Oportunidades en energía 2011

Ahumada 11, 12th Floor,
Santiago - Chile
Tel: (56 - 2) 698 4254
Fax: (56 - 2) 698 9476
www.foreigninvestment.cl
CHILE
opportunitiesopportunities
inenergy
w w w. f o r e i g n i n v e s t m e n t . c l
Ahumada 11, 12th Floor,
Santiago - Chile
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w w w. f o r e i g n i n v e s t m e n t . c l OPORTUNIDADESENENERGÍAOPORTUNIDADESENENERGÍA

CHILEoportunidades
enenergía
6
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CHILE
opportunitiesopportunities
OPORTUNIDADESENENERGÍAOPORTUNIDADESENENERGÍA
inenergy
FOREIGN INVESTMENT COMMITTEE
The Foreign Investment Committee is the agency that represents the State of Chile in its dealings with
those investors who choose to use the Foreign Investment Statute (DL 600) as the legal mechanism for
bringing foreign direct investment (FDI) into Chile.
The Foreign Investment Committee is formed by the Ministers of Economy (who acts as president of the
Committee), Finance, Foreign Relations and Planning as well as the president of the Central Bank. Other
ministers responsible for specific economic sectors are also invited to participate in meetings whenever
deemed necessary.
Mission
To help position Chile as a highly attractive destination for foreign investment and international business
through its role in matters related to the administration and communication of the corresponding legal
norms, the development of promotional activities of different types and the preparation of information
concerning foreign investment for investors and potential investors.
Strategic objectives
To ensure the correct application of the Foreign Investment Statute in order to safeguard the rights
of both the State and foreign investors by communicating the law’s terms and administering related
legal procedures: the analysis of investment applications, the signing of investment contracts and the
authorization of remittances.
To develop all types of initiatives to communicate, promote, coordinate and implement measures to
foster the entry of foreign investment.
To maintain an up-to-date and accurate statistical register of foreign investment under the Foreign
Investment Statute by compiling information about contracts and flows under these contracts in order
both to safeguard investors’ interests and to prepare statistical reports for public use.
The Executive Vice-Presidency
The Foreign Investment Committee is headed and managed by an Executive Vice-President who is
appointed by the President of the Republic.
The Executive Vice-Presidency provides general information and guidance to any investor about Chile,
its economic and social environment, legal framework and policies on FDI. When requested, it provides
information on how to begin the process of setting up a businesses in Chile as well as the procedures and
regulations to which any investor must adhere, whether signing a D.L. 600 contract or not, at the national,
regional and sector-specific levels.
In order to promote Chile as an attractive place to invest, the Executive Vice-Presidency coordinates
business missions abroad, organizes seminars and conferences and publishes regular reports about Chile’s
business climate and about investment opportunities, both in print and electronic form. In developing
these promotional activities, it works with other ministries and State agencies as well as with the local
and foreign private sector.

COMITÉ DE INVERSIONES EXTRANJERAS
El Comité de Inversiones Extranjeras es el organismo que representa al Estado de Chile en sus tratos con
aquellos inversionistas que eligen usar el Decreto Ley 600 (D.L. 600), o Estatuto de la Inversión Extranjera,
como mecanismo para ingresar Inversión Extranjera Directa (IED) al país.
Está conformado por los Ministros de Economía (que actúa como Presidente del Comité), Hacienda,
Relaciones Exteriores, Planificación, además del Presidente del Banco Central.
Adicionalmente, los ministros que representan sectores económicos específicos son invitados a participar
en las sesiones del Comité de Inversiones Extranjeras (en caso que corresponda).
Misión Institucional
Apoyar el posicionamiento de Chile como plaza de alto atractivo para la inversión extranjera y los negocios
internacionales actuando en materias relacionadas con la administración y difusión de la normativa legal
pertinente, el desarrollo de actividades de promoción de diversa índole y la elaboración de información
relevante en materia de inversión extranjera, para inversionistas extranjeros y potenciales inversionistas.
Objetivos Estratégicos
Velar por la correcta aplicación del Estatuto de la Inversión Extranjera con el objeto de resguardar los
derechos del Estado, como de los inversionistas extranjeros, mediante la difusión de su contenido y la
administración de los procedimientos jurídicos vinculados a éste: análisis de solicitudes, celebración de
contratos, autorización de remesas.
Desarrollar todo tipo de iniciativas cuyo objeto sea informar, promocionar, coordinar y ejecutar toda
acción tendiente a incentivar el ingreso de inversión extranjera.
Mantener un registro estadístico actualizado y fidedigno de la inversión extranjera acogida al Estatuto
de la Inversión Extranjera, mediante la sistematización de la información referida a los contratos como a
los flujos de capital que se efectúan con cargo a éstos, con el propósito de resguardar los intereses de los
inversionistas como asimismo elaborar informes estadísticos de uso público.
La Vicepresidencia Ejecutiva (VECIE)
El Comité de Inversiones Extranjeras es dirigido y administrado a nivel operativo por el Vice-Presidente
Ejecutivo, quien es designado por el Presidente de la República.
La Vicepresidencia Ejecutiva proporciona información y orientaciones generales a cualquier inversionista
respecto al país, su ambiente económico y social, marco jurídico y las políticas hacia la IED. Cuando se
requiere, entrega información sobre cómo comenzar el proceso de establecer un negocio en Chile así
como la orientación en torno los procedimientos y las regulaciones que deben ser cumplidos por cualquier
inversionista, tanto si firman un D.L. 600 o no, a los niveles nacionales, regionales y sectoriales.
Con el objetivo de posicionar a Chile como un lugar atractivo para invertir, la Vicepresidencia Ejecutiva
coordina misiones de negocios al exterior, organiza seminarios y conferencias, y publica informes
regulares sobre el clima de negocios de Chile y oportunidades de inversión, tanto en forma impresa como
electrónica. En estas actividades promocionales, trabaja junto con otros ministerios y organismos del
Estado, así como con el sector privado local y extranjero.

CHILE, OPPORTUNITIES IN ENERGY
Foreign Investment Committee. All rights reserved.
Requests to reproduce part or all of this publication should be sent
to cie@foreigninvestment.cl.
First edition, 2011.
Designed by www.vox.cl.
Photos courtesy of Fundación Imagen de Chile.
(www.fundacionimagendechile.cl).
Published in Chile.
CHILE, OPORTUNIDADES EN ENERGÍA
Comité de Inversiones Extranjeras. Todos los derechos protegidos.
Para solicitar permiso para la reproducción dirigirse a
cie@inversionextranjera.cl.
Primera edición. 2011.
Diseño www.vox.cl.
Fotografías cortesía de Fundación Imagen de Chile
(www.fundacionimagendechile.cl).
Publicado en Chile.
Chile’s electricity system / El sistema eléctrico de Chile 7
Institutionalstructure:regulationandtheenvironment
Estructurainstitucional:regulacionesymedioambiente 27
Alternative Renewable Energy (ARE) / Energías Renovables no Convencionales (ERNC) 33
Investment opportunities/Oportunidades de inversión 39
Foreign Direct Investment in energy / Inversión Extranjera Directa en Energía 49
CONTENTS / ÍNDICE

CHILE
oportunidades
enenergía
4 55
Chile
Regions / Regiones
PACIFICOCEAN/OCÉANOPACÍFICO
ARICA Y PARINACOTA
TARAPACÁ
ANTOFAGASTA
ATACAMA
COQUIMBO
VALPARAÍSO
Santiago
METROPOLITANA
LIBERTADOR GENERAL
BERNARDO O’HIGGINS
MAULE
BÍO-BÍO
ARAUCANÍA
LOS RÍOS
LOS LAGOS
CoihaiqueAYSÉN DEL GENERAL
CARLOS IBAÑEZ DEL
CAMPO
MAGALLANES Y LA ANTÁRTICA
CHILENA
Arica
Pta. Arenas
Pto. Montt
Valdivia
Temuco
Concepción
Talca
Rancagua
La Serena
Iquique
Copiapó
Antofagasta
Valparaíso
Brasil
Guyana
Surinam
Guayana
Francesa
Venezuela
Colombia
Ecuador
Perú
Bolivia
Paraguay
Chile Uruguay
Argentina
Geography / Geografía
Chile is located in the extreme southwestern part of South America and stretches through the Antarctic to the
South Pole. Its most western territory is Easter Island in Oceania. Chile’s varied topography ranges from the Atacama
Desert in the north, with its great mineral wealth - principally copper and nitrates - to the agricultural and wine-
growing Central Valley, where the capital Santiago is located, and to the woods, mountains, lakes, glaciers and
fjords of the south.
Chile está situado en el extremo sudoccidental de América del Sur y se prolonga en el continente antártico
hasta el Polo Sur. Su provincia más occidental es Isla de Pascua, en Oceanía. Posee una diversidad topográfica
que comprende el Desierto de Atacama por el norte que contiene gran riqueza mineral, principalmente cobre y
nitratos. El valle central, incluyendo la capital, Santiago, alberga la agricultura y vitivinicultura y hacia el sur, el país
tiene bosques, montañas, lagos, glaciares, fiordos y canales.
Area / Superficie
Mainland & islands / Continental e insular : 756,096 km2
Antarctic / Antártica : 1,250,000 km2
Total : 2,006,096 km2
Mainland length / Longitud continental : 4,200 km
Administrative divisions / División político administrativa : 15 regions /regiones, 53 provinces/ provincias and
346 municipal districts / comunas
Government / Gobierno : The President of the Republic serves as
head of state and head of government.
Since March 2010, this post has
been held by Sebastián Piñera.
Está encabezado por un Presidente de la
República, quien es el jefe de Estado y de
gobierno. Desde marzo de 2010,
este cargo es ejercido por Sebastián Piñera.
Social
Population / Población : 16.9 million / millones
Population density / Densidad : 20.4 inhabitants/km2 / habitantes por km2
Official language / Idioma oficial : Spanish / Español
Currency / Moneda : Peso
Literacy / Tasa de alfabetización : 97%
Life expectancy / Esperanza de vida : 78 years / años
Economy / Economía
GDP / PIB 2010 : US$203,925 million / millones
GDP per capita / PIB per cápita (nominal, 2010) : US$11,929 (IMF)
GDP per capita / PIB per cápita (PPP, 2010) : US$14,982 (IMF )
Unemployment rate / Tasa de desempleo 2010 : 8,1%
GDP growth / Crecimiento del PIB (2010) : 5,2%
Exports / Exportaciones (2010) : US$71,029 million / millones
Imports / Importaciones (2010) : US$55,174 million / millones
Océano
Austral
Chile in South America / Chile en Sudamérica

