[:es]Puede que chile tenga escasos combustibles fósiles, sin embargo, en materia de energía posee un activo que, en la medida que aumente la preocupación por el calentamiento global, se está haciendo cada vez más valioso: vastas cantidades de energía renovable. pero, antes que pueda hacer un pleno y eficiente uso de estos recursos, deberá superar varios desafíos.

Por Ruth Bradley  

Gracias a ríos que corren desde Los Andes al Océano Pacífico, la llamada hidroelectricidad “convencional” ha desempeñado un papel clave en la matriz energética de Chile. En febrero, según la Comisión Nacional de Energía (CNE), alrededor de 45% de la energía consumida en el país provino de plantas hidroeléctricas, sea de grandes represas como Ralco, alto en las montañas de la Región del Biobío, o de centrales de pasada que aprovechan el flujo normal de los ríos sin necesidad de embalses.

Pero Chile también ha comenzado a descubrir la riqueza de sus energías renovables no convencionales (ERNC) –por ahora principalmente solar y eólica. Según el Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (CIFES), la actual capacidad instalada utilizando estas fuentes es de alrededor de 2.500 MW, equivalente a 12% de la capacidad total del país.

Lo anterior se compara con solo 733 MW (4% de la capacidad total) hace apenas cuatro años, lo que deja al país bien encaminado para alcanzar el objetivo del Gobierno de llegar a 20% en 2025. Y hay aún más en carpeta -de acuerdo a CIFES-, otros 2.700 MW se encuentran en plena etapa de construcción y proyectos por otros 19.000 MW ya han obtenido autorización ambiental (aunque eso no implique necesariamente que serán construidos).

El mayor aumento ha sido en plantas fotovoltaicas -después de todo, Chile tiene uno de los mejores niveles de radiación solar del mundo- las que actualmente generan alrededor de 1.000 MW. “Más que en cualquier otro país de América Latina”, destaca Cristián Sjögren, gerente país de First Solar, la compañía con base en Arizona que ha construido la que es actualmente la planta fotovoltaica más grande de la región, cerca de Copiapó en el norte de Chile.

Los parques eólicos, con alrededor de 900 MW, tampoco se han quedado atrás. También hay 433 MW en minicentrales hidráulicas (que, a diferencia de sus equivalentes más grandes, son consideradas “no convencionales”) y 417 MW que utilizan biomasa.



Todas éstas son tecnologías bastante nuevas. Los seres humanos han utilizado la energía eólica para moler granos durante siglos, o bien, como en Holanda, para drenar sus tierras. Sin embargo, solo comenzó a ser utilizada para generar electricidad a gran escala hacia fines de la década de 1970. Y la generación de energía solar a la escala requerida por compañías eléctricas es aún más reciente.

Al igual que las plantas de energía convencional, las plantas de ERNC también se ven enfrentadas a oposición del tipo “no en mi patio trasero”, mayormente por la contaminación visual y, en el caso de las turbinas eólicas, por el ruido. Pero disfrutan de una enorme ventaja: son limpias.



Francisco Torrealba, cofundador de Valhalla.

Se estima que la industria eléctrica representa alrededor de un tercio del total de las emisiones de gases de efecto invernadero de Chile; por lo tanto, “es fácil concluir el considerable impacto que las ERNC podrían tener en su disminución”, comenta Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA).

La entrada de nuevos actores como First Solar, la española Solarpack y la brasileña Latin American Power (LAP) ha aumentado la competencia en un mercado previamente dominado por tres grandes actores. Si bien lo anterior está lejos de ser la única razón, los precios de la electricidad -que, alguna vez, tanto las empresas como el Gobierno lamentaron que estaban entre los más elevados de América Latina-, han caído a lo que en 2016 podría ser su nivel más bajo desde que Argentina cortó sus exportaciones de gas natural barato hace más de diez años.

El “cuello de botella” de la transmisión

Las ERNC, sin embargo, tienen un inconveniente importante. A diferencia de las plantas termoeléctricas convencionales, que pueden ser construidas más o menos donde se requiere la energía, 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 kilómetros de los principales centros de consumo hacia el sur del país.

