Chile

• Comportamiento tendencial: la capacidad renovable, sin contar la hidroeléctrica de gran tamaño, creció desde 6,1 GW en 2020 a 19 GW al cierre de diciembre de 2025 (aumentó aproximadamente 2 GW solo durante 2025). Las tecnologías solar fotovoltaica y eólica lideran esta expansión. Este crecimiento sostenido responde a políticas de Estado consistente con energías renovables, incluyendo las leyes de cuota de ERNC, los contratos de suministro con bloques horarios, los compromisos de descarbonización de grandes clientes mineros, el costo competitivo de las fuentes renovables, la implementación de la Ley N°21.505 de Almacenamiento y la Ley N°21.721 de Transición Energética, orientada a resolver los cuellos de botella en transmisión.

• Comportamiento interanual: la capacidad renovable no convencional creció desde 16.804 MW en enero de 2025 a 18.996 MW a fines de diciembre de 2025, un incremento del 13% en el año. Los mayores proyectos corresponden a las tecnologías solar fotovoltaica y eólica, con tamaños en torno a los 400 MW en ambos casos. La generación ERNC en diciembre de 2025 alcanzó 3.826 GWh, representando el 50,9% de la generación mensual del SEN (superando el 47% registrado en diciembre de 2024 de 3.451 GWh). La capacidad de sistemas de almacenamiento tipo BESS alcanzó una capacidad operativa relevante cercano a los 1.700 MW, con proyectos adicionales en construcción (6.596 MW) y otros con resolución ambiental aprobada (15.589 MW) (Acera 2026), señalando una expansión robusta del portafolio renovable con respaldo en flexibilidad.

• Comparación benchmark: el escenario de Progresión Sostenible de Transforma (2024) proyecta que Chile alcanzaría un 96% de generación renovable en 2030 con un aumento de 27,2 GW de capacidad ERNC. El ritmo de expansión observado es consistente con esta trayectoria: la capacidad instalada de energías renovables se incrementará 2,28 veces al 2030 (ó 3,07 veces excluyendo hidroeléctricas). Chile se ubica en la ruta correcta para cumplir la meta del GST de triplicar la capacidad instalada global.

La descarbonización del sector eléctrico avanza de la mano del crecimiento fotovoltaico y eólico, alcanzando una generación del 50,9% de la generación del SEN, superando el 47% registrado en diciembre de 2024. Por su parte, la Red Solar Comunitaria y el mecanismo de net-billing (Ley N°20.571) siguen expandiéndose con nuevos proyectos residenciales, contabilizando 38.049 unidades conectadas en todo el país, sumando una capacidad instalada de 445,6 MW (CNE 2026).

Los contratos de suministro con clientes regulados y grandes consumidores industriales, especialmente del sector minero, siguen impulsando la incorporación de nueva capacidad ERNC. La Ley N°21.721 de Transición Energética, promulgada en diciembre de 2024 y en plena implementación durante 2025, aborda los cuellos de botella en transmisión que limitan la inyección de renovables, posicionando la transmisión como sector habilitante de la descarbonización. Se mantiene pendiente la tramitación del proyecto de impulso a las ENRC que propone la meta del 60% al 2030 (Boletín N°14755-08), la cual contribuiría con un marco regulatorio que consolida la trayectoria de expansión renovable para los próximos años. 

Si bien Chile ha consolidado su avance en ERNC, persisten desafíos socioterritoriales para mejorar la inserción de energías renovables en los territorios y prevenir conflictos locales. Los deficientes mecanismos de planificación territorial y participación ciudadana para el despliegue de proyectos solares y eólicos principalmente, ha gatillado en tensiones con otros usos productivos de la tierra, afectación sobre áreas protegidas, de alto valor ambiental y zonas urbanas.

• Comportamiento tendencial: de acuerdo con la información disponible, en el periodo 2020-2024 se observa una tendencia decreciente en la intensidad energética del país.en línea con los compromisos establecidos en en la Ley de Eficiencia Energética. Considerando datos preliminares disponibles, el año 2025 seguiría la misma tendencia de disminución.