CHILE
oportunidades
enenergía
6 7
Chile’s electricity system / El sistema eléctrico de Chile
“La decision de Hot Rock Limited de invertir
en el sector geotérmico de Chile se basa en la
alta calidad del ambiente comercial del país, el
excelente potencial de los recursos volcánicos para
la generación de energía eléctrica, un poderoso
mercado que requiere generar 15.000 MWe
para los próximos 10 a 15 años y la creciente
preocupación de su gobierno por desarrollar la
energía geotérmica como recurso clave dentro del
mix de energías renovables disponibles”
Peter Barnett
Managing Director.
Hot Rock Limited.
“The decision of Hot Rock Ltd. to invest in Chile’s
geothermal sector reflects the high quality of the
country’s business environment, the excellent
potential of its volcanic resources for generating
electricity, a strong market that will require
15,000 MWe over the next 10 to 15 years and
the government’s increasing interest in the
development of geothermal energy as a key
resource within the available mix of renewable
energies.”
Durantelasúltimascuatrodécadas,Chilehaduplicado
sudemandaeléctricacadadiezaños.Sielpaíscrecea
tasasdeseisporcientopromedioalaño,lametafijada
porelGobiernoparaalcanzareldesarrolloelaño2018,
esto significará prácticamente duplicar la matriz en
la próxima década. Una proyección hacia el año 2050,
indica que se requerirán entre 50 y 80 mil megawatts
adicionalesalos15.500MWactuales.
Para lograr estos objetivos, será crucial para Chile
asegurar el suministro de energía segura, competitiva
y sustentable, por lo que es prioritario diversificar la
matrizenergéticadesarrollandolasdiversasfuentesde
energíaexistentesenelpaís.
Consumo
El crecimiento de la demanda energética en Chile ha
idoprácticamentealapardesudesarrolloeconómico,
con una tasa de crecimiento anual promedio de 4,2%
desde 1990, y una caída al 2,4% en los últimos diez
años,queseexplicaprincipalmenteporlacontracción
del 1,7% del PIB en 2009. El consumo eléctrico, en
tanto,haaumentadodemaneranotoria,alcanzandoun
promedioanualcercanoal4%.
Over the past four decades, demand for electricity
in Chile has doubled every ten years and, if the
economy is to grow at an average annual rate of
6% - the goal set by the government in order for
the country to attain full development by 2018 -
its electricity matrix will again have to practically
double in size over the coming decade. Looking
furtheraheadto2050,estimatessuggestthatitwill
then need an installed capacity of 65,000-95,000
MW,upfromaround15,500MWatpresent.
In order to ensure a secure supply of competitive
and sustainable energy for the future, it will be
crucial for Chile to harness all its possible sources
ofenergytotheexpansionanddiversificationofits
electricitymatrix.
Consumption
Growth of demand for energy has closely mirrored
Chile’s economic growth, rising at an average
annual rate of 4.2% since 1990, with a drop to
2.4% over the last ten years explained mainly by
a1.7%contractionofGDPin2009.Theincreasein
electricity consumption has, however, been even
more marked, reaching an annual average of close
to4%.
Source: Energy Ministry (www.minenergia.cl).
* Total primary energy supply.
Primary Energy Supply and GDP, 1999-2009
Consumo Primario de Energía, 1999-2009 (respecto al PIB)
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
TPES* GDP
GrowthIndex
IndiceCrecimiento(1999=100)

CHILE
oportunidades
enenergía
8 9
The transport sector is by far Chile’s largest
user of energy, accounting for 36% of final
consumption in 2009. It was followed by
manufacturing and the country’s households
(each with 22%) and mining (15%).
Over 70% of Chile’s primary energy
consumption is supplied by hydrocarbons
(oil, natural gas and coal) which are mostly
imported. In addition, it produces energy from
some domestic sources, including principally
wood/biomass which is used for heating as
well as to produce electricity, water in form of
hydroelectricity, and the natural gas reserves
that exist in the Magallanes Region of the far
south.
Comparison with industrialized countries
suggests that, as the Chilean economy
continues to expand, so too will its energy
intensity. In line with Chile’s commitment to
contributing to mitigation of climate change,
efforts are, however, in place to increase
energy efficiency.
El principal sector en el consumo de energía en
Chile es Transporte, que registró un 36% del
consumo final en 2009. Le siguieron Industria y
el consumo Residencial (cada uno con un 22%),
y Minería (15%).
Más del 70% del consumo primario de energía
de Chile corresponde a hidrocarburos (petróleo,
gas natural y carbón), cuya mayor parte es
importada. Asimismo, el país produce energía
a partir de fuentes locales, que incluyen
principalmente la leña/biomasa, utilizada
para calefacción y producción de electricidad,
agua para la generación de hidroelectricidad,
y las reservas de gas natural de la región de
Magallanes, en el extremo sur del país.
Una comparación con los países desarrollados
sugiere que, a medida que la economía chilena
continúecreciendo,tambiénloharásuintensidad
energética. Alineados con el compromiso de
Chile de contribuir a la disminución del cambio
climático, los esfuerzos están orientados
además a incrementar la eficiencia energética.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2004 2001 2002 2003 20051990 1991 19931992 2006 20092007 20082004
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
Commercial, Public & Residential Manufacturng & Mining Transport
Final Energy Consumption, 2009
(By sector)
Distribución del consumo final de energía, 2009
(Por sector económico)
Manufacturing
22%
Services
5%
Households
22%
Transport
36%
Mining
15%
Final Energy Consumption, 1990-2009
(By sector)
Evolución del Consumo Final de Energía, 1990-2009
(Por Sector Económico)
Primary Energy Supply, 2009
(By source)
Consumo Primario Nacional, 2009
(Por fuente energética)
Coal
16%
Hydroelectricity
9%
Wood & others
20%
Crude oil
43%
Natural gas
12%

CHILE
oportunidades
enenergía
10 11
Energy industry Services Households Manufacturing & mining Transport
400,000
350,000
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
2007 2010 2013 2015 2018 2020
Base scenario
Escenario Base
Based on GDP growth projections for Chile
by international financial institutions, it is,
nonetheless, estimated that final energy
consumption will grow by around 3% a year
through to 2020.
Electricity matrix
Chile currently has an installed electricity
generating capacity of some 15,500 MW
and a gross electricity output of over 55,000
GWh. Its matrix comprises principally
hydroelectricity and thermal generation in
coal and dual (natural gas-diesel) plants. It
also includes some new renewable energy
sources but on a much smaller scale.
Electricity is supplied through four systems:
• Central Interconnected Grid (SIC).
With an installed capacity of 11,835 MW,
this covers the area between Taltal in the
north and the Chiloé Archipelago in the
south, supplying over 90% of the country’s
population.
• Northern Interconnected Grid (SING).
With an installed capacity of 3,575 MW, this
serves the north of the country between Arica
and Taltal.
• Aysén System. This grid, with a capacity
of 49.9 MW, serves exclusively the Aysén
Region of the far south.
• MagallanesSystem.Alsointhefarsouth,
this 99.2 MW grid serves the Magallanes
Region.
Sobre la base de las proyecciones de
crecimiento del PIB realizadas por distintos
organismos financieros internacionales, se
estima, sin embargo, que el consumo de
energía crecerá alrededor de un 3% anual
hacia 2020.
Matriz eléctrica
Actualmente, la capacidad instalada eléctrica
chilena bordea los 15 mil MW y la generación
total bruta de electricidad supera los 55 mil
GWh. Las principales tecnologías de generación
son la hidroelectricidad y las plantas térmicas a
carbón y duales (gas natural y diesel). También
se incluyen energías renovables, aunque en
menor proporción.
La electricidad es distribuida a través de cuatro
sistemas:
• El Sistema Interconectado Central
(SIC). Con una capacidad instalada de 11.835
MW, se extiende entre Taltal en el norte y el
Archipiélago de Chiloé en el sur, aportando
suministro eléctrico a más del 90% de la
población chilena.
• El Sistema Interconectado del Norte
Grande (SING). Con una capacidad instalada
de 3.575 MW, cubre el territorio entre Arica y
Taltal.
• El Sistema de Aysén. Esta red, con una
capacidad de 49,9 MW, atiende el consumo de
la Región de Aysén en el sur del país.
• El Sistema de Magallanes. También
ubicado en el extremo sur del país, sus 99,2 MW,
abastecen a dicha región.
Chile
Latin America
Africa
Middle East
Asia
North America
Europe
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4
Energy Intensity, 2008
(By region)
Intensidad energética, 2008
(Por región del mundo)
TPES/GDP(TEP/US$2millionPPP)
PES/GDP(TEPpormilUS$2PPP)
TCal

CHILE
oportunidades
enenergía
12 13
Power generation technologies
In the mid-1990s, hydroelectricity accounted
for 60% of the combined capacity of the
SIC and SING, followed by coal (27%) and
oil, gas and biomass (13%). A significant
diversificationhas,however,sincetakenplace
and,by2010,theshareofhydroelectricityhad
dropped to 35% while gas 1 had increased to
31%, followed by coal (16%), diesel (15%)
and biomass and wind energy (1%).
1) Mainly dual plants which can operate with gas or diesel.
Tecnologías de generación
A mediados de los años 90, la capacidad instalada
para generación eléctrica, considerando en
conjuntoalSICyelSING,eraenun60%hidráulica,
seguida por el carbón (27%), y petróleo, gas y
biomasa (13%). Sin embargo, desde entonces
se ha producido una notoria diversificación. Para
2010 la capacidad hidráulica se redujo a un 35%,
mientras que el gas1 se ha incrementado al 31%,
seguido por el carbón (16%), el diesel (15%) y la
biomasa y energía eólica (1%).
1) Mayoritariamente plantas duales, que pueden operar con gas
o diésel.
SIC: Installed Capacity, 2010
(By energy source)
Capacidad Instalada en el SIC, 2010
Biomass
1.7%
Coal
11.4%
Oil
14.9%
Gas
25.4%
Hydro
45.2%
Eolic
1.4%
SING: Installed Capacity, 2010
(By energy source)
Distribución de la capacidad instalada en SING, 2010
Hydro
0.4%
Oil
9.8%
Coal
31.8%
Gas
58.0%
SIC + SING Installed Capacity, 1996-2010
(By source)
Evolución de la Capacidad SIC + SING en MW, 1996-2010
(Por tecnología de generación)
1996 1997 1998 1999 2004 2001 2002 2003 2005 2006 2009 20102007 20082004
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
Biomass Coal Eolic Gas Hydro Oil Total
SIC + SING 1996 1997 1998 1999 ... 2010
Biomass 0.9% 0.9% 0.7% 0.7% ... 1.3%
Coal 27.1% 26.8% 25.9% 25.9% ... 16.2%
Eolic 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% ... 1.0%
Gas 3.1% 8.2% 16.2% 19.7% ... 31.2%
Hydro 62.0% 57.8% 51.8% 48.4% ... 34.8%
Oil 6.8% 6.3% 5.4% 5.3% ... 15.5%
Total 100% 100% 100% 100% ... 100%
SIC + SING % Installed Capacity, 1996-2010 (By source)
% de Capacidad Instalada (Por tipo de tecnología)
Netpowerpersource(MW)
EnergíaNetaportecnologíadegeneración(MW)