Gran parte de la actual capacidad en materia de ERNC está efectivamente ubicada en el extremo norte del Sistema Interconectado Central (SIC), la red que abastece la mayor parte de Chile desde la Región de Atacama por el norte hasta la Región de los Lagos en el sur. Y está atrapada allí, porque las líneas de transmisión hacia Santiago están saturadas.


Carlos Finat, director ejecutivo de ACERA.

El exceso de oferta en esa área es tal que, en algunas horas del día, el precio spot de la electricidad cae a cero. De hecho, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC estima que si toda aquella energía barata fuera aprovechada efectivamente, la contribución de las ERNC al suministro total de energía aumentaría en dos puntos porcentuales.

Pero se vislumbra una solución gracias a una línea de transmisión de 750 kilómetros desde la subestación Cardones cerca de Copiapó en la Región de Atacama hasta Polpaico, justo en las afueras de Santiago. El avance en esta línea, que está siendo construida por la empresa de transmisión colombiana, ISA, no ha sido todo lo rápido que las empresas generadoras hubiesen deseado. Ha habido algunas dificultades con una comunidad indígena. Pero, en diciembre, el proyecto que representa una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones, obtuvo su autorización medioambiental, por lo que la compañía espera tener la línea operativa en diciembre de 2017.

Otro proyecto que también facilitará 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 país. Esto requiere de otra línea de transmisión, en este caso desde el Puerto de Mejillones en la Región de Antofagasta hasta Cardones.


Tatiana Molina, directora ejecutiva Consejo Empresarial de Energía Chile - EE.UU.

Dicha línea ya está en construcción, a un costo de alrededor de US$ 780 millones, por la generadora E-CL, una subsidiaria de la compañía franco-belga, Engie, y (luego de haber adquirido el 50%) por Red Eléctrica, la compañía española de transmisión. Esto significará que con esta línea de 600 kilómetros de extensión -cuyo inicio de operaciones está proyectado para el segundo semestre de 2017-, Chile dispondrá de una red de transmisión eléctrica que cubrirá la totalidad del territorio nacional, con la sola excepción de las regiones de Aysén y Magallanes en el extremo sur del país, cada una de las cuales tiene su propio sistema.

Entretanto, el Congreso se encuentra debatiendo un proyecto de ley destinado a modernizar las normas de transmisión eléctrica. Si bien hay cierta preocupación entre las compañías de transmisión por una propuesta de cambio de su tasa de retorno regulada y multas más elevadas por interrupción de servicios, la industria de generación ha acogido ampliamente el proyecto.

Una de las cosas que esto haría, en un esfuerzo por evitar la repetición del “cuello de botella” Cardones-Polpaico, sería planificar la infraestructura de transmisión eléctrica del país sobre un horizonte de más largo plazo y con márgenes de holgura más generosos. Esto es importante para las plantas de ERNC, puntualiza Cristián Sjögren de First Solar, porque éstas pueden ser construidas en tan solo un año, mucho más rápido que las plantas convencionales, dejando menos tiempo a la infraestructura de transmisión para adaptarse a sus necesidades.

Desafíos de almacenamiento 

Sin embargo, además de su ubicación 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 están inactivas. Mientras las compañías mineras, los principales consumidores de energía en el extremo norte de Chile, necesitan tanta energía de noche como de día.

La solución definitiva es el almacenamiento. Sin embargo, existe una opción menos costosa: la diversidad geográfica, comenta Vasilis Fthenakis, director del Centro de Análisis de Ciclo de Vida y de Ingeniería Mediomabiental de la Universidad de Columbia, Nueva York. Después de todo, mientras más extensa sea una red, mayores serán las opciones de recursos disponibles cuando una determinada fuente ERNC esté inactiva. Dinamarca, por ejemplo, puede depender fuertemente de sus turbinas eólicas, porque tiene conexión con Noruega que la puede abastecer de hidroelectricidad de acuerdo a su requerimiento.


Cristián Sjögren,country manager de First Solar.

