칠레는 세계에서 가장 유망한 태양광 시장 중 한 국가가 되었으며 가까운 미래에 기존의 에너지 자원보다 경제적이거나 비슷한 가격의 태양광을 얻기 위해 그리드 패러티를 이루기 시작할 지역들을 이끌고 있다.

 

높은 전기가격($0.15~0.25/kWh), 높은 방사선 및 증가하고 있는 에너지 수요, 이 모든 영향들에 의해 칠레가 현재 중요한 역할을 하고 있지만 만약 칠레가 정말 태양 자원을 잘 이용하기를 원한다면 현재 상태의 연계성 혹은 정책이 장애가 되고 있다. 칠레 국가에서 에너지의 1/3은 수력에 의존하고 있지만 이들의 거의 대부분은 남부에 있다.

 

독일 은행 분석가인 Vishal Shah가 최근에 보도한 바와 같이 앞으로 태양광 분야의 대부분은 현재 the Sistema Interconectado Central(SIC)의 거의 50% 소수력 포트폴리오에 반대하여 탄화수소 발전(45% 석탄, 8% 오일)이 우세한 the Sistema Interconectado Del Norte Grande (SING)에서 일어날 것이다. 며칠 전에 칠레는 2025년에 신재생 목표를 20%로 상향하였다.

3.5 메가와트 그리드 연결망을 가진 단지 세 개의 프로젝트들이 현재 칠레에서 가동 중이다. 프로젝트의 70 메가와트는 현재 건축 중이며 3.1 기가와트 파이프라인 수주가 있으며 이들 중 많은 부분이 북부 SING 지역을 목표로 하고 있다.

 

개발은 시스템 가격을 와트당 2~3불로 빠르게 이룰 수 있게 해줄 것 같다. 설치는 2014년에 300~400메가와트로 두 배 혹은 세 배가 될 것 같으며 이와 함께 100메가와트 오프 그리드 자가 발전 프로젝트가 광산 분야에서 진행될 것이다. 올해 말에 입법화가 고려 중이다.

 

대부분의 프로젝트들은 큰 부채(70~80%)를 가지고 있지만 킬로와트시(kwh)에 0.12~0.18불이 되는 LCOE를 발전하는 허가를 받는 형평법 자금 지원(equity-funded) 태양광 시설을 고려하면 이는 다른 에너지 발전과 가격 경쟁이 가능할 것으로 여겨진다.

칠레가 태양광 발전을 실현하는데 있어 두 개의 장애물은 전송 규제와 허가 및 부지 선정 지체이다. 환경적인 문제 이외에도 표면 육지 및 광산 이권도 태양광 발전 실현을 어렵게 하는 이유라고 Shah는 지적한다. 칠레 북부 지역에서는 이전에 수여받은 광산을 위한 지역을 양보하지 않으면 부지를 찾는 것이 아주 어렵다.

 

정보가 이 지역의 가장 큰 보유자이기 때문에 분리된 토지 사용 승인이 이루어져야만 한다. 이러한 두 단계가 함께 태양 발전 계획에 1~3년 동안 첨가될 것이다. 칠레의 광산은 세계 구리의 1/3을 차지하고 있으며 이는 국가의 연간 수출 절반 이상 및 GDP의 1/5에 해당된다.

 

이 분야의 에너지 소비는 지난 10년 동안에 60% 증가하여 거의 24테라와트시(TWh)에 도달하였고 구리 생산이 급증할 것이기 때문에 2020년에는 이 에너지 사용량이 거의 2배가 될 것이다. 광산 회사들의 수요도 마찬가지로 증가할 것이라고 Shah는 지적한다.

 

광산 회사들은 “메가와트시(MWh)당 100~120불이면 가스 120불 및 석탄 80불과 물자 위험이 없이 경쟁성을 가진다”는 장기 PPAs에 사인을 하였다. 이 모든 회사들은 대형 태양광 프로젝트에 투자를 증가시키고 있다고 지적한다.