CHILE
oportunidades
enenergía
14 15
Hydroelectricity’s importance in Chile’s energy
matrix has always implied a supply risk due to
variations in hydrology. Calculations based on
historic hydrological data indicate that Chile’s
present installed hydro capacity represents an
output of 30,000 GWh during a wet period but
can drop to a third of that level in a dry period.
Starting in 1998, natural gas was introduced
as an alternative to coal-fired generation and
peaked at 36% of total output in 2004 before
starting to drop again due to restrictions
on supply from Argentina. This, moreover,
coincided with a dry period, triggering
an increase in the use of oil derivatives,
particularly diesel, with generators converting
plants originally designed for natural gas to
dual use as well as investing in back-up diesel
capacity.
Gas supply restrictions also meant renewed
investment in coal-fired capacity. However,
the use of gas to generate electricity again
increased in 2009, rising by close to 70% over
the previous year. This reflected the start of
operations of the Quintero LNG regasification
terminal, with an output of 500 million m3 in
2009. In 2010, alternative renewable energy
(ARE) sources accounted for 4.2% of the
SIC’s matrix, represented principally by wind
projects (325 GWh).
Increased installed capacity
A moderate rise in investment in installed
capacity in 2009 has been followed by a
sustainedincreaseinnewprojects.Generation
in the SIC rose by 3.5% in 2010 to 43,226
GWh while the SING saw an increase of 1.2%
to 15,986 GWh, according to their respective
Load Dispatch Centers (CDEC).
In view of the number of generation and
transmission projects in the SIC that
have obtained a positive Environmental
La importante participación de la hidroelectricidad
dentrodelageneracióneléctricaenChilesiempreha
implicadounelementoderiesgoenelabastecimiento,
debido a la variabilidad en la hidrología. Los
antecedentes hidrológicos de las últimas décadas
muestran que la disponibilidad de recursos para
generación hídrica alcanza a los 30.000 GWh en un
ciclolluvioso,peropuedecaeraunterciodeesenivel
enunoseco.
A partir de 1998, el gas natural fue introducido en el
paíscomoalternativaalcarbón,yalcanzóunpeakde
generaciónde36%enel2004,paraluegocaerdebido
a los recortes en el abastecimiento desde Argentina.
Esto, además, coincidió con un período de sequía,
gatillando un incremento en el uso de derivados del
petróleo,particularmentediesel,ylareconversiónpor
partedelasgeneradorasdelasplantasoriginalmente
diseñadasparagasnaturalaunsistemadual,asícomo
inversionesencapacidaddeoperacióndeemergencia
condiesel.
Lasrestriccionesenelabastecimientodegastambién
se tradujeron en nuevas inversiones en capacidad de
generaciónatravésdecarbón.Sinembargo,elusode
gasparalageneracióneléctricavolvióaaumentaren
2009,elevándosecercadeun70%enrelaciónalaño
anterior. Esto debido a la entrada en operación del
Terminal de Regasificación de GNL de Quintero, que
produjocercade500millonesdem3duranteel2009.
En el 2010, el aporte de generación de las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC) llegó al 4,2%
delSIC,graciasalalzadelsoporteeólico(325GWh).
Para hacer frente a ambas dificultades, tanto las
restricciones de envío de gas, como los años secos,
se incrementó la generación con derivados de
petróleo, especialmente diesel. Esto fue posible
por las inversiones en dualización de las centrales
originalmentediseñadasparafuncionarutilizandogas
natural, así como a la inversión en turbinas y grupos
electrógenos.
Mayorcapacidadinstalada
El moderado incremento de las inversiones en la
capacidad instalada en 2009, ha dado paso a un
Qualification Resolution (RCA) from the
Environmental Impact Evaluation System
(SEIA) and are under construction, electricity
supply in this grid is expected to show an
important increase over the next few years.
sostenido aumento en los nuevos proyectos. La
generación eléctrica en el SIC experimentó un alza
del 3,5% en 2010 a 43.226 GWh, mientras que en el
SING aumentó un 1,2% a 15.986 GWh, según cifras
delCentrodeDespachoEconómicodeCarga(CDEC).
Considerandolacantidaddeproyectosdegeneración
y transmisión en construcción en el SIC que han
obtenido una Resolución de Calificación Ambiental
(RCA)positivaenelSistemadeEvaluacióndeImpacto
Ambiental (SEIA), se estima que la oferta eléctrica
tendráunaumentoimportanteenlospróximosaños.
Starting date Generation projects Capacity
Month Year MW
May 2011 La Higuera (*) 153
May 2011 Confluencia (*) 159
June 2011 Punta Colorada Wind Farm 20
June 2011 Quemchi 3
August 2011 Los Colorados 2 10
November 2011 Bocamina 02 342
December 2011 Chacayes 106
December 2011 Santa María 343
March 2012 Rucatayo 60
March 2012 Viñales 32
April 2012 Laja I 36.8
June 2012 San Andrés 40
August 2012 Pulelfu 9.4
March 2013 Campiche 242
December 2013 Angostura 316
June 2014 San Pedro 144
Starting date Transmission projects (**) Capacity
Month Year MVA
April 2011 Polpaico Substation: installation of second autotransformer (500/220 kV) 750
August 2011 Nogales-Polpaico Line (2x220 kV) 2x1,500
October 2011 A. Jahuel-Chena Line (220 kV): change of conductor 400
October 2011 Section of Chena-Cerro Navia Line (2x220 kV): change of conductor 2x400
January 2012 Ancoa-Polpaico Line (1x500 kV): sectioning
April 2012 Entry line to A. Jahuel (2x500 kV) 2x1,800
April 2012 Cerro Navia Substation: installation of flow control equipment 2x350
July 2013 Ancoa-A. Jahuel Line (2x500 kV): first circuit 1,400
July 2013 Charrúa Substation (500/220 kV): 3rd autotransformer bank 750
Projects under Construction in the SIC, 2011-2014
(By starting date)
Instalaciones en construcción en el SIC, 2011-2014
(Por mes de inicio)
(*) Plants currently undergoing start-up tests.
(**) Also includes trunk transmission infrastructure for which construction contracts have been awarded.
Source: Node Price Report, National Energy Commission (www.cne.cl).

CHILE
oportunidades
enenergía
16 17
Sources of supply
The preponderance of imported energy
sources renders Chile vulnerable not only to a
supply risk but also to the impact of increases
and volatility in international prices.
Prices
The cost of imported conventional energy
sources tends to reflect variations in
international prices and, in the case of oil
derivatives (gasoline, kerosene, diesel and
liquefied gas), has shown very significant
increases. During the recent international
crisis, the prices of liquid fuels dropped
sharply but, since April 2010, have tended to
return to their pre-crisis levels.
Fuentes de suministro
La presencia preponderante de fuentes
energéticas importadas somete al país a una
exposición importante no sólo por riesgo de
suministro, sino también al impacto de alzas y
volatilidad de los precios internacionales.
Evolución de los precios
Los precios de las fuentes convencionales
importadas suelen reflejar las variaciones en
los precios internacionales y, en el caso de los
derivados del petróleo (gasolina, kerosén, diesel
y gas licuado), han llegado a mostrar alzas
muy significativas. Durante la reciente crisis
internacional, los precios de los combustibles
tuvieron una fuerte caída pero, a partir de abril
de 2010, han apuntado a recuperar sus niveles
pre-crisis.
Crude Oil Imports, 2010
(By country of origin)
Importación de Crudo 2010
(Por país de origen)
Source: National Energy Commission (www.cne.cl).
Colombia
16%
Ecuador
14%
United Kingdom
12%
Brazil
31%
Argentina
24%
Peru
3%
Coal Imports, 2010
Importación de Carbón 2010
Source: National Energy Commission (www.cne.cl).
United States
23%
Colombia
49%
Indonesia
11%
Australia
14%
Canada
3%
LNG Imports, 2010
Importación de Gas Natural Licuado 2010
Others
6%
Qatar
8%
Algeria
6%
Trinidad & Tobago
22%
Guinea
39%
Egpyt
13%
Equatorial Guinea
6%

CHILEoportunidades
enenergía
18 19
The marginal cost of electricity in Chile has
also shown an important increase in recent
years, due to the relative scarcity of water
and gas as well as the higher price of the
primary energy sources with which they were
replaced. After peaking in early 2008, when a
severe drought was aggravated by operating
problems at a number of plants in the SIC
and extensive use of diesel was required, it
has stabilized at an average of US$100/MWh,
reflecting the replacement of diesel by coal
and gas. In 2010, the marginal generating
cost (CMg) in the SIC averaged US$138/MWh
and, in the SING, US$122/MWh.
Market structure
Electricity
Chile’s electricity industry comprises three
distinct activities: generation, transmission
and distribution. These are developed
by private companies while the State,
independently of its subsidiary role, regulates
and supervises the industry and provides
investment recommendations for generation
and transmission, principally through the
National Energy Commission (CNE), the
Electricity and Fuels Superintendency (SEC)
and the Energy Ministry.
The generation segment is formed by the
electricity companies owning the country’s
power plants. Within this segment, there are
two distinct markets: spot and contract. In
the former, the generators trade electricity
while, in the latter, transactions are between
El costo marginal eléctrico también ha exhibido
un alza significativa en los últimos años, debido
a la escasez relativa de agua y de gas, así como
al aumento en los precios de los energéticos
primarios que los reemplazaron en la matriz
de generación. Luego de un peak de precio a
comienzos de 2008, debido a una profunda
sequía que se agravó con la indisposición de
importantes centrales en el SIC y que obligó a
suplir la demanda en un alto porcentaje en base
a diesel, el precio de la energía se estabilizó
en un valor promedio de 100 USD/MWh tras
reemplazarseeldieselporcarbónygas.Durante
2010, los costos marginales de generación
(CMg) en el SIC promediaron los 138 por USD/
MWh y en el SING llegaron a los 122 USD/MWh.
Estructura del mercado
Eléctrico
El mercado eléctrico en Chile comprende tres
actividades: la generación, la transmisión y la
distribución. Estas actividades son desarrolladas
por empresas privadas, mientras el Estado,
independiente de su rol subsidiario, regula y
supervisa la industria y entrega orientación
de inversiones en generación y transmisión,
esencialmenteatravésdelaComisiónNacionalde
Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (SEC) y el Ministerio de Energía
(Minenergía).
El segmento de generación está constituido por
el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de centrales generadoras. Se pueden distinguir
dos mercados en este segmento: el spot y el
de contratos. El primero corresponde a los
generadores eléctricos y el segundo se establece
Price of Oil Derivatives, 2000-2010 (Santiago Region)
Evolución de precios de derivados del petróleo, 2000-2010 (Región Metropolitana)
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Source: Energy Ministry (www.minenergia.cl) based in information from National Energy Commission (www.cne.cl).
95-octane gasoline Kerosene Liquefied gasDiesel
Jan-00
May-00
Sep-00
Jan-01
May-01
Sep-01
Jan-02
May-02
Sep-02
Jan-03
May-03
Sep-03
Jan-04
May-04
Sep-04
Jan-05
May-05
Sep-05
Jan-06
May-06
Sep-06
Jan-07
May-07
Sep-07
Jan-08
May-08
Sep-08
Jan-09
May-09
Sep-09
Jan-10
May-10
Sep-10
Marginal Electricity Costs, 2006-2010 (SIC and SING)
Evolución de los Costos Marginales de los Sistemas Eléctricos, 2006-2010 (SIC y SING)
350
300
250
200
150
100
50
0
Jan-06
Feb-06
Mar-06
Apr-06
May-06
Jun-06
Jul-06
Aug-06
Sep-06
Oct-06
Nov-06
Dec-06
Jan-07
Feb-07
Mar-07
Apr-07
May-07
Jun-07
Jul-07
Aug-07
Sep-07
Oct-07
Nov-07
Dec-07
Jan-08
Feb-08
Mar-08
Apr-08
May-08
Jun-08
Jul-08
Aug-08
Sep-08
Oct-08
Nov-08
Dec-08
Jan-09
Feb-09
Mar-09
Apr-09
May-09
Jun-09
Jul-09
Aug-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Dec-09
Jan-10
Feb-10
Mar-10
Apr-10
May-10
Jun-10
Jul-10
Aug-10
Sep-10
Oct-10
Nov-10
Dec-10
Monthly average SIC Quillota 220 (US$/MWh) Monthly average SING Crucero 220 (US$/MWh)
CMg(US$/MWh)
CMg(US$/MWh)
Pesos/ThousandKcal
$/MilesdeKcal

