然而，就在这样恶劣的自然环境条件下，Abengoa和SolarReServe两家公司都决定在这里创造光伏光热混合型供电的里程碑：利用这里丰富的太阳能资源，为当地矿业用电市场提供24小时可持续的基荷电能。
超高的DNI辐射值
“在这个地方，DNI值高达3500kWh/m2.年，堪比外太空区域的的辐射值”，德国弗劳恩霍夫（Fraunhofer）智利圣地亚哥太阳能研究中心主任Andreas Haeberle说，“这里的太阳辐射强度比非洲、南欧、德国等其他太阳能发电领先国家的DNI值都高，拥有如此高辐射值的地域占智利北部面积的约1/3。
图：SolarReserve智利CSP/PV混合供电项目想象图
如此高的DNI值意味着单位太阳能集热器的产能量远高于其它地区，能大大降低光热发电的平均化能源成本。例如，Abengoa正在这里建设的110MW装机的阿塔卡玛（Atacama1）光热发电项目的年发电量预计为700GWh，而同样装机110MW，采用同样技术路线的的美国新月沙丘项目的年发电量则只有500GWh。
这是SolarReserve和Abengoa都欲开发智利光热市场的原因所在。另外一个原因是，当地拥有丰富的矿产资源，对于能源密集型的矿业生产而言，其却面临电网未有覆盖的尴尬，采用传统的柴油发电成本高昂，这为太阳能发电创造了绝佳的市场空间。
更适宜的光伏光热混合型电站
但实际上，基于整体经济性的考量，Abengoa和SolarReserve在智利建设的多不是纯粹的CSP电站，而是光伏和光热的综合型电站。
熔盐储热CSP电站能够24小时持续供电，西班牙Torresol能源公司位于西班牙南部装机19.9MW的Gemasolar塔式电站就首次实现24小时持续供电。
但是，CSP项目的建设成本和运维成本都不低。“建设一个不带储热的1MW的CSP项目花费大约300万美元，同样的一个1MW的PV项目则只需要100万美元。在不考虑电力可调度性的情况下，PV当然是更经济的选择”，德国国际发展署GIZ的CSP专家Günter Schneider说。
使CSP项目经济可行的途径之一就是把它和PV结合起来。在白天阳光普照的时候，CSP系统的发电岛可以暂停，仅利用光场来收集能量并存储于储热系统，让成本更低的PV系统独立运行，这样可降低50%的运行成本。在夜间无光照期间，再启动CSP系统发电岛，储热系统进行满负荷发电，保障基荷电力供应。
阿本戈智利区总经理Ivan Araneda Mansilla说：“CSP和PV综合发电是非常具有经济可行性的。CSP和PV两者互补，在提供稳定基荷电力供应和价格方面都很有竞争力。”
智利第一个获得许可的CSP/PV综合型发电项目是SolarReserve位于阿塔卡马的Copiapó电站，其由一个装机120MW、配备14小时储热的CSP电站和一个装机150MW的PV项目组成，总投资为20亿美元，将耗时32个月建成，目前，由于与当地矿业公司之间的PPA协议签署事宜尚未落实，还未能开始建设。
SolarReserve高级副总裁Thomas Georgis说：“这是一个能够自给自足无需辅助燃料的项目，可提供全天候稳定、可靠、安全的电力供应。”
Abengoa在初期就计划开发两个毗邻的CSP项目和PV项目，从而降低融资成本。2014年，Abengoa以投标电价114美元/MWh获得110MW的Cerro Dominador光热电站的开发权，并将与100MW的Maria Elena光伏电站合并为综合型电站。这一项目已于2014年7月开建，从2017年开始，Atacama1综合电站将向当地电网输电。
近日，Abengoa又获得了Atacama2电站的许可。Atacama2由装机100MW的光伏电站和110MW的塔式熔盐（带17小时储热）CSP电站组成。目前，该项目正在寻找当地的矿业公司签署PPA，这里的矿业公司需要价格低廉、无污染、全天候供电的能源。
Mansilla说：“在智利北部，除了火电别无选择。”但太阳能发电却给了一种新的选择。
Georgis说：“目前，包括Copiapó项目在内，我们在智利规划的CSP/PV项目的总装机达800MW，接下来将增加到1.3GW。”
Abengoa也将在智利市场规划更多的CSP/PV综合发电项目，目前还有2个共计300MW的项目正在规划中。SolarReserve在美国和南非市场正在建设一些CSP项目。
Schneider认为，CSP/PV综合型项目在智利的开发潜力很大，他说：“我们应该问这样一个问题：什么时候，配备电池储能的光伏的经济性能赶得上储能型CSP呢？”至少在短期内是不可能的。
