u00a0<\/strong><\/p>\n

By Ruth Bradley<\/strong><\/em><\/p>\n

Thanks to rivers that drop steeply from the Andes Mountains to the Pacific Ocean, so-called “conventional” hydroelectricity has long played a key role in Chile’s energy matrix. In February, according to the National Energy Commission (CNE), some 45% of the power consumed in Chile came from hydroelectric plants, either large dams like Ralco, high in the mountains of the Biob\u00edo Region, or the run-of-the-river plants that tap into a river’s natural flow without needing a reservoir.<\/p>\n

But Chile has also begun to discover its wealth of non-conventional renewable energies (NCREs) – for now principally the sun and the wind. According to the government’s National Center for Sustainable Energy Innovation and Promotion (CIFES), installed capacity using these sources currently reaches some 2,500 MW, equivalent to 12% of the country’s total capacity.<\/p>\n

That compares with only 733 MW (4% of total capacity) just four years ago and puts the country well on the way to achieving the government’s target of 20% by 2025. And there is more in the pipeline, according to CIFES, another 2,700 MW is already under construction and projects representing a further 19,000 MW have obtained an environmental permit (although that does not necessarily mean they will be built).<\/p>\n

The biggest surge has been in solar photovoltaic (PV) plants – after all, northern Chile has some of the world’s best solar radiation – of which there are now around 1,000 MW. “More than in any other Latin American country,” points out Cristi\u00e1n Sj\u00f6gren, country manager for First Solar, the Arizona-based company that has built what is currently the region’s largest solar PV plant near Copiap\u00f3 in northern Chile.<\/p>\n

But wind farms, at around 900 MW, aren’t lagging far behind. And then there are 433 MW in mini-hydro plants -which, unlike their larger equivalents, count as “non-conventional”- and 417 MW using biomass.<\/p>\n

\"untitled\"<\/a><\/p>\n

All these are quite new technologies. Humans have been using wind energy to grind grain for centuries or, as in the Netherlands, to drain land but it only began to be used to generate electricity on a relatively large scale in the late 1970s. And utility-scale solar generation is more recent still.<\/p>\n

Like conventional power plants, NCRE plants can also face not-in-my-backyard opposition, mostly on the grounds of visual contamination and, in the case of wind turbines, noise. But they have a huge advantage: they are clean.<\/p>\n

The electricity industry is estimated to account for around a third of Chile’s total greenhouse gas emissions “so it’s easy to deduce the considerable impact NCREs could have on reducing them,” points out Carlos Finat, executive director of the Chilean Association of Renewable Energies (ACERA).<\/p>\n

The entry of new players like First Solar, Spain’s Solarpack and Brazil’s Latin American Power (LAP) has, moreover, increased competition in a market previously dominated by three large players. And -although this is far from the only reason- electricity prices, which businesses and the government once lamented were the highest in Latin America, have dropped to what, in 2016, may be their lowest level since Argentina cut off its exports of cheap natural gas over ten years ago.\u00a0<\/strong><\/p>\n

Transmission bottleneck<\/strong><\/p>\n

NCREs do, however, have an important drawback. Unlike conventional thermal plants which can be built more or less where the power is needed, NCRE projects have to go where the resource is. And, in Chile, at least for solar energy, that means the north, hundreds of kilometers away from the main consumption centers further south.<\/p>\n

Much of current NCRE capacity is, in fact, currently located on the northern edge of the Central Interconnected System (SIC), the grid that supplies most of Chile down from the Atacama Region in the north to the Los Lagos Region in the south. And it is trapped there because transmission lines down to Santiago are overcrowded.<\/p>\n

Excess supply in that area is such that, at some hours of the day, the spot price of electricity drops to zero.\u00a0 Indeed, the SIC’s Dispatch Center (CDEC) estimates that, if all that cheap energy were effectively used, the contribution of NCREs to total power supply would rise by two percentage points.<\/p>\n

But help is on the way in the form of a new 750-kilometer transmission line from the Cardones substation near Copiap\u00f3 in the Atacama Region to Polpaico, just outside Santiago. Progress on the line, being built by Colombia’s ISA transmission company, has not been as fast as generators would have liked. There have been some difficulties with an indigenous community but, in December, the project, which represents an outlay of some US$1 billion, obtained its environmental permit and the company expects to have it in operation by December 2017.<\/p>\n