CHILEoportunidades
enenergía
20 21
generators and large final power users
(manufacturers, mining companies and
others) or companies holding distribution
concessions.
According to the latest figures, 52 companies
generateelectricityintheSICbutthreegroups
account for close to 75% of its capacity. In
the SING, there are 11 companies and three
groups also predominate, representing 94%
of its installed capacity.
The transmission segment comprises the
companies owning infrastructure for the
transportofpowerfromgeneratorstocenters
of consumption. The system is, in turn, divided
into trunk transmission, subtransmission and
additional transmission. The first two are
defined as a public service and companies
must, therefore, provide service to all who
request it and are responsible for investing in
new installations or expansions. Companies
providing additional transmission are,
however, only obliged to provide third-party
access when their system uses fiscal property
for public use.
Trunktransmissionandsubtransmissiontariffs
are regulated on the basis of four-yearly
studies. In the case of trunk transmission,
investments defined as necessary on the
basis of these studies are compulsory.
The distribution segment is formed by the
electricity companies owning infrastructure
for the distribution of power to the final
consumers located in specific geographic
areas. Distribution companies operate under
a concessions regime, with an obligation
to provide service, and are subject to tariff
regulation.
IntheSIC,atotalof28distributorsservesome
4.7 million clients while, in the SING, there are
four distributors for 280,000 clients.
entregeneradoresygrandesconsumidoresfinales
(industriales, mineros y comerciales), o con las
empresas concesionarias de distribución.
Segúnlosúltimosregistros,52empresasinyectan
energía al SIC, pero tres holdings poseen cerca
del 75% de su capacidad. En el SING operan 11
empresas y nuevamente tres holdings dominan el
94% de su capacidad instalada.
El segmento de transmisión está constituido
por las empresas propietarias de infraestructura
para el transporte de electricidad desde los
generadores hasta los centros de consumo. El
sistema está, a su vez, dividido en transmisión
troncal, subtransmisión y transmisión adicional.
Las dos primeras son definidas como servicio
público, por lo que las empresas tienen la
obligación de dar servicio a quien lo solicite, y son
responsables de invertir en nuevas instalaciones
o en ampliaciones de las mismas. Las empresas
que entregan transmisión adicional, en cambio,
sólo tienen la obligación de dar acceso a terceros
cuando utilizan en su trazado bienes nacionales
de uso público.
La tarificación de los segmentos troncal y
subtransmisión es regulada mediante estudios
cuatrianuales. Para el caso del sistema de
transmisión trocal, las inversiones definidas
como necesarias en base a estos estudios son
obligatorias de realizar.
El segmento de distribución está conformado por
el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de instalaciones destinadas a distribuir la
electricidad hasta los consumidores finales
localizados en zonas geográficas delimitadas. Las
empresas de distribución operan bajo un régimen
de concesión, con obligación de servicio y tarifas
reguladas.
En el SIC operan 28 empresas que abastecen a
unos 4,7 millones de clientes, mientras que en
el SING lo hacen cuatro empresas para 280 mil
clientes.
In the Aysén and Magallanes Regions, there
are only two companies and one company,
respectively, which participate in the
generation, transmission and distribution
segments and serve 85,000 clients.
Hydrocarbons
• Oil
The oil wells currently in operation in Chile
are located in the Magallanes Basin and
correspond to three areas of mixed oil and
gas production. Natural depletion of these
wells, which mostly started production in the
1960s, meant a gradual decrease in annual
output. This situation, however, began to
change as from 2007-2008 due to renewed
prospection, carried out both directly by
the Empresa Nacional del Petróleo (ENAP),
the state oil company, and through Special
Operating Contracts (CEOPs) awarded to
private companies. In some cases, CEOPs are
being developed as a partnership between a
private company and ENAP.
Most of the crude oil used in Chile is
imported by ENAP and is processed in its
refineries. Although there is free access to
the oil refining sector, all the country’s three
refineries belong to ENAP. These are the
Aconcagua Refinery in the Valparaíso Region
with a primary crude processing capacity of
16,000 m3/day, the Biobío Refinery in the
Biobío Region with a processing capacity of
18,500 m3/day, and the Gregorio Refinery
in the Magallanes Region with a capacity of
2,800 m3/day. The output of these refineries
accounts for between 75% and 85% of the
country’s normal fuel needs.
Infrastructure for liquid fuels comprises
storageplants,portterminalsandoilpipelines.
Within Chile, products are transported by sea
from terminals located in the Antofagasta,
Valparaíso, Biobío and Magallanes Regions to
En las regiones de Aysén y Magallanes existen
únicamente dos empresas y una compañía,
respectivamente, participando en los segmentos
de generación, transmisión y distribución y
abastecen a 85 mil clientes.
Hidrocarburos
• Petróleo
Los yacimientos petrolíferos explotados
actualmenteenChileestánubicadosenlaCuenca
de Magallanes, en tres zonas con producción
mixta de petróleo y gas. El agotamiento natural
de los yacimientos, puestos en producción
principalmente en los 60, se ha traducido en una
disminución paulatina en su producción anual.
Esta situación ha comenzado a revertirse desde
2007-2008, debido a un reimpulso de la actividad
exploratoria de hidrocarburos, efectuada tanto
por la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) como
mediante la modalidad de Contratos Especiales
de Operación (CEOPs) con empresas privadas.
En algunos casos, el contratista es una sociedad
entre un privado y la ENAP.
La mayor parte del crudo utilizado en Chile es
importado por ENAP y procesado en sus refinerías.
Aunque existe libertad de ingreso al sector de
refinación,lastresrefineríasexistentespertenecen
a ENAP. Estas son la Refinería Aconcagua ubicada
en la Región de Valparaíso con una capacidad de
procesamiento primario de crudo de 16.000 m3/
día, La Refinería Bío-Bío, emplazada en la Región
delBío-Bíoyconunacapacidaddeprocesamiento
de 18.500 m3/día, y la Refinería Gregorio, ubicada
en la región de Magallanes (Refinería Gregorio),
quecuentaconunacapacidadde2.800m3/día.La
produccióndeestasrefineríaspermitecubrirentre
el 75% y el 85% de las necesidades normales de
productos combustibles.
La infraestructura para combustibles líquidos
está constituida por plantas de almacenamiento,
terminales marítimos y oleoductos. Dentro del
país,losproductossontransportadospormediode
cabotaje marítimo desde los terminales ubicados

CHILEoportunidades
enenergía
22 23
Final sale of liquid fuels takes place through
1,600 service stations around the country as
well as through direct sale to large industrial
clients. In the case of liquefied petroleum gas
(LPG), the distribution and marketing network
reaches the household level, supplying
canisters (of between five and 45 kilos)
through a door-to-door and bulk system as
well as through industrial distribution.
La comercialización final de combustibles
líquidos se realiza a través de las 1.600 estaciones
de expendio en todo el país, así como por venta
directa a grandes clientes industriales. En el caso
del Gas Licuado del Petróleo (GLP), existe una
red de distribución y comercialización que llega
a nivel residencial con cilindros (de entre 5 y 45
kilogramos), con un sistema de puerta a puerta y
granel, además de la distribución industrial.
• Gas
Chile has natural gas reserves in the
Magallanes Region and, since the mid-
1990s, has also imported gas from Argentina
through cross-border pipelines. The basic
infrastructure comprises five separate
pipeline systems in the Antofagasta,
Valparaíso, Santiago, O’Higgins and Biobío
Regions and seven companies operate gas
distribution networks.
After reaching its peak in 2004, the supply of
gas from Argentina dropped dramatically and,
by 2008, was running at less than a tenth of its
level in 2004. However, following the start of
operations of the Quintero LNG regasification
terminal in central Chile in September 2009
and the Mejillones terminal in the north in
March 2010, consumption of natural gas has
again increased.
• Gas
Chile posee gas natural en la región de
Magallanes, y desde mediados de los 90,
también importa gas desde Argentina a través
de gasoductos internacionales. Su infraestructura
básica está constituida por gasoductos en cinco
sistemas aislados en las regiones de Antofagasta,
Valparaíso, Metropolitana, O’Higgins y Bío-Bío.
Siete empresas operan las redes de distribución
de gas.
Después del peak de importaciones del año
2004, el suministro argentino fue decreciendo
drásticamente y ya en 2008 llegaba a un décimo
del nivel de 2004. Sin embargo, y luego del
comienzo de las operaciones de los terminales
de regasificación de GNL de Quintero en la zona
central, en septiembre de 2009 y Mejillones en
el norte, en marzo de 2010, el consumo de gas
natural se ha recuperado.
en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Bío Bío
y Magallanes, hacia los otros puertos nacionales,
y por medio de ductos que interconectan
las refinerías de la Región de Valparaíso y la
Región de Bío Bío con la Región Metropolitana.
Adicionalmente existen algunas plantas de
almacenamiento intermedio. Las principales
empresas presentes en el mercado nacional de
distribución de derivados de petróleo son ocho,
cuatro en combustibles líquidos y cuatro en
gas licuado.
other ports and by pipelines connecting the
Santiago Region with the refineries in the
Valparaíso and Biobío Regions. In addition,
there are some intermediate storage plants.
Eight main companies operate in the oil
derivates distribution market, four in the
liquid fuel market and four in the liquefied
gas market.
Crude Oil Production and Imports, 1990-2009
(In teracalories)
Evolución de la Producción e Importaciones de Crudo, 1990-2009
(En teracalorías)
1996199519941993199219911990 1997 1998 1999 2004 2001 2002 2003 2005 2006 20092007 20082004
Production Imports
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
Tcal
Natural Gas Production and Imports, 1990-2009
(In teracalories)
Evolución de la Producción e Importaciones de Gas Natural, 1990-2009
(En teracalorías)
1996199519941993199219911990 1997 1998 1999 2004 2001 2002 2003 2005 2006 20092007 20082004
Production Imports
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
Tcal