• Comportamiento interanual: la tendencia entre 2023 y 2024 mantiene la dirección de mejora gradual observada desde 2019: el PIB volvió a crecer por sobre el consumo energético final, lo que se tradujo en una reducción del 2,8 % en la intensidad energética respecto de 2023. Por otra parte, aunque aún no se dispone de cifras oficiales consolidadas para 2025, el crecimiento del PIB cercano al 2,5% (Banco Central de Chile 2026) proyectado para ese año, combinado con un consumo energético total relativamente estable, anticipa una nueva mejora en la intensidad agregada.

• Comparación benchmark: Chile ha superado la meta global del GST de duplicar la tasa anual promedio de mejora en eficiencia energética (4%). Con mejoras del 6% y 8% en 2021 y 2022, el país demuestra un desempeño por encima del estándar internacional. El Plan Nacional de Eficiencia Energética establece metas sectoriales ambiciosas: reducción del 4% de la intensidad de grandes consumidores al 2026, 30% de ahorro térmico en viviendas nuevas y duplicar el rendimiento de vehículos livianos al 2035.

La Ley N°21.305 de Eficiencia Energética, vigente desde el año 2012, ha impulsado avances sostenidos y progresivos en el desempeño energético del país. Esta normativa se estructura en cuatro ejes principales: la obligación para grandes consumidores industriales de implementar Sistemas de Gestión de Energía (SGE) cuando superan las 50 TCal/año; la introducción de estándares de eficiencia para vehículos livianos desde febrero de 2024; la implementación de etiquetado energético obligatorio en edificaciones nuevas, con una meta de reducción del consumo del 30% al 2026; y el fortalecimiento del reporte sistemático en el sector público, incorporando instituciones centralizadas en 2024 y descentralizadas en 2025. En este marco, el Plan Nacional de Eficiencia Energética 2022- 2026 establece como objetivo reducir la intensidad energética en un 15% al 2030 respecto de 2019.

Los resultados observados evidencian avances concretos. En el sector público, la intensidad de consumo promedio anual se redujo en un 15% entre 2017 y 2025 (Ministerio de Energía 2025), reflejando el impacto de la implementación de medidas de gestión energética. A nivel agregado, la intensidad energética del país muestra una tendencia de mejora gradual, evidenciando un desacople progresivo entre el crecimiento económico y el consumo de energía. En particular, datos de la Agencia Internacional de Energía indican que Chile logró una reducción del 27% en su intensidad energética entre 2000 y 2024 (IEA s.f.).

En cuanto al análisis sectorial, el sector transporte concentra los mayores niveles de intensidad energética, con valores en torno a 0,12 y 0,13 durante 2019 y 2023, que alcanzó su valor más alto hacia 2020 y posteriormente se evidencia una tendencia a la baja hacia 2023, que se puede explicar en parte por el impulso a la electromovilidad, particularmente de transporte público. Aunque el sector transporte continúa siendo significativamente superior al resto de los sectoriales, lo que responde a factores como la alta dependencia a combustibles fósiles, especialmente diésel y gasolina, y el crecimiento sostenido del parque automotriz. 

Los sectores del Agro, Pesca y Minería presentan niveles menores de intensidad energética, y relativamente estables en el tiempo. La electrificación de procesos productivos e incorporación de energías renovables ha contribuido a contener aumentos pronunciados. 

El resto de los sectores mantienen una intensidad energética baja y estable en el período de tiempo analizado. De esta manera, los datos muestran una brecha significativa entre sector transporte y el resto de los sectores, posicionándose como un área prioritaria para la política energética en Chile. 

• Comportamiento tendencial: en términos energéticos, la importación de combustibles en Chile se ha mantenido relativamente estable entre 2020 y 2025, con cifras que oscilan alrededor de 1,1 millones de TJ, con cambios interanuales bajo el 8%. Dado el cierre de unidades carboneras y el desplazamiento de generación térmica por el aumento de renovables, el consumo de carbón ha bajado de 272 a 143 PJ entre 2020 y 2025, sin embargo, ha aumentado de manera relevante la importación de crudo y diésel desde 537 a 640 PJ entre 2020 y 2025. En términos globales, se observa una tendencia a la baja, con una línea tendencial negativa.