Another project that will also facilitate NCRE development is the union of the SIC with the Northern Interconnected System (SING), the grid that serves the far north of the country. This requires another transmission line, in this case, from the port of Mejillones in the Antofagasta Region to Cardones.<\/p>\n

\"Valhalla\"
\nFrancisco Torrealba, Valhalla co-founder<\/em><\/a>.<\/p>\n

It is already being built, at a cost of some US$780 million, by the E-CL generator, a subsidiary of French-Belgian Engie, and, following its recent acquisition of a 50% stake, Spain’s Red El\u00e9ctrica transmission company. Expected to start service in the second half of next year, this 600-kilometer line will mean that, barring the Ays\u00e9n and Magallanes Regions of the far south which each have their own grid, Chile will have one countrywide grid.<\/p>\n

Meanwhile, Congress is debating a bill to modernize transmission regulation.\u00a0 Although there is some concern among transmission companies about a proposed change in their regulated rate of return and about higher fines for service interruptions, the generation industry has broadly welcomed its proposals.<\/p>\n

One of the things it would do, in a bid to avoid a repetition of the Cardones-Polpaico bottleneck, is to plan the country’s transmission infrastructure over a longer horizon and with a more generous margin of slack. That’s important for NCRE plants, points out First Solar’s Cristi\u00e1n Sjogren, because they can be built in as little as a year, much faster than conventional plants, so leave less time for transmission infrastructure to adjust to their needs.<\/p>\n

Storage challenge<\/strong><\/p>\n

But, as well as often being located inconveniently far from consumption centers, NCRE sources have another drawback, their intermittency and the resulting mismatch of supply and demand. Households consumption, for example, tends to peak in the evening just when solar plants are out of action and mining companies, the main power users in the far north of Chile, need just as much power at night as during the day.<\/p>\n

The ultimate solution is storage. However, there is another less expensive option, that of geographical diversity, points out Vasilis Fthenakis, director of the Center for Life Cycle Analysis Earth and Environmental Engineering at Columbia University, New York. The larger a grid, after all, the wider the choice of sources that will be available when a particular NCRE source is out of action. Denmark, for example, can rely heavily on wind turbines because it has a connection to Norway which can supply hydroelectricity on demand.<\/p>\n

\"carlos\"
\nCarlos Finat,\u00a0executive director of the Chilean Association of Renewable Energies (ACERA)<\/em><\/a><\/p>\n

Chile’s unification of its two grids points in that direction and Fthenakis, indeed, estimates that Chile could obtain up to 35% of its power from NCREs without needing to get into storage. Interconnection with neighboring countries’ grids would also be an advantage, adds ACERA’s Carlos Finat.<\/p>\n

But storage is still the biggest challenge for the NCRE industry worldwide. That is why, in October, the Chilean-American Chamber of Commerce, AmCham Chile, led a mission to the United States, co-organized by CIFES and Chile’s Foreign Investment Promotion Agency, with support from the Chile Image Foundation and Chile-California Council, to scout the current state of storage technologies and how they can be integrated into electricity systems.<\/p>\n

Its most important conclusion, says Tatiana Molina, executive director of the AmCham Chile-US Energy Business Council, was that regulation needs to be flexible and actively promote the entry of storage capacity. That is what California, for example, is currently seeking to achieve through a series of tenders.<\/p>\n

As regards technology, she adds, the most advanced and commercially viable is pumped storage, well ahead of battery storage. Quite fast progress is being achieved on the latter, notes Sj\u00f6gren at First Solar, which has invested in a battery storage start-up company, but it is still not quite competitive.<\/p>\n

Water has long been used to store electricity -hydroelectric reservoirs are, after all, simply a large storehouse of power waiting to be generated- but pumped storage puts a new twist on this old practice by using excess power generated by, say, a solar plant during the day to pump water up to a reservoir and, then at night, releasing that power by running the water back down again to turn a turbine.<\/p>\n