CHILEoportunidades
enenergía
24 25
• Mineral coal
Chile consumes over 39,946 teracalories of
mineral coal of which 90% is imported. Local
production has been declining and, between
1991 and 2009, showed a drop of around
76%.
The main coal users are electricity generators
which account for 86% of imports. Domestic
supply is led by the state-owned Empresa
Nacional del Carbón (ENACAR) which, through
its operations in Lebu, markets the output
of small and micro-producers in the Biobío
Region to industrial users.
• Carbón Mineral
Chile consume más de 39.946 teracalorías de
carbónmineral,delascualesel90%corresponde
a importaciones. La producción local ha decaído
y, entre 1991 y 2009, registró una reducción
cercana al 76%.
Los principales consumidores de carbón son las
generadoras de energía eléctrica, responsables
del 86% de las importaciones. La producción
nacional es encabezada por la estatal Empresa
NacionaldelCarbón(ENACAR)que,atravésdesus
operaciones en Lebu, comercializa la producción
de la pequeña y micro minería de la Región del
Bío-Bío entre consumidores industriales.
Coal Production and Imports, 1990-2009
(In teracalories)
Evolución de la Producción e Importaciones de Carbón, 1990-2009
(En teracalorías)
1996199519941993199219911990 1997 1998 1999 2004 2001 2002 2003 2005 2006 20092007 20082004
Production Imports
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
Tcal

CHILEoportunidades
enenergía
26 27“Several factors explain our decision to
invest in Chile: the nature of the assets
available in the infrastructure sector, the
stability of the regulatory framework
in its respect for the owner of assets,
the stability of the political system, the
integrity and work ethic of Chileans and
the rule of law.”
“Pesan varios factores sobre nuestra
decisión de invertir capital en Chile:
la naturaleza de los activos que
pueden adquirirse en el sector de
infraestructura, la estabilidad del marco
regulatorio en su respeto al dueño de
los activos, la estabilidad del sistema
político, la integridad y ética laboral de
los chilenos y la existencia del Estado de
Derecho”.
Jeffrey Blinder
Senior Managing Partner.
Brookfield Asset Management Inc.
Institutional structure: regulation and the environment
Estructura institucional: regulaciones y medioambiente
A number of institutions play a role in
regulating and supervising the energy sector:
En la rectoría, regulación y fiscalización del
sector energético, participan diversos actores
institucionales:
•Energy Ministry (www.minenergia.cl). The maximum body for supporting the President of the
Republic in governing and managing the energy sector, it is responsible for drawing up and coordinating plans,
policies and norms for the sector’s proper operation and development, ensuring compliance with these plans,
policies and norms, and advising the government on all matters related to energy.
•Ministerio de Energía (www.minenergia.cl). El organismo superior que apoya al Presidente de la
República en las funciones de gobierno y administración del sector energético. Debe elaborar y coordinar los
planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y
asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía.
•National Energy Commission (CNE) (www.cne.cl). A decentralized public service, it is responsible
for analyzing the prices, tariffs and technical norms to which companies producing, generating, transporting and
distributing energy must adhere in order to ensure a sufficient, secure and high-quality service compatible with
lowest-cost operation.
•La Comisión Nacional de Energía (CNE) (www.cne.cl). Servicio público descentralizado
encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción,
generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio suficiente, seguro y de
calidad, compatible con la operación más económica.
•Mining Ministry (www.minmineria.gob.cl). This Ministry has powers in the definition of policies,
plans and norms relating to hydrocarbons, nuclear energy and geothermal energy.
•Ministerio de Minería (www.minmineria.gob.cl). Este ministerio posee competencias en la
definición de políticas, planes y normas en materia de hidrocarburos, energía nuclear y geotermia.
•Electricity and Fuels Superintendency (SEC) (www.sec.cl). A decentralized public service, it is
responsible for inspecting and supervising compliance with norms on liquid fuels, gas and electricity.
•SuperintendenciadeElectricidadyCombustibles(SEC)(www.sec.cl).Esunserviciopúblico
descentralizado, cuya función es fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las normas sobre combustibles
líquidos, gas y electricidad.
•Chilean Nuclear Energy Commission (CCHEN) (www.cchen.cl). A decentralized public
service, it is responsible for the development of nuclear science and technology as well as for the production,
acquisition, transfer, transport and pacific use of atomic energy.
•Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) (www.cchen.cl). Es un servicio público
descentralizado, responsable del desarrollo de la ciencia y la tecnología nuclear. Se ocupa de la producción,
adquisición, transferencia, transporte y uso pacífico de la energía atómica.

CHILEoportunidades
enenergía
28 29
Regulatory framework
• Generation
The regulatory model for the generation
segment is based on the principle that
investments are the result of private
initiatives undertaken in response to the
economic signals provided by the market. In
line with this, reference prices are set twice a
year and are adjusted through index-linking.
Under the regulation in force, concessions
or special permits are not required for the
installation of generating units or their
ancillary infrastructure and they must
only obtain the authorizations required for
any industrial installation, including the
corresponding environmental permits, and
comply with the Technical Safety and Service
Quality Norm (NTSyCS) for their connection
to the grid.
• Transmission
Transmission infrastructure is divided into
three categories: the trunk system, which is
of common use; subtransmission systems,
which supply distribution concession areas;
and, the so-called additional systems, which
supply only a few clients not subject to price
regulation.
Transmission infrastructure may, but not
necessarily, take the form of a concession.
In the former case, all the administrative
formalities required to bring it on line are
facilitated. By decree, trunk transmission
companies are responsible for expansions
of their infrastructure and must tender its
construction to companies qualified under
mechanisms that are open and can be audited
by the SEC.
Marco regulatorio
• Generación
El modelo regulatorio del segmento de
generación del sector eléctrico se basa en el
principio de que las inversiones nacen a partir
de la iniciativa de privados como respuesta a
las señales económicas que entrega el mercado.
Acordeaesto,lospreciosdereferenciadelsector
son fijados dos veces al año y se actualizan vía
indexaciones. La normativa vigente no exige
una concesión ni un permiso especial para
la instalación de unidades de generación ni
de sus obras anexas, sólo deben obtener las
autorizaciones a las que está sujeta cualquier
instalación industrial, incluidos los permisos
ambientales correspondientes y cumplir con las
exigencias de la Norma Técnica de Seguridad y
Calidad de Servicio (NTSy CS) para su conexión
a la Red.
• Transmisión
La infraestructura para la transmisión se divide
en tres categorías: las que conforman el Sistema
Troncal, o de uso común; las que conforman los
sistemas de Subtransmisión, que abastecen las
zonas de distribución; y las que constituyen los
llamadossistemasadicionales,deusorestringido
al servicio de pocos clientes no sometidos a
regulación de precios.
Las instalaciones de transmisión pueden ser
concesionadas o no. En el primer caso, se
facilita todas las tramitaciones administrativas
requeridas para su puesta en servicio. Las
empresas de transmisión en el sistema troncal
son, por decreto, responsables de realizar
las obras de ampliación, debiendo licitar la
construcción de las obras a empresas calificadas
a través de mecanismos abiertos y auditables
por la SEC.
• Distribución
Las instalaciones de distribución eléctrica
pueden ser establecidas, operadas y explotadas
sólo mediante una Concesión de Servicio
Público. Esta puede ser provisional o definitiva
y se solicita a la SEC o al Ministerio de Energía,
respectivamente. No obstante, las operaciones
de servicio público, como el alumbrado público,
no requieren una solicitud de concesión.
• Hidrocarburos
El modelo regulatorio del sector de los
hidrocarburos se sostiene sobre la propia
Constitución Política de Chile, que pone en
dominio exclusivo del Estado su propiedad. Se
puede obtener concesiones para la exploración
y explotación de depósitos de carbón, pero los
hidrocarburos líquidos y gaseosos deben ser
explotados directamente por el Estado o sus
empresas por medio de Contratos Especiales
de Operación Petrolera (CEOP) con firmas
privadas. La regulación establece libertad de
emprendimiento en refinación, distribución,
comercialización, almacenamiento y transporte.
• Gas de red
Eltransporteydistribucióndegasderedrequieren
una concesión, la que exige la continuidad de
suministro. Las empresas tienen la obligación
de dar acceso abierto a su capacidad remanente
disponible pero son libres para elegir sus tarifas.
Normas medioambientales
La herramienta reguladora básica para el
desarrollo sustentable de los proyectos
energéticoseselSistemadeEvaluacióndeImpacto
Ambiental(SEIA).Laleychilenaestablecequetodos
los proyectos de inversión y/o las modificaciones
de consideración de éstos, deben someterse a un
proceso de evaluación respecto de sus impactos y
cumplir con las normas ambientales. De obtener
una Resolución de Calificación Ambiental, podrán
implementarelproyectosujetoalascondicionesque
• Distribution
Distribution infrastructure can be installed,
operated and exploited only under a Public
Service Concession. This may be provisional
or definitive and is granted by the SEC or the
Energy Ministry, respectively. However, public
service activities, such as street lighting, do
not require a concession.
• Hydrocarbons
The regulatory model for the hydrocarbons
sector has its root in Chile’s political
constitution which reserves their ownership
to the State. Concessions may be awarded
for the exploration and/or exploitation
of coal deposits but liquid and gaseous
hydrocarbons must be exploited directly
by the State or state-owned companies or
through Special Operating Contracts (CEOPs)
awarded to private companies. The refining,
distribution, marketing, storage and transport
of hydrocarbons are not, however, subject to
restrictions.
• Gas distribution networks
Gas transport and distribution networks,
however, require a concession that stipulates
supply continuity. Companies are, moreover,
obliged to provide open access to their spare
capacity but are free to set their tariffs.
Environmental regulation
The basic regulatory tool for the sustainable
development of energy projects in Chile is
the Environmental Impact Evaluation System
(SEIA). Under Chilean law, all investment
projects and/or their significant modification
must submit to a process of evaluation
of their impacts and compliance with
environmentalnorms.Onobtainingafavorable
Environmental Qualification Resolution (RCA),
they may implement the project subject to

CHILEoportunidades
enenergía
30 31
the conditions it establishes.
The following types of energy projects are
subject to evaluation of their environmental
impact:
dicharesoluciónestablezca.
Se deben someter a evaluación de impacto
ambiental los siguientes tipos de proyectos del
sector de energía:
High-voltage transmission lines and their substations.
Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones.
Generating plants with a capacity of more than 3 MW.
Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW.
Nuclear reactors and installations and their related facilities.
Reactores y establecimientos nucleares e instalaciones relacionadas.
Fuel port terminals.
Terminales marítimos de combustibles.
Mining exploration and exploitation projects including coal, oil and gas.
Proyectos de desarrollo minero incluidos carbón, petróleo y gas, tanto prospecciones como explotaciones.
Oil, gas, mining and other similar pipelines.
Oleoductos, gasoductos, ductos mineros u otros análogos.
Habitual production, storage, transport, disposal or reuse of toxic, explosive, radioactive, inflammable, corrosive
or reactive substances.
Producción, almacenamiento, transporte, disposición o reutilización habituales de sustancias tóxicas, explosi-
vas, radioactivas, inflamables, corrosivas o reactivas.
Projects, programs or activities in national parks or reserves, virgin areas, nature sanctuaries, marine parks or
other officially protected areas, if permitted under the law.
Ejecución de obras, programas o actividades en parques nacionales, reservas, monumentos, zonas vírgenes,
santuarios de la naturaleza, parques marinos u otras áreas protegidas oficialmente si la legislación lo permite.
Chile ha suscrito la mayoría de los protocolos y
acuerdos internacionales que buscan proteger al
medio ambiente. Estos incluyen la Convención
Marco de Naciones Unidas para el Cambio
Climático y el Protocolo de Kyoto.
Chile has signed most international protocols
and agreements on protection of the
environment.TheseincludetheUNFramework
Convention on Climate Change and the Kyoto
Protocol.