• Comportamiento interanual: los registros oficiales muestran un aumento de 12,3% en el consumo total de energía el año 2023 respecto del 2022. La causa de este aumento es la combinación de una serie de factores, pero entre los más relevantes se encuentran el aumento de actividad industrial y minera, con la entrada de una nueva faena y en ciertos casos una baja en la ley mineral que obliga a utilizar más energía por unidad producida. El comportamiento interanual entre 2024 y 2025 muestra una reducción global en la energía de todos los combustibles importados de 3,6% pasando de 1,1 PJ a 1,07 PJ. La reducción más importante se presentó en el crudo y otros combustibles líquidos y un aumento en las importaciones de gas natural (Energía Abierta).

Chile avanza en la descarbonización eléctrica a través del cierre programado de centrales a carbón. En 2023, la generación renovable superó por primera vez la generación fósil para la generación eléctrica (ACERA 2024). Posteriormente, el cronograma de descarbonización continuó avanzando, y en diciembre de 2025, con el cierre definitivo de las unidades CTM1, CTM2 e Infraestructura Energética Mejillones, que en conjunto suman 709 MW de capacidad bruta, se concretó el cierre de 14 centrales termoeléctricas, es decir la mitad de las que operaban en 2018. En el caso de IEM, inició proceso de reconversión a gas natural. Otras unidades, como Andinas y Hornitos, podrían ser reconvertidas durante 2026. Sin embargo, el cierre de centrales térmicas no ha incluído medidas de desmantelamiento y remediación, debido al incumplimiento de las obligaciones de cierre establecidas en las Resoluciones de Calificación Ambiental de los proyectos y la ausencia fiscalización ambiental de la autoridad. 

Adicionalmente, dado que Chile produce muy poco petróleo, las importaciones de combustibles se convierten en un buen indicador del consumo interno, siendo los mayores consumidores los sectores de transporte e industria y minería.

Para el sector transporte, la Política Energética Nacional de 2022 incluye metas de movilidad sostenible como que al 2040 el 100% de los buses y taxis de transporte urbano, tanto públicos como privados, sean vehículos cero emisiones; al 2050, que al menos el 60% del parque vehicular particular y comercial esté compuesto por este tipo de vehículos; y que para 2035, todas las ventas de vehículos livianos y medianos nuevos, así como las nuevas incorporaciones al transporte público urbano, correspondan a unidades cero emisiones.

• Comportamiento tendencial: desde 2020, los subsidios al consumo de combustibles fósiles mostraron una tendencia creciente hasta alcanzar un máximo en 2022 (0,82% del PIB), impulsados por los mecanismos de estabilización de precios (MEPCO) activados ante la crisis energética global. Adicionalmente, persisten subsidios específicos en regiones extremas como Magallanes y exenciones al sector transporte (estimadas en 300–400 millones USD anuales).

El nuevo gobierno del presidente José Antonio Kast, que inició su periodo en marzo de 2026, ha hecho un cambio radical en el mecanismo de estabilización de precios MEPCO, lo cual ha impactado con un aumento significativo de 35% en el precio de todos los combustibles líquidos, el cual se ha pasado directamente a precio. El gobierno está estudiando alternativas para mitigar el impacto en las familias más vulnerables, como congelamiento de precio a parafina y tarifas de transporte público, subsidio a taxis y colectivos, créditos para renovación de flota, entre otros.