La unificación de las dos redes de Chile apunta en esa dirección y, Fthenakis, efectivamente considera que el país podría obtener hasta 35% de su energía de las ERNC sin necesidad de preocuparse de su almacenamiento. La interconexión con las redes de países vecinos también sería ventajosa, agrega Carlos Finat de ACERA.

No obstante lo anterior, el almacenamiento sigue siendo el mayor desafío actual de las ERNC a nivel mundial. Por eso es que en octubre, la Cámara Chileno Norteamericana de Comercio, AmCham Chile, encabezó una misión a Estados Unidos, organizada en conjunto con CIFES y la Agencia de Promoción de la Inversión Extranjera, con el apoyo de la Fundación Imagen de Chile y el Consejo Chile-California, con el objeto de explorar el estado actual de las tecnologías de almacenamiento y cómo éstas pueden ser integradas a los sistemas eléctricos.

Su conclusión más importante, dice Tatiana Molina, directora ejecutiva del Consejo Empresarial de Energía Chile-EE.UU. de AmCham, fue que la regulación debe ser flexible y debe promover activamente el ingreso de capacidad de almacenamiento. Eso es lo que está intentando hacer el estado de California, por ejemplo, mediante una serie de licitaciones públicas.

Ella agrega que en lo que a tecnología se refiere, lo más avanzado y viable comercialmente es el almacenamiento por bombeo, muy por delante de las baterías de almacenamiento. Estas últimas han estado logrando rápidos avances, advierte Sjögren de First Solar, que ha invertido en una compañía de baterías emergente, pero todavía no han llegado a ser suficientemente competitivas.

Hace mucho ya que el agua se usa para almacenar electricidad -los embalses son, después de todo, grandes bodegas de almacenamiento de electricidad esperando ser generada-, pero el almacenamiento por bombeo le da un nuevo giro a esta antigua práctica al utilizar los excedentes de electricidad generada por, digamos, una planta solar durante el día, para bombear agua hacia arriba hasta un embalse haciendo que en la noche ésta corra nuevamente hacia abajo haciendo girar una turbina.

Eso es precisamente lo que haría 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, acompañado de una planta de almacenamiento por bombeo que aprovecharía una caída al mar desde un acantilado natural de aproximadamente 600 metros de altura.

El almacenamiento por bombeo es mucho más barato que otras tecnologías actuales, como la del uso de sales fundidas, asegura el cofundador de Valhalla, Francisco Torrealba. Según un cálculo conservador, agrega, la capacidad potencial de almacenamiento por bombeo que tiene Chile es de unos 100.000 MW.

El nuevo contexto económico 

El reciente boom de desarrollo de capacidad solar y eólica en Chile ha sido en parte el resultado de altos precios de electricidad, combinado con una drástica disminución de los costos de estas tecnologías. No obstante lo anterior, el Gobierno también ha ayudado.

En 2014, el Gobierno introdujo cambios a las condiciones generales de las licitaciones públicas mediante las cuales las compañías de distribución se adjudican contratos de abastecimiento (o PPA, en su sigla en inglés) con las generadoras, ofreciéndoles la opción de abastecer solo durante ciertas horas del día, en vez de hacerlo de manera continua durante todo el día. Esta modalidad le abrió el camino a la participación de las generadoras de ERNC.

Lo anterior, a su vez, ha facilitado el financiamiento de proyectos de ERNC. “Si un proyecto cuenta con un PPA, es decir, con flujos de caja, entonces puede obtener financiamiento”, comenta Cristián Sjögren de First Solar.

Sin embargo, para las ERNC, las condiciones económicas no son lo que eran. Pueden tener bajos costos de mantención, pero son todavía muy intensivos en capital, haciendo que la eventualidad de un aumento de las tasas de interés pase a ser una real preocupación. Por otra parte, la caída de los precios de los combustibles fósiles (carbón y gas, además de petróleo) ha estrechado su ventaja competitiva en relación con la generación convencional.

Ahora bien, según Fthenakis de la Universidad de Columbia, las ERNC todavía tienen algunos ases guardados bajo la manga. El costo de la generación solar seguirá disminuyendo durante los próximos años, predice él, a medida que la tecnología se vaya haciendo cada vez más barata.

Y la generación térmica convencional está expuesta al riesgo del precio de los combustibles -así como el precio de los combustibles fósiles ha disminuido, igual podría volver a subir-, un riesgo que no enfrentan las ERNC. Además de ser un factor a favor de las ERNC a los ojos de los bancos, también significa que las plantas ERNC pueden ofrecer PPAs a 20 años con un precio fijo, agrega Torrealba de la compañía Valhalla.

Una próxima licitación de PPAs con compañías de distribución (de 13.750 GWh para abastecer entre los años 2021 al 2041; es decir, la mayor licitación desde la creación del sistema de licitaciones en 2006) proporcionará una señal 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 tramitación del proyecto de ley que regula la transmisión.

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 estadística de comparación más elevada respecto de la capacidad ya instalada- dicho ritmo permanecerá en cifras de dos dígitos durante los próximos años, predice.

Lo avanzado hasta la fecha y este escenario sugieren que Chile, casi con toda seguridad, excederá la meta de producir 20% de la electricidad del país a partir de ERNC para el año 2025. Ahora bien, según Fthenakis, esa nunca fue una meta demasiado ambiciosa para un país con las privilegiadas condiciones geográficas y climáticas de Chile para la generación de ERNC.

Generación distribuida: la contribución de los hogares 

Según una ley que entró en vigencia en octubre de 2014, los hogares chilenos y las empresas pequeñas y medianas pueden hacer su propia contribución al crecimiento de las energías renovables no convencionales y, al mismo tiempo, ahorrar algo de dinero. Se trata de la Ley de Generación Distribuida que les permite, en caso de disponer de generación alternativa propia (típicamente de paneles solares), no solamente utilizarla para reducir la energía que compran a su distribuidor, sino también para vender cualquier excedente (generado, por ejemplo, durante el día cuando la demanda del hogar disminuye) a la red (a aproximadamente la mitad del precio que le pagan al distribuidor).

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 certificación de sus equipos y, en muchos casos, la instalación de un nuevo medidor, puede ser demoroso.

Sin embargo, Chilectra, la distribuidora para Santiago, ha anunciado recientemente la primera etapa de reemplazo de sus antiguos medidores por un nuevo modelo “inteligente” que simplificará este proceso significativamente, a la vez que proporcionará a los hogares mayor información respecto de cuánta energía están consumiendo y cuándo lo están haciendo, permitiéndole también a la compañía 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.   

By Ruth Bradley

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 Biobío Region, or the run-of-the-river plants that tap into a river's natural flow without needing a reservoir.

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.

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).

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 Cristián Sjögren, country manager for First Solar, the Arizona-based company that has built what is currently the region's largest solar PV plant near Copiapó in northern Chile.

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.



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.

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.

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).

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. 

Transmission bottleneck

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.

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.

Excess supply in that area is such that, at some hours of the day, the spot price of electricity drops to zero.  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.

But help is on the way in the form of a new 750-kilometer transmission line from the Cardones substation near Copiapó 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.

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.


Francisco Torrealba, Valhalla co-founder.

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 Eléctrica transmission company. Expected to start service in the second half of next year, this 600-kilometer line will mean that, barring the Aysén and Magallanes Regions of the far south which each have their own grid, Chile will have one countrywide grid.

Meanwhile, Congress is debating a bill to modernize transmission regulation.  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.

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 Cristián 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.

Storage challenge

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.

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.


Carlos Finat, executive director of the Chilean Association of Renewable Energies (ACERA)

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.

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.

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.

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 Sjögren at First Solar, which has invested in a battery storage start-up company, but it is still not quite competitive.

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.

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.

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.

New economic context

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.

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.


Tatiana Molina, executive director of the AmCham Chile-US Energy Business Council.

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 Cristián Sjögren.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Net Metering: Household Contribution 

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-  to the grid (at roughly half the rate they pay the distributor).

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.[:]