CHILEoportunidades
enenergía
32 33
Alternative Renewable Energy (ARE)
Energías Renovables No Convencionales (ERNC)
Renewable energy is defined as energy
obtained from natural sources that are
inexhaustible over a human timescale, are
not fossil fuels or have the capacity for
replenishment. Specifically, it comprises
hydraulic, eolic, solar, ocean and geothermal
energy and that generated from biomass.
Chile has long experience in the use of these
sources,principallyasregardshydroelectricity
and, to a lesser extent, biomass.
Another group of renewable sources, known
as Alternative Renewable Energies (AREs),
corresponds to sources or combinations
of sources and technologies that are not
yet widely used in Chile. These are also
known internationally as “new energy
sources” and, in general, have significantly
less environmental impact than traditional
sources for generating electricity.
In Chile, Law Nº 20.257 defined ARE projects
as those having an installed capacity of up
to 40 MW. This definition excludes large
hydroelectric projects which, although using
a renewable source, are also conventional
projects.
Looking to the future
Chile’s goal today is to diversify its sources
of energy supply in the medium to long
term. Under this strategy, it is seeking to
achieve a certain level of independence,
developing domestic sources and, in line
with international trends, fostering the use of
clean energies.
Las fuentes de energía renovable se definen
como aquellas obtenidas de fuentes naturales
inagotables a la escala de tiempo humana, no
fósiles, o con capacidad de regenerarse. Se
trata puntualmente de la energía hidráulica,
eólica, solar, marítima, geotérmica y de biomasa.
Chile tiene una larga experiencia en el uso
de estas energías para generación eléctrica,
fundamentalmente la hidráulica y, en menor
medida, la biomasa.
Existe otro conjunto de fuentes renovables
denominadas Energías Renovables No
Convencionales (ERNC), las que corresponden a
aquellas fuentes o combinaciones de fuentes de
energía y de tecnología, no extendidas en el país.
Éstas coinciden con las que internacionalmente
suelen denominarse “nuevas fuentes de energía”,
la mayoría de las cuales tienen impactos
ambientales considerablemente menores que
las formas tradicionales de generación eléctrica.
En Chile, la Ley 20.257 estableció como ERNC
a los proyectos de hasta 40 MW de capacidad
instalada. La definición anterior excluye los
grandes proyectos hidroeléctricos, los que si
bien corresponden a fuentes renovables, son a la
vez proyectos convencionales.
Mirada de futuro
Hoy Chile tiene como meta diversificar sus
fuentes de suministro energético en el mediano
a largo plazo. Acorde a esta estrategia, el
país busca lograr un nivel de independencia,
desarrollando fuentes nacionales y, acorde la
tendencia internacional, fomentando el uso de
energías limpias.
“It will depend on how prices evolve
but the potential for investment in
solar energy is, in principle, almost
unlimited or, rather, it will be capped
by the capacity of the electricity
system to absorb the energy.
Obviously, this growth will take place
gradually over the next decade.”
“Habrá que ver cómo evolucionan los
precios, pero a priori el potencial de la
inversión solar es casi ilimitado, o más
bien, la limitación vendrá dada por
la capacidad de acogida de energía
por parte del sistema eléctrico de
Chile. Y obviamente este crecimiento
será progresivo durante la próxima
década”.
Jon Segovia
Managing partner.
Solarpack.

CHILEoportunidades
enenergía
34 35
Regulatory improvements to eliminate barriers to ARE projects and foster their integration into energy markets.
Perfeccionamiento de los marcos regulatorios para eliminar las barreras a los proyectos de ERNC y fomentar su
integración en los mercados energéticos.
Development of instruments to promote and support investment in AREs.
Desarrollo de instrumentos para promover y apoyar la inversión en ERNC.
Provision of information for investors (such as data on the potential of renewable sources and implementation
and environmental evaluation manuals).
Levantamiento de información para los inversionistas (como información sobre potenciales fuentes renovables
y guías de implementación y de evaluación ambiental).
To this end, it needs to continue advancing in
the following lines of work:
In recent years, the conditions for the
development of AREs in Chile have improved
significantly and this is reflected in the
growing interest of local and overseas
investors in projects of this type. Some
projects, using wind energy and biogas, have
already started operations in the SIC as well
as small hydroelectric and biomass plants.
Installed capacity
At present, 63% of Chile’s installed capacity
is thermal while conventional hydroelectric
plants account for 33.4% and the remainder
uses alternative renewable sources. These
comprise principally biomass plants, some
small hydroelectric plants and wind farms.
Projects under development
Between 2007 and 2010, at least 30 ARE
projects started operation, with particularly
marked progress in the case of wind farms
of which 175 MW have so far been installed
in the SIC. A further 26 projects are currently
seeking environmental approval and would
represent an additional 800 MW.
Para tal efecto, se requiere avanzar en las
siguientes líneas de trabajo:
En los últimos años, las condiciones para el
desarrollo de las ERNC en Chile han mejorado
significativamente, lo que se está traduciendo
en un creciente interés de inversionistas
nacionales y extranjeros en el desarrollo de
proyectos de este tipo. Algunos proyectos
que utilizan energía eólica y biogás ya se han
puesto en marcha en el SIC, así como centrales
hidroeléctricas pequeñas y de biomasa.
Capacidad instalada
Actualmente, el 63% de la capacidad de
generación instalada en Chile corresponde
a plantas térmicas, mientras que la energía
hidráulica convencional alcanza a 33,4%.
El resto corresponde a fuentes renovables
alternativas, que incluyen principalmente
centrales de biomasa, hidroeléctricas pequeñas
y parques eólicos.
Proyectos en desarrollo
Entre los años 2007 y 2010, han entrado en
operación al menos 30 proyectos de ERNC,
con un avance evidente en el caso de los
parques eólicos, que a la fecha totalizan 175
MW de capacidad instalada en el SIC. Unos 26
proyectos ERNC se encuentran en calificación
y, una vez aprobados, sumarían 800 MW
adicionales.
Source: Energy Ministry (www.minenergia.cl) based on information from National Energy Commission (www.cne.cl).
* For generator’s own consumption.
Installed Capacity of ARE Plants Larger than 1.5 MW (As of December 2010)
CapacidadinstaladadegeneracióneléctricadeERNCparasistemaseléctricosmayoresa1,5MW(Adiciembrede2010).
ARE 21.0 2.3 509.0 14.9 547.2
Biomass 206.5 206.5
Eolic 2.0 2.34* 160.5 164.8
ARE Hydro 19.0 142.0 14.9 175.9
Conventional Hydro 5,199.8 5,199.8
Hydroelectricity 5,199.8 5,199.8
Thermoelectricity 28.0 89.1 6,125.8 3,559.9 9,802.8
Thermoelectricity 28.0 89.1 6,125.8 3,559.9 9,802.8
Total 49.0 91.4 11,834.6 3,574.9 15,549.8
Aysén Magallanes SIC SING Total
Net capacity (MW)
NewARECapacity,2007-2010
CentralesERNCqueentraronenoperación,2007-2010
Loma Los Colorados KDM Energía y Servicios S.A. Biogas PMGD 2 2
Constitución Energía Verde S.A. Biomass 11.05 2.35
Laja Energía Verde S.A. Biomass 12.69 3.99
Escuadrón (Ex Fpc) Eléctrica Nueva Energía Biomass 15 15
Nueva Aldea III Celulosa Arauco y Constitución S.A. Biomass 37 12
Canela 1 Central Eólica Canela S.A. Eolic 18.2 18.2
Canela 2 Central Eólica Canela S.A. Eolic 60 60
Cristoro Cristalerías Toro S.A.C.I Eolic PMGD 3.5 3.5
Totoral NORVIND S.A. Eolic 46 46
Monte Redondo Wind Farm Eolica Monte Redondo S.A. Eolic 38 38
El Rincón Sociedad del Canal de Maipo Hydro PMGD 0.28 0.28
Puclaro Hidroelectrica Puclaro S.A. Hydro PMGD 5.6 5.6
El Manzano Hidroelectrica El Manzano S.A. Hydro 4.85 4.85
Lircay Hidromaule S.A. Hydro 19 19
Coya U5 Hidroelectrica Cachapoal S.A. Hydro 11 11
Chiburgo Colbún S.A. Hydro 19.4 19.4
Truful - Truful HIDROELEC S.A. Hydro PMGD 0.414 0.414
Ojos de Agua ENDESA ECO S.A. Hydro 9 9
Palmucho ENDESA Hydro 32 (1) 32 (1)
El Tártaro wenke y CIA Limitada Hydro 0.13 0.13
Guayácan Hydroelectric Plant Energía Coyanco S.A. Hydro 12 12
La Paloma Hidropaloma S.A. Hydro PMGD 4.5 4.5
Trueno Hidroelectrica Trueno S.A. Hydro 5.68 5.68
Los Corrales SGA Hydro PMGD 0.8 0.8
Alto Hospicio Enernuevas S.A. Hydro PMGD 1.1 1.1
Toro 2 Enernuevas S.A. Hydro PMGD 1.1 1.1
Hidroelectrica Dongo SPA Inversiones Navitas Holdings Hydro 6 6
Mariposas hydroelectric plant Hidroelectrica Rio Lircay Hydro 6.3 6.3
San Clemente plant Colbún S.A. Hydro 5.9 5.9
Doña Hilda Ganadera y Forestal Carran Ltda. Hydro PMGD 0.525 0.525
Maximum
installed
capacity
(MW)
Recognized
capacity
(MW)
Primary
energy
source
Project TypeCompany
Source: CDEC-SIC Survey of Means of Generation Law N° 20.257, Energy Ministry (www.minenergia.cl).
(1) Real maximum potential, hydro plant of more than 20 MW; in ARE figures, a factor of 0.4 is applied to injections from this plant.