• Comportamiento interanual: Durante el año 2024, el mecanismo MEPCO mantuvo una operación equilibrada con una recaudación neta estimada en US$72 millones. Se observó una caída del 3% anual en la recaudación del impuesto a los combustibles hacia finales de año debido a menores ventas de gasolina. El retiro gradual del subsidio, impulsado por precios internacionales del petróleo a la baja, permitió que el componente variable del impuesto sume recursos en lugar de restarlos. En 2025 aumentó el ingreso a US$114 millones (La Tercera 2026)

Sin embargo, esta situación ha cambiado radicalmente en los últimos meses, donde se ha observado un aumento sostenido del precio del petróleo a nivel internacional. El impacto se traduce en un aumento del subsidio, ya que el traspaso de precio a los consumidores tiene una pendiente acotada. No obstante, el gobierno incorporó un cambio en el funcionamiento del MEPCO que redujo su rol como amortiguador de precios permitiendo un mayor traspaso de los precios internacionales a los consumidores.

En términos de Subsidios explícitos, es decir, lo que el fisco efectivamente reasigna o gasta vía MEPCO, los datos disponibles sitúan a Chile en torno al 0,05%–0,82% del PIB, con un máximo de 0,82% en 2022 durante el conflicto bélico, y retorno a niveles de ~0,05% en 2023. Para 2024, dada la magnitud del subsidio en H1 (~US$ 153 millones sobre un PIB de ~US$ 340 billones), la estimación ronda el 0,04%–0,05% del PIB para el año completo. En 2025, con menor precio promedio del petróleo, la primera parte del año hubo un reembolso de gastos anteriores, pero esta situación cambió hacia fines de año, en línea con el aumento de los precios de referencia. 

• Comportamiento tendencial:La inversión en transición energética en Chile se ha concentrado en el desarrollo de fuentes renovables de generación eléctrica, aprovechando los recursos solares y eólicos de clase mundial del país y la caída sostenida del costo de inversión —los precios de las licitaciones de suministro regulado cayeron de ~USD 128/MWh en 2013 a ~USD 30/MWh en 2017—. Los motores principales han sido los contratos de largo plazo (licitaciones reguladas y PPA corporativos, especialmente mineros) y el retiro progresivo de la capacidad térmica a carbón comprometida para 2040. La tendencia evoluciona hacia un sistema eléctrico crecientemente renovable (70 % en 2024, meta 80 % al 2030) y, desde 2023–2024, se amplía hacia el almacenamiento en baterías.
• Comportamiento interanual:Entre 2024 y 2025 se observa un cambio de escala en el flujo de capital. Mientras que en 2024 la inversión en renovables alcanzó un récord de USD 5.695 millones (un crecimiento anual superior al 200%), el 2025 se caracteriza por la diversificación del portafolio. Los cambios más notables incluyen:Almacenamiento: El foco inversor se ha desplazado hacia proyectos de baterías (BESS), con cerca de 6,5 GW en construcción y 12 GW en evaluación (ACERA 2026) para resolver cuellos de botella en la red, con una inversión estimada entre 8000 y 9000 millones de USD.Hidrógeno Verde: El 2025 marca el fin de la “Fase 1” de la estrategia nacional de Hidrógeno Verde, y se cumple la meta de inversión de 5 mil millones de USD, contabilizando la inversión declarada por proyectos de hidrógeno verde en el SEIA. La Estrategia actualizada de 2026 pone un mayor énfasis en principalmente en fortalecer la demanda interna del Hidrógeno

A nivel mundial, Chile es reconocido como un referente para economías emergentes, situándose en 2025 como el segundo país más avanzado de América Latina y el puesto 21 a nivel global en el Índice de Transición Energética  2025 del Foro Económico Mundial. Esta posición atrae capitales internacionales interesados no solo en la generación de energía, sino en la explotación y cadena de valor de minerales críticos (litio y cobre), lo que a su vez, de no ser de forma planificada, puede significar un riesgo para ecosistemas vulnerables como los salares, ecosistemas altoandinos, reservas de agua, biodiversidad y comunidades. Adicionalmente el país mantiene el desafío de reducir su dependencia de combustibles fósiles importados, por los que pagó USD 14 mil millones en 2024. 