That is precisely what the Valhalla project on the coast of northern Chile would do. Currently seeking to raise finance for its construction, the project consists of a 600 MW solar photovoltaic farm, accompanied by a pumped storage plant that would take advantage of a natural 600-meter drop from a nearby cliff to the sea.<\/p>\n

Pumped storage is much cheaper than other technologies currently being tried such as the use of molten salts, asserts co-founder Francisco Torrealba. At a conservative estimate, he adds, Chile’s potential capacity for pumped storage reaches over 100,000 MW.<\/p>\n

New economic context<\/strong><\/p>\n

The recent explosion of construction of solar and wind capacity in Chile was partly a result of high electricity prices combined with a sharp drop in the costs of these technologies. However, the government has helped too.<\/p>\n

In 2014, it made changes to the terms of the public tenders through which distribution companies award supply contracts -or, as they are known in the industry, power purchase agreements (PPAs)- to generators, offering them the option of bidding to supply only during certain hours of the day, rather than continuously throughout the day. That opened the way to the participation of NCRE generators.<\/p>\n

\"team-molina\"
\n<\/a>Tatiana Molina,\u00a0executive director of the AmCham Chile-US Energy Business Council.<\/em><\/p>\n

This has, moreover, made it much easier for NCRE projects to raise financing. “If a project has a PPA or, in other words, cash flows, it can get financing,” states First Solar’s Cristi\u00e1n Sj\u00f6gren.<\/p>\n

But, for NCREs, economic conditions are not what they were. They may have very low running costs, but they are still heavy on capital outlay, making the possibility of a rise in interest rates a concern. And the drop in the prices of fossil fuels -coal and gas as well as oil- has narrowed their competitive advantage with respect to conventional generation.<\/p>\n

But, according to Columbia University’s Professor Fthenakis, NCREs still have some advantages up their sleeves. The cost of solar generation will continue to drop over the coming years, he predicts, as the technology gets ever cheaper.<\/p>\n

And then there is the fuel price risk of conventional thermal generation -just as the price of fossil fuels has come down, it could go up again- a risk not faced by NCREs. As well as important plus for banks considering financing an NCRE project, that also means they can offer 20-year fixed-price PPAs, adds Valhalla’s Torrealba.<\/p>\n

An upcoming tender for PPAs with distribution companies -at 13,750 GWh for supply between 2021 and 2041, the largest since the tender system was launched in 2006- will provide a key indication of the future growth of NCREs in Chile. Originally set for April, it has now been delayed for a few months to allow Congress to complete passage of the bill on transmission regulation.<\/p>\n

But the recent exponential growth of NCREs in Chile is likely to slow, recognizes ACERA’s Carlos Finat. But, although moderating -due partly to a higher statistic base of comparison with the capacity already installed- it will remain in double-digit figures for the next few years, he predicts.<\/p>\n

Progress to date and that prospect suggest that Chile will almost certainly over-achieve the government’s target of producing 20% of the country’s electricity from NCREs by 2025. But then, according to Fthenakis, that was never a very ambitious target for a country with Chile’s prime geographical and climatic conditions for NCRE generation.<\/p>\n

Net Metering: Household Contribution<\/strong>\u00a0<\/strong><\/p>\n

Under a law that came into force in October 2014, Chile’s households and small and mid-sized businesses can make their own contribution to the growth of non-conventional renewable energy and, at the same time, save themselves some money. This is the net metering law which enables them, if they have their own alternative generation -typically, solar panels- not only to use it to reduce what they buy from their distributor, but also to sell any excess -generated, for example, during the day when household demand drops-\u00a0 to the grid (at roughly half the rate they pay the distributor).<\/p>\n

In the eighteen months since the law came into force, distributors have received some 480 requests for connections of this type, mostly from households or firms in Santiago. The experience of some households who have applied suggests that the process, which includes certification of their equipment and, in many cases, the installation of a new meter, can be lengthy. However, Chilectra, the distributor for Santiago, has recently announced the first stage of the replacement of its old meters with a new “intelligent” model that would significantly simplify the process, as well as providing households with more information about how much energy they are consuming and when they are doing so and allowing the company to read meters remotely.[:]<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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