CHILE
oportunidades
enenergía
36 37
Generating potential
Chilehasgreatpotentialnotonlyforproducing
electricity in conventional hydroelectric
plants, but also for the development of
ARE sources. The increase in international
fuel costs and domestic electricity prices,
together with the maturing of different
technologies, mean favorable conditions for
the development of ARE projects. The ample
opportunities available include mini-hydro,
geothermal, biofuel and eolic initiatives, the
use of solar thermal energy to heat water
and, in the medium term, solar photovoltaic
and thermoelectric projects.
Potencial de generación
Chile no sólo cuenta con un gran potencial
para generar electricidad en centrales
hidroeléctricas convencionales, dispone
también de muchas posibilidades para el
desarrollo de ERNC. El alza de los costos
de los combustibles en los mercados
internacionales y de los precios internos
de electricidad, junto con la maduración
tecnológica de diversas tecnologías,
confluyen en un escenario favorable para los
proyectos ERNC. Las amplias oportunidades
disponibles incluyen iniciativas en mini
hidro, geotermia, biocombustibles, energía
eólica, el uso de energía térmica solar para
calentamiento de agua y, en el mediano
plazo, proyectos de energía solar fotovoltaica
y solar termoeléctrica.
Sources: (1) Studies of potential of irrigation infrastructure 2007-2010, CNE/CNR/MINENERGIA.
(2) A. Lahsen, 1986 (Universidad de Chile).
(3) Modeling of solar and eolic resources in the north of Chile, DGF/CNE.
(4) Studies of Potential: Biogas, Forestry Biomass, Wood Waste, MINENERGIA.
(5) Study “Irradiancia Solar en Territorios de la República de Chile”, CNE/PNUD/UTFSM.
PotentialARECapacity(Bysource)
PotencialesdeERNCenMW(Porfuente)
Hydro ARE Tens of thousands of MW
Geothermal Tens of thousands of MW
Eolic Tens of thousands of MW
Biomass Thousands of MW
Biogas Thousands of MW
Solar HundredsofthousandsofMW
1,400
16,000
30,000
2,800
1,600
470
5.5 million m3/solids
excluding bark
400
300,000
Gross theoretical potential
associated to agricultural irrigation
infrastructure (1)
Theoretical potential (2)
Far north
Coquimbo Region
Atacama Region (3)
Forestry industry waste
Wood industry (4)
(4)
Far north (5)
Order of magnitude Theoretical potential identified (MW)

CHILE
oportunidades
enenergía
38 39
Investment opportunities/Oportunidades de inversión
Recommended projects
On the basis of its projections for electricity
demand through to 2020, the National Energy
Commission (CNE) recommends dates for the
entry of new generation and transmission
projects located principally in central and
northern Chile. These recommendations take
into account the aim of energy diversification
as well as the country’s power needs.
Proyectos recomendados
Acorde a las proyecciones de la demanda
hacia el año 2020, la Comisión Nacional de
Energía (CNE) recomienda un cronograma de
entrada en vigencia de obras de generación y
transmisión concentrado en la zona centro-
norte. Su ejercicio de planificación de los
sistemas eléctricos considera los objetivos de
diversificación energética y las necesidades
de generación del país.
ProjectedenergydemandinSIC,2010-2020(InGWh)
ProyeccióndeconsumodeenergíaSIC,2010-2020(PorGWh)
System 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
SIC Norte 4,793 5,380 5,816 6,582 7,523 8,390 9,207 9,778 10,450 11,168 11,939
SIC Centro 23,716 25,150 26,685 28,085 29,407 30,848 32,396 34,238 36,037 37,923 39,898
SIC Itahue 3,392 3,510 3,734 3,923 4,155 4,393 4,626 4,876 5,142 5,422 5,715
SIC Concepción 3,026 3,573 3,861 4,037 4,159 4,302 4,504 4,729 4,997 5,279 5,575
SIC SUR 2,743 2,792 2,908 2,999 3,093 3,201 3,343 3,507 3,700 3,904 4,118
SIC Austral 2,916 3,122 3,329 3,546 3,773 4,014 4,274 4,550 4,842 5,155 5,491
Total 40,587 43,528 46,332 49,181 52,110 55,149 58,349 61,679 65,168 68,850 72,737
ProjectedenergydemandinSIC,2010-2020(Inpercentage)
ProyeccióndeconsumodeenergíaSIC,2010-2020(Porporcentaje)
System 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
SIC Norte 10.9% 12.2% 8.1% 13.2% 14.3% 11.5% 9.7% 6.2% 6.9% 6.9% 6.9%
SIC Centro 7.1% 6.0% 6.1% 5.2% 4.7% 4.9% 5.0% 5.7% 5.3% 5.2% 5.2%
SIC Itahue -2.9% 3.5% 6.4% 5.3% 5.7% 5.7% 5.3% 5.4% 5.5% 5.4% 5.4%
SIC Concepción -5.4% 18.1% 8.1% 4.6% 3.0% 3.5% 4.7% 5.0% 5.7% 5.6% 5.6%
SIC SUR -0.7% 1.8% 4.2% 3.1% 3.1% 3.5% 4.4% 4.9% 5.5% 5.5% 5.5%
SIC Austral 1.5% 7.1% 6.6% 6.5% 6.4% 6.4% 6.5% 6.4% 6.4% 6.5% 6.5%
Total 4.6% 7.2% 6.4% 6.1% 6.1% 5.8% 5.8% 5.7% 5.7% 5.7% 5.6%
“We see enormous potential for
the development of geothermal
energy in Chile, given its
attractive geological conditions,
with some 360 volcanoes, and an
estimated generating potential of
between 3,000 and 16,000 MWe.”
“Vemos un enorme potencial
en el desarrollo de la energía
geotérmica en Chile, que se basa
en la atractiva configuración
geológica del país ante la
presencia de unos 360 volcanes
y un estimado de potencial de
generación que oscila entre 3.000
a 16.000 MWe”.
Peter Barnett
Managing Director.
Hot Rock Ltd.

CHILE
oportunidades
enenergía
40 41
The CNE’s recommendations envisage the
development of 59 generation projects in the
SIC and the SING between 2012 and 2022 -
which, in the case of the SIC, would total 6,310
MW - and 12 transmission projects between
2012 and 2017 for a total of 9,820 MVA.
Los proyectos recomendados por la CNE
incorporan 59 obras de generación en el SIC
y el SING entre 2012 y 2022 -que, en el caso
del SIC, totalizarían 6.310 MW de potencia en
el sistema central- y 12 obras de transmisión
entre 2012 y 2017, por un total de 9.820 MVA.
RecommendedGenerationProjectsinSIC,2012-2017(Bystart-update)
InstalacionesrecomendadasdegeneraciónSIC,2012-2017(Pormesdeinicio)
Sep 2012 Wind farm, Region IV 01 50
Dec 2012 Hydroelectric plant, Region VI 01 40
Jan 2013 Forestry waste plant, Region VIII 01 8
Apr 2013 Hydroelectric plant, Region III 01 4.3
Apr 2013 Wind farm, Concepción 01 50
Jul 2013 Forestry waste plant, Region VII 01 10
Sep 2013 Hydroelectric plant, Region VII 01 30
Mar 2014 Hydroelectric plant, Region VIII 01 20
Apr 2014 Hydroelectric plant, Region VIII 02 136
Jul 2014 Hydroelectric plant, Region VII 02 20
Jul 2014 Wind farm, Region IV 02 50
Apr 2015 Hydroelectric plant, Region VIII 03 20
Jan 2016 Hydroelectric plant, Santiago Region 01 256
Jan 2016 Wind farm, Concepción 02 50
Jan 2016 Geothermal plant, Calabozo 01 40
Mar 2016 Geothermal plant, Chillán 01 40
Mar 2016 Forestry waste plant, Region VIII 02 9
Jul 2016 Hydroelectric plant, Santiago Region 02 275
Apr 2017 Coal plant, Region VIII 01 343
Dec 2017 Wind farm, Region IV 03 50
Dec 2017 Geothermal plant, Calabozo 02 40
Jul 2018 Quintero CC FA LNG 35
Jul 2018 Quintero CC LNG 350
Jul 2018 Wind farm, Concepción 03 50
Aug 2018 Wind farm, Region IV 05 50
Sep 2018 Forestry waste plant, Region VII 03 15
Oct 2018 Geothermal plant, Potrerillos 01 40
Oct 2018 Forestry waste plant, Region VII 02 10
Dec 2018 Wind farm, Concepción 04 50
Mar 2019 Wind farm, Region IV 04 50
Aug 2019 Coal plant, Maitencillo 01 342
Oct 2019 Hydroelectric plant, Region VII 03 20
Oct 2019 Geothermal plant, Calabozo 03 40
Nov 2019 Coal plant, Pan de Azúcar 04 135
Dec 2019 Wind farm, Region IV 06 50
Aug 2020 Module 01 660
Oct 2020 Wind farm, Concepción 05 50
Sep 2021 Coal plant, Maitencillo 02 342
Oct 2021 Hydroelectric plant, Region VIII 04 20
Nov 2021 Geothermal plant, Potrerillos 02 40
Dec 2021 Module 02 500
Start-up date
Month Year
Capacity MWProject
RecommendedGenerationProjectsinSIC,2012-2017(Bystart-update)
InstalacionesrecomendadasdegeneraciónSIC,2012-2017(Pormesdeinicio)
Sep 2012 Ancoa-Colbún Line (220 kV) 910
Jul 2014 Lo Aguirre Sectioning Substation: stage 1
Aug 2015 Lo Aguirre-Cerro Navia Line (2x220 kV): capacity increase 1,800
Jul 2016 Diego de Almagro-Cardones Line (2x220 kV): first circuit 290
Jul 2016 Cardones-Maitencillo Line (2x500 kV) 1,500
Jul 2016 Maitencillo-Pan de Azúcar Line (2x500 kV) 1,500
Jul 2016 Pan de Azúcar-Polpaico Line (2x500 kV) 1,500
Jul 2016 Charrúa-Ancoa Line (2x500 kV): first circuit 1,300
Jan 2016 Ancoa-Itahue Line (1x220 kV) 400
Apr 2016 Lo Aguirre Sectioning Substation: stage 2
Jan 2017 Cautín-Ciruelos Line (2x220 kV II) 330
Jan 2017 Ciruelos-Pichirropulli Line (2x220 kV) 290
Start-up date
Month Year
Capacity MWAProject
RecommendedGenerationProjectsinSING,2013-2022(Bystart-update)
InstalacionesrecomendadasdegeneraciónSING,2013-2022(Pormesdeinicio)
Sep 2013 Wind farm, SING I 100 Eolic Lagunas 220 2,300
May 2016 Geothermal plant, Polloquere 01 40 Geothermal Chapiquiña 066 3,550
Jan 2017 Wind farm, SING II 40 Eolic Crucero 220 2,300
Mar 2017 Tarapacá I 200 Coal Tarapacá 220 2,350
Oct 2017 Tarapacá II 200 Coal Tarapacá 220 2,350
Aug 2018 Mejillones I 200 Coal Chacaya 220 2,350
Jan 2019 Geothermal plant, Pampa Lirima 01 40 Geothermal Cerro Colorado 110 3,550
May 2019 Mejillones II 200 Coal Chacaya 220 2,350
Nov 2019 Geothermal plant, Puchuldiza 01 40 Geothermal Cerro Colorado 110 3,550
Jan 2020 Mejillones III 200 Coal Chacaya 220 2,350
Jan 2020 Geothermal plant, Apacheta 01 40 Geothermal Calama 110 3,550
Jul 2020 Wind farm, SING III 50 Eolic Laberinto 220 2,300
Sep 2020 Mejillones IV 200 Coal Chacaya 220 2,350
Jan 2021 Geothermal plant, Irruputunco 40 Geothermal Collahuasi 220 3,550
Jan 2021 Geothermal plant, Puchuldiza 02 40 Geothermal Cerro Colorado 110 3,550
Mar 2021 Wind farm, SING IV 50 Eolic Laberinto 220 2,300
Apr 2021 Tarapacá III 200 Coal Tarapacá 220 2,350
Jan 2022 Geothermal plant, Apacheta 02 40 Geothermal Calama 110 3,550
SING
connection
Unit
investment
cost
(US$/kW)
Net
Capacity
MW
Start-up date TypeProject