Chile presenta una cobertura eléctrica bastante alta: el Banco Mundial la reporta en 100% desde 2023 (Access to electricity (% of population) – Chile, Banco Mundial), pero según cifras de Ministerio de Energía (2025) a nivel nacional bordea el 99,6% (96,5% en zonas rurales). El Mapa de Vulnerabilidad Energética del Ministerio de Energía actualizado en 2025 evidencia  que cerca de 30 mil familias siguen rezagadas, representando el 0,46% de la población (Ministerio de Energía 2025). El déficit se concentra en las regiones de La Araucanía, Coquimbo y Valparaíso, principalmente en localidades rurales aisladas donde la extensión de redes no ha sido viable por condiciones geográficas o técnicas. Para cerrar esta brecha el gobierno opera el programa Ruta de la Luz, complementado desde 2024 con el subsidio eléctrico para hogares vulnerables que apoya el pago de cuentas tras el alza tarifaria. Actualmente se discute en el Congreso ampliar ese subsidio a 4,7 millones de hogares del 40% más vulnerable.

La calidad del servicio eléctrico en Chile se mide por dos indicadores definidos en la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución (NTCSD) de la CNE: SAIDI (tiempo medio anual de interrupción por cliente, en horas) y SAIFI (número medio de interrupciones). En 2023 el SAIDI promedio nacional alcanzó 13,58 horas, levemente mejor que las 14,53 de 2022, con fuerte heterogeneidad entre comunas: las de alta densidad tienen estándares más estrictos (y mejor desempeño) que las rurales. La nueva NTCSD vigente desde abril de 2024 endurece los límites: rebaja una unidad el SAIFI por categoría de densidad y reduce de 12 a 9 horas anuales el tiempo total acumulado de cortes tolerados. La discusión pública se intensificó tras los eventos climáticos intensos de junio y agosto de 2024, que dejaron a más de 1 millón de clientes sin suministro (Bio Bio 2024), principalmente en el área de Enel Distribución, con tiempos de reposición superiores a una semana en sectores de Santiago y la zona costera (DW 2024). 

Pocos meses después, el 25 de febrero de 2025, una falla durante maniobras de ISA Energía Chile sobre la línea 500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar separó al SEN en dos islas y derivó en un apagón generalizado que afectó a 14 de las 16 regiones, ~98,5% de la población (≈19 millones de personas), con reposición de más de siete horas. El Coordinador Eléctrico Nacional remitió el Estudio de Análisis de Falla a la SEC —que ya cursó multas por más de $8.000 millones— y se encargaron auditorías a Interchile y Transelec, además de peritajes independientes de EPRI y académicos chilenos. Estos eventos gatillaron cuestionamientos a la calificación de fuerza mayor y al régimen de compensaciones, que según CIPER (julio 2025) terminan pagándose por los propios usuarios. 

Respecto a los parámetros SAIDI y SAIFI, la publicación oficial de la SEC sólo reporta SAIDI. En el siguiente gráfico se puede observar la evolución en el tiempo. Los valores de 2024 y 2025 aumentaron debido al evento climático intenso de agosto de 2024 y el apagón generalizado de febrero de 2025 que tomó aproximadamente  7 horas en promedio para reponer el servicio. 

En Chile la cocción de alimentos representa cerca del 5% del consumo energético residencial, según el Estudio de Caracterización Residencial 2018 del Ministerio de Energía. El energético dominante para cocinar es el gas licuado de petróleo: según la Encuesta de Caracterización Socioeconómica Nacional de 2017, el 80,2% de las viviendas en Chile utilizaba GNL para cocinar (Ministerio de Energía 2018). Cabe aclarar que, aunque el gas es clasificado por la Organización Mundial de la Salud como combustible de cocción limpia por sus menores impactos intradomiciliarios frente a la leña o el carbón, no puede considerarse como un combustible limpio en el contexto de la transición energética, dado su origen fósil y sus emisiones asociadas. El resto se reparte entre electricidad, con creciente penetración en hogares urbanos por encimeras vitrocerámicas e inducción, y, en menor medida, gas natural en zonas con red (Región Metropolitana (RM), Valparaíso, Biobío). La leña, aunque aporta el 39,6% de la energía total residencial del país, se concentra en calefacción del centro-sur y tiene un rol marginal en la cocción habitual (Ministerio de Energía 2018). 