칠레의 태양광 그리드 패러티 초기 예를 지적한다. 아타카마(Atacama) 지역에서 이루어진 SunEdison의 50메가와트 프로젝트로 월드 뱅크 자금의 도움과 함께 1억 4200만불 규모로 대개 공평한 자금을 사용하여 킬로와트시(kWh)당 0.12불의 LCOE로 전기를 발생시키고 이를 인센티브 없이 지역 시장에 판매하는 것이다.

 

또한, SunEdison는 아타카마 사막에 광산회사 CAP를 위해 100 메가와트 프로젝트를 개발하고 있다. First Solar 또한 허가를 필요로 하고 이는 대개 초기 단계 프로젝트의 1.5 기가와트 파이프라인 합병을 통해 칠레 내에 파고들고 있다. 이들은 북부 SING 그리드 내에 연결될 것으로 Shah는 말한다.

 

 

Chile has become one of the planet's most promising solar markets, leading a wave of regions that will begin achieving grid parity, where solar is at equal cost or cheaper than traditional energy sources, in the near future.

 

High electricity prices ($0.15-0.25/kWh), high irradiation, and rising energy demand all play in Chile's favor, but connection and policy hurdles remain if the country wants to really start tapping into that resource.

A third of the overall country is hydro-based, but almost all of it is in the south. Most of the coming solar capacity, says Deutsche Bank analyst Vishal Shah in a recent report, will be in the Sistema Interconectado Del Norte Grande (SING) which is currently dominated by hydrocarbon generation (45 percent coal, 8 percent oil), as opposed to the Sistema Interconectado Central's (SIC) nearly 50 percent hydro portfolio. Days ago Chile upped its renewable energy target to 20 percent by 2025.

 

Only three solar projects with 3.5-MW grid-connected capacity are currently operating in Chile; 70 MW of projects are under construction, and there's a 3.1-GW pipeline backlog, much of which targets the northern SING region. Development is likely to ramp quickly with system costs at ~$2-3/W.

 

Installations are likely to double or even triple in 2014 to 300-400 MW -- plus 100-MW in off-grid self-generation projects in the mining sector -- depending on legislation pending by the end of this year. Most projects are debt-heavy (70-80 percent), but Shah sees equity-funded solar installations that achieved permitting to generate LCOEs of $0.12-$0.18/kwh, cost-competitive with other forms of energy generation.

 

Two hurdles for Chilean solar deployment are transmission constraints and permitting and siting delays. And Shah points out that beyond environmental impact statements, surface land and mining concessions may be difficult to come by.

 

In the northern region, finding land without a previously granted mining concession is key. Since the government is the largest landholder in the region, a separate land-use concession, which must now be obtained through a competitive bidding process, is required. Together these two steps likely will add 1-3 years to solar development plans.

 

Chile's mining sector produces a third of the world's copper, representing more than half the country's annual exports and a fifth of its GDP. The sector's energy consumption has increased 60 percent over the last decade to nearly 24 TWh, and is expected to nearly double again by 2020 as copper output continues to soar. Desalination needs are growing need as well, Shah points out.

 

Mining companies have been signing long-term PPAs "in the $100-120/MWh range, which is competitive with gas (~$120s/MWh) and coal (~$80s/MWh), with no commodity risk," he writes. All these factors point to increasing investment in large PV projects.

 

Shah spotlights an early example of Chile's solar grid parity: SunEdison's 50-MW project in the Atacama region, with a projected cost of $142 million (helped by World Bank funding), and generating electricity at an LCOE of $0.12/kWh using mostly equity financing -- and selling into the spot market without incentives.

 

SunEdison also is developing a 100-MW project for mining company CAP in the Atacama Desert. First Solar also is making inroads into Chile through M&A of a 1.5-GW pipeline of mostly early-stage projects which still require permitting and PPAs, and Shah says these are likely in the northern SING grid.