CHILE
oportunidades
enenergía
42 43
además de 900 empleos directos y cerca de
1.200empleosindirectosenetapadeoperación.
Potencial geotérmico
Chile se ubica en el llamado Cordón de Fuego
del Pacífico y más de 300 puntos de actividad
volcánicahansidolocalizadosenáreascercanas
a la Cordillera de los Andes. De acuerdo con
estimaciones teóricas, su capacidad geotérmica
brutaalcanzaríalos16.000MW.Enlaactualidad
no existen plantas geotermales operando,
sin embargo ya son varias las compañías que
avanzan en proyectos de este tipo. La meta es
comenzar la generación en 2014.
Trámites necesarios
Actualmente existen dos vías para obtener una
concesión de energía geotérmica, sea para un
proyecto de exploración como de explotación:
Eolic agenda: joint efforts
At the end of 2010, as part of its efforts to
contribute to meeting emissions reduction
targets, the Energy Ministry signed a
Framework Collaboration Agreement with
the Ministry for Fiscal Properties to promote
opportunities in wind energy. Under this
Agreement, a survey was carried out to
identify fiscal properties suitable for projects
of this type and those with high potential
were earmarked for the purpose.
The two Ministries went on to launch a public
tender for the installation of wind farms on
two of these properties. The first stage of
this tender was completed in July 2011 and
another similar tender is scheduled for the
second half of the year.
Geothermal agenda: national priority
Given Chile’s natural characteristics,
geothermal energy is a particularly important
ARE source with high potential. Its great
advantages are its immunity to climatic
variations, a high load factor (95%) and a
marginal cost that is close to zero.
A very low level of CO2 emissions per MWh
also makes it one of the world’s cleanest
sources of electricity. Indeed, as compared
to an equivalent amount of electricity
generated from fossil fuels, it represents a
95% reduction in emissions of greenhouse
gases. Moreover, the fluid extracted does not
produce residues because it is injected back
into the earth.
Chile offers excellent prospects for the
development of this source. In addition,
according to estimates by the California
Energy Commission, the installation of 500
MW of geothermal generating capacity
means on average some 2,000 new jobs
during the construction phase and, during the
Agenda eólica: trabajo conjunto
A fines de 2010, y como parte de sus esfuerzos
para contribuir a las metas de reducción
de emisiones contaminantes, el Ministerio
de Energía suscribió un Convenio Marco de
Colaboración con el Ministerio de Bienes
Nacionales para la promoción de oportunidades
en energía eólica. Como parte del acuerdo, se
realizó un catastro para identificar terrenos
fiscales aptos para este tipo de proyectos,
reservándose especialmente para la generación
energética por su alto potencial.
Como resultado, ambas carteras convocaron
a una licitación pública de dos terrenos para
emplazar dos subestaciones eólicas. La primera
etapa de este proceso finalizó en julio de 2011,
y otra licitación similar estaba programada para
el segundo semestre del año.
Agenda geotérmica: prioridad nacional
Consideradas las características naturales de
Chile, la geotermia es una de la ERNC con más
alto potencial en el país. Sus grandes ventajas
están en que no es susceptible a las variaciones
climáticas, posee un alto factor de planta (95%),
y su costo marginal es cercano a cero.
Asimismo, sus bajas emisiones de CO2 por
MW/hora generada la convierten en una de las
fuentes de electricidad menos contaminantes
del mundo. En efecto, por cada watt-hora de
energía fósil que se reemplace por un watt-
hora de energía geotérmica, se reduce en un
95% la contribución al efecto invernadero. El
fluido extraído tampoco produce residuos, ya
que es re inyectado dentro de la tierra.
Chile posee muy buenas perspectivas para
el amplio desarrollo de esta fuente. Según
estimaciones de la Comisión de Energía de
California, por cada 500 MW instalados de
energía geotérmica, se producen en promedio
2 mil empleos en la etapa de construcción,
operational stage, creates 900 direct jobs as
well as around 1,200 indirectly.
Geothermal potential
Chile is located in the so-called Pacific Rim
of Fire and over 300 points of significant
volcanic activity have been identified in the
area of the Andes Mountains. According to
theoretical estimates, its gross geothermal
generating capacity reaches 16,000 MW.
At present, no geothermal plants are in
operation but a number of companies are
developing projects and the aim is to start
production in 2014.
Application procedures
There are, at present, two ways in which
a geothermal energy concession may
be obtained, either for exploration or
exploitation:
Source: Non-Conventional Renewable Division of the Ministry of Energy (www.minenergia.cl).
GeothermalPotential(InMW)
Potencialesgeotérmicos(EnMW)
Gross potential 16,000 MW
Estimated technical-economic potential 1,235-3,350 MW
Installed capacity for direct use 8.7 MW
1- Direct award
Applications should be presented to the Energy Ministry and must comply, both in their substance and the
form of their presentation, with the requirements set out in the law on Geothermal Energy Concessions.
1- Procedimiento de otorgamiento directo
Se inicia mediante la presentación de una solicitud de proyecto ante el Ministerio de Energía, que debe cumplir
con los requisitos formales y de fondo detallados en la ley sobre Concesiones de Energía Geotérmica.
2-Tender
A tender must be called by the Energy Ministry in the case of overlaps between direct applications or between
a direct application and any of the so-called Probable Sources of Geothermal Energy. The Ministry may also
call tenders in other cases.
2- Procedimiento de licitación
Debe ser convocado por el Ministerio de Energía cuando existe superposición entre solicitudes directas o entre
una de éstas y alguna de las denominadas Fuentes Probables de Energía Geotérmica. También el procedimiento
de licitación puede ser convocado de oficio por la autoridad Ministerial.

CHILE
oportunidades
enenergía
44 45
Incentivos financieros
La Corporación de Fomento de la Producción
(CORFO) ha implementado a la fecha diversos
instrumentos especialmente diseñados para
incentivar la inversión en energías renovables.
Estos incentivos se clasifican como:
Financial incentives
Chile’s Economic Development Agency
(CORFO) has implemented a number of
programs designed specifically to encourage
investment in renewable energies as set out
in the table below:
Una vez decidido el otorgamiento y/o
adjudicación, se confecciona el respectivo
decreto, sujeto al control preventivo de
legalidad a través del trámite de Toma de Razón
efectuado por la Contraloría General de la
República. Tras la publicación del decreto, entra
en vigencia la concesión.
Balance de solicitudes y concesiones
Para el año 2011, se espera que 56 concesiones
de exploración y 7 de explotación estén
vigentes en esta área. Estas se sumarán a las
16 áreas que fueron adjudicadas en el año
2009, totalizando una superficie de 630.800
hectáreas que significan un compromiso de
inversión en exploración en torno a los US$85
millones. Con este balance, las concesiones
otorgadas en Chile a la fecha son 83.
En cuanto a las solicitudes directas, ya están en
elaboraciónlosdecretosqueotorgarán16zonas
de exploración, cuya inversión comprometida
llega casi a los US$15 millones. Todas suman
en conjunto más de 500 mil hectáreas e irán
entrando en vigencia durante el año 2011, tras
su aprobación en 2010.
Subsidios e instrumentos de apoyo directo
Desde el año 2004 se están implementando
diversas líneas de acción, que involucran a
distintas agencias del gobierno, para fomentar
el desarrollo de proyectos de ERNC. Focalizadas
en sectores con gran potencial, éstas incluyen
instrumentos para promover la inversión
privada así como la entrega de información
para facilitar y guiar las decisiones de inversión.
El año 2008 se creó el “Programa de Apoyo al
Desarrollo de ERNC”, que complementa los
esfuerzos gubernamentales en la eliminación
de las barreras que limitan el desarrollo de este
sector.
Once a concession has been awarded
through either of these two processes, the
respective decree is drawn up and, subject to
authorization from the Comptroller General’s
Office, comes into force once it has been
published.
Concessions and applications
It is estimated that, in 2011, 56 geothermal
exploration concessions and seven
exploitation concessions will come into
force. This follows the concessions for 16
areas that were awarded in 2009, totaling
some 630,800 hectares and representing an
estimated investment of US$85 million in
exploration. This would take the total number
of concessions awarded to 83.
In the case of direct applications, decrees
for 16 exploration areas are currently being
drawn up, representing an investment of
almost US$15 million. In total, they comprise
over 500,000 hectares and will come into
force during 2011, following their approval in
2010.
Subsidies and direct support
Since 2004, different lines of action, involving
a number of government agencies, have been
implemented to foster the development of
ARE projects. Focusing on high-potential
sectors, they include instruments to promote
private investment accompanied by the
provision of information to facilitate and
guide investment decisions.
In 2008, the Program of Support for ARE
Development was launched to complement
government efforts to eliminate barriers that
limit the sector’s development.
FinancialIncentivesforInvestmentinARE
IncentivosfinancierosalainversiónenERNC
Pre-investment studies through
intermediate operator in the
Santiago Region
Estudios de preinversión mediante
operador intermediario en la Región
Metropolitana.
TodoChile Program: pre-
investment studies in rest of the
country
Programa TodoChile, estudios de
preinversión en el resto del país.
Subsidy for advanced-stage
studies (engineering, electrical
connection, environmental
impact, etc.)
Subsidio para estudios en etapa
avanzada (ingeniería, conexión
eléctrica, impacto ambiental, etc.).
Up to 50% of the cost of the
studies and 2% of the estimated
investment.
Aporte de hasta el 50% del costo de
los estudios y un 2% de la inversión
estimada.
studies and 2% of the estimated
investment. Projects must
commit investment of more
than US$400,000. In particular,
eolic prospection studies are
entitled to a maximum subsidy
of US$20,000 for monitoring and
US$30,000 for monitoring at
two points.
Beneficio que llega al 50% del
costo de los estudios y un 2% de la
inversión estimada. Los proyectos
deben comprometer inversiones
superiores a los US$400 mil.
Particularmente los estudios de
prospecciones eólicas tienen un
subsidio máximo de US$20 mil
para monitoreo y US$30 mil para
monitoreos en dos puntos.
studies. The proponent must
present evidence of access
to the energy source or the
property, its quantification and
technical and economic pre-
feasibility.
Financia hasta el 50% del costo de
los estudios. El proponente debe
presentar evidencia que acredite
el acceso al recurso energético
o la propiedad, su cuantificación
y la prefactibilidad técnica y
económica.
33 million pesos for each project
evaluated.
$33 millones de pesos por
proyecto
US$60,000 for each project
evaluated.
US$60 mil por proyecto evaluado.
5%oftheestimatedinvestment
with a limit of US$160,000 for
each project evaluated. In the
case of hydroelectric projects,
these must not exceed a
capacity of 20 MW.
Hasta el 5% de la inversión
estimada y sin sobrepasar los
US$160 mil de cofinanciamiento
por proyecto evaluado. Para el
caso de proyectos hidroeléctricos,
no deben superar los 20 MW de
potencia.
Pre-investmentphase/FasePreinversión
Incentive / Incentivos Financial support / Ayuda Financiera Upper limit / Tope
Source: Foreign Investment Committee based on information from CORFO (www.corfo.cl).

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