La equidad del servicio eléctrico en Chile tiene cuatro dimensiones.

(i) Tarifaria. La Ley 20.928 (2016) acotó las diferencias de tarifa de distribución entre comunas a un máximo de 10%. Previamente algunas localidades pagaban hasta 90% más que Santiago por un mismo consumo; esta medida benefició a 2,7 millones de clientes con una rebaja promedio de 14%. Sin embargo, el descongelamiento tarifario iniciado en 2024, tras siete años de PEC y MPC, ha presionado las cuentas, lo que motivó la creación del subsidio eléctrico para hogares vulnerables (Ley 21.667), que actualmente se debate para ampliarlo al 40% más vulnerable del Registro Social de Hogares (RSH) (4,7 millones de hogares).

(ii) Acceso físico al suministro. La cobertura nacional bordea el 99,6%, pero el Mapa de Vulnerabilidad Energética del Ministerio identifica cerca de 30 mil familias sin suministro o con acceso parcial (algunas horas al día), concentradas en Los Lagos, Araucanía, Coquimbo y Biobío. El programa Ruta de la Luz busca cerrar esa brecha.

(iii) Calidad del servicio. Aunque el SAIFI/SAIDI promedio nacional ha mejorado, la disparidad entre regiones y entre clientes urbanos/rurales sigue siendo significativa, con tiempos de reposición notoriamente mayores en zonas rurales y ante eventos climáticos del centro-sur. (iv) Acceso a generación distribuida. El crecimiento del net billing* o facturación neta y autoconsumo PV residencial se concentra en hogares con capacidad de inversión inicial; pequeños consumidores de menores ingresos siguen excluidos en la práctica de los beneficios económicos del autoconsumo. En conjunto, la agenda de equidad eléctrica chilena hoy combina estabilización tarifaria, focalización del subsidio, cierre del déficit rural y mejora de la calidad del servicio en los segmentos peor atendidos. 

*La Ley de Generación Distribuida para el Autoconsumo (Ley de Facturación Neta o Net Billing) permite a los clientes regulados instalar sistemas de autogeneración con fuentes renovables no convencionales o cogeneración eficiente, con una capacidad máxima de 300 kW por inmueble. La energía excedente puede ser inyectada a la red de distribución, valorizada a un precio regulado y compensada como descuento en la factura eléctrica del usuario. 

El despliegue acelerado de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en Chile se ha centrado en un marco normativo orientado principalmente al cumplimiento de los compromisos climáticos nacionales e internacionales, particularmente el Acuerdo de París (2015) y la Ley Marco de Cambio Climático (2022). A nivel nacional este proceso se articula a través de instrumentos como la Planificación Energética de Largo Plazo y la Política Energética Nacional, y bajo un marco legal definido por la Ley General de Servicios Eléctricos, los cuales han promovido activamente la inversión privada en generación eléctrica renovable principalmente solar y eólica, líneas de transmisión, y almacenamiento. Sin embargo, este enfoque ha estado centrado en metas de mitigación de emisiones, sin integrar de manera sistémica las dimensiones sociales y territoriales asociadas a la transición energética, manteniendo desafíos importantes en materia de planificación territorial asociada al despliegue de renovables, reparación y remediación ambiental y social en las comunas históricamente afectadas por la combustión de carbón, y fortalecer mecanismos de gobernanza. 

En 2025 se evidenciaron avances relevantes con la incorporación del pilar social en la nueva Contribución Nacional Determina (2025) con una meta específica asociada a la implementación de la Estrategia Nacional de Transición Socioecológica Justa, y el reconocimiento explícito de las denominadas “zonas en transición”, territorios históricamente impactados por la generación eléctrica a carbón, como Tocopilla, Mejillones, Huasco, Quintero-Puchuncaví y Coronel. Dicha Estrategia, publicada también en 2025, incluye un conjunto de medidas específicas y diferenciadas por comuna orientadