波动的电价
　　自20世纪70年代后期，智利开始电力工业的私有化改革，是世界上第一个进行广泛电力改革的国家。1982年，智利政府颁布了以自由化为着眼点的《电力法》。之后，开始电力企业的重组，将发电厂、输电系统、配电系统逐步剥离并私有化，建立了批发竞争型电力市场。
　　在高度市场化的电力市场，电力的供求成为了决定光伏电站电价以及最终投资收益的主要因素。
　 　具体到光伏发电，智利目前主要有两种主流模式，一类是与矿业等大型耗电企业签署长期PPA购电协议，价格一般在0.11到0.16美元/千瓦时；第二类 是直接将电站发的电全部卖给电网，由现货市场决定电价（即Spot market price），价格是0.08至0.26美元/千瓦时之间。
　　不难发现，无论是在上述哪种模式中，其最低值与最高值的电价均存在着一定的价差。
　 　除了价差之外，影响最终电价的还包括以下几个因素，装机容量价格：与买电方约定的统计周期内应提供的电量总和，若不足合同约定电量则需降低单位电价，如 超过合同约定电量则可提高单位电价；绿色证件价格：由于智利是京都协定（温室气体排放协定）的成员国之一，智利政府规定污染性行业应向清洁行业支付购买一 定比例的绿色配额作为补贴，但目前智利政府并未强制实行这一政策，这部分是否能计入电价尚未明确。
　　此外，在上网电价方面，也存在着地区差异。
　 　根据当地情况不同，智利北部电网（SING）和中部电网（SIC）的上网电价也不尽相同。因SING的电能基本都是由热力发电提供，上网电价取决油气和 煤的价格，而SIC的电能大部分是由水利发电提供，上网电价因水资源的变化而变化。一般除冬季外，SING的电价基本长期高于SIC。进入冬季，SIC区 域内水力发电波动比较大，水力发电发电主要来源于高山上的冰雪融化的水，夏天高山上的冰雪融化，充足的水源流下来供给电站发电，到了冬天，山上的水都结成 冰，电站发电功率大幅减小，对智利供电需求影响较大。近几年，随着智利境内干旱严重，河流进入枯水期，整个中部电网的电价已开始高于SING。
　　之所以智利的上网电价会出现地区、时段等差异，与其高度市场化的电力定价体系有关。
　　与中国仍然由政府定价不同，智利的电价除了配电属于垄断外，其他环节都已经实现了完全的市场化。
　　在智利的电力交易中，除了有类似国内目前的大用户直购电外，最主要的交易方式则是现货交易市场。
　 　据了解，在现货交易市场中，大多以边际电价作为最终的结算价格。所谓边际电价，是指电力交易中心根据本区系统负荷预测情况，对各报价发电厂所报价下的电 量按从低到高逐个累加，当累加的竞价电量满足符合需求时，最后一个发电厂的报价就是系统该时段的边际电价。而边际电价的影响因素却是非常多，如各时段系统 负荷变化、温度变化、发电机组维修、燃料价格波动和意外事故发生等，并且尤其以系统负荷为主要影响因素。
　　有业内人士则建议，为了减少电价波动 带来的风险，发电业主可以考虑跟用电企业直接签署PPA（购电协议），虽然相对稳定，但通常PPA的价格要比市场价格低很多。另外，很少有客户愿意签署5 年以上的PPA，同时他们会要求发电厂保证一定数量的电力供应，如果低于这个标准，要赔付用电企业罚金或由发电企业向现货市场购买。因此，智利现有项目多 采用市场电价（Spot market price）。
　　而在区域电价方面，2019年北部及中部电网连接后，北部电网价格会有所上升，中部电 网价格会有所下降，电力价格存在不确定性。现有大项目很多位于北部SING电网地区，价格不高，收益有限，但预期2019年后会增加。3MWp以下小型项 目多位于中部SIC电网地区，现有价格较高，但2019年后预期会有所下降。

　　审批中的注意事项
　　在智利，政府将光伏项目按照不同装机容量分成三类，分别是3兆瓦及以下、3兆瓦到9兆瓦和9兆瓦以上。不同的装机容量所需许可证数量和准证流程并不相同。3兆瓦以下的项目将简化评审流程，并由买方承诺必须收取全部产能，并且不需要进行环境评审。
　　而大型项目多被阻挡在并网容量审查，国有土地租用评审、地下矿产权利审核和环境评审流程上。
　　在项目建设用地上，智利的土地分为私人土地和国有土地两种。在北部电网，大部分私人土地均属于矿业公司，余下的国有土地占大多数；在中部电网区域内，小型私人土地较多，矿业公司拥有的土地相对较少，且国有土地相对较少。开发光伏电站所用土地，如果是占用私有土地可与土地拥有者进行直接谈判，以合同方式进行租赁或买卖；若所用土地属于国家，则需向政府提出租用申请，手续相对私人土地繁琐，一般需要3个月以上的审批时间。
　　另一个需要注意的是，由于智利矿产丰富，矿藏遍布全国，尤其是在北部地区更是几乎全部土地都有矿藏存在。因此，智利的地权分为地上使用权和地下矿权两部分。在租用和购买建设用地时，需和矿权拥有者谈判，支付一定费用并签订协议后方可使用。倘若后期矿权拥有者对已建电站的土地进行矿业开采，则要支付电站拥有者协议约定的赔偿金额。
　　项目EPC成本方面，由于智利光伏市场非常透明、开放，政府不对新能源项目采取任何支持或者反对措施，完全公开竞争。在无任何政府补助的情况下，光伏项目的融资需求强，也相对困难，资本金投入较高。
　　根据市场调查和多方面统计的结果来看，随着开建项目逐渐增多，智利光伏电站的EPC建设成本正在逐渐下降，目前的价格为1.6美金/瓦（固定式系统）至1.8美金/瓦（跟踪式系统）之间，如果负责并网成本会增加0.1美元/瓦。
　　在EPC成本的构成中，土建成本相对其他部分高出很多，人工成本也较高。按政府规定，在电站建设过程中要投保建设保险，约为0.07美金/瓦，一般含在建设成本当中由承包商负责。EPC承包商市场上，美国公司的影响力较大，其次是西班牙公司。

　　西班牙、美国企业主导市场
　　智利光伏项目并网除了要进行正常的并网审批外，还需在并网前6个月和电网公司确认并网点线路所剩可接入的装机容量。若是开发期较长的大项目未能在线路满载前及时并网，则很有可能无法在当地上网，需要自建变电站和输电线路，并重新与输电、配电及电网公司分别沟通，在另外的接入点并网，过程较为复杂，并网成本大大增加，有相当高的风险。
　　因此，在项目开发时最好与批文商和EPC公司约定，由其负责项目的安全降落，在项目成功并网后采用股权渐进收购的方式将批文商和EPC承包商逐一分离出来。
　　由于智利电力市场的私有化改革较为成功，多年来已形成较为明确的运营规范。因此，光伏项目的后期运维较为标准化和流程化，相对简单，无较大风险。
　　此外，如果项目装机容量超过9MW的大项目，需在运营过程中向输电和配电企业分别缴纳输电费用和配电费用，9MW以下的电站则不用缴纳。
　　值得中国企业关注的是，作为西语系的国家，西班牙企业在该国有着语言的便利和很高的影响力，目前手中握有大量批文的主要是西班牙企业。除此以外，美国公司很早就进入智力市场，在智利国内有着一定的影响力，尤其是在光伏市场上，美国公司手中也拥有一定数量的批文。
　　此外，智利光伏市场还处于发展的初期阶段，项目之间装机容量差别极大，信息模糊，项目的甄别和筛选难度大大增加。
　　以5GWp项目为例，已批准项目中有四分之三存在一定缺陷。智利光伏电站有环评、国有土地、地下矿产权利、并网几个审批手续。尤其在北部，很多项目又属于矿业用地，无法通过环评或者面临并网点接入量有限的问题。环评有三年有效期，未来部分项目需要重新申请。很多大型项目开发周期超过1年，需要自建变电站，并与输电、配电及电网分别沟通，过程较为复杂。
　　智利本身是相对偏保守的国家，当地政府和居民对待中国企业的投资保持谨慎态度，虽然不会特意排斥，但文化的差异和冲击使中国企业独立投资开发项目的能力和机会大打折扣。
　　因此，中国企业在智利当地独立开发光伏项目的困难较大，主要是和西班牙或美国公司合作共同开发。
　　而就并网方面，随着大型电站的并网，今后电站的输电能力也会是一个严峻的考验，出现电站限电的可能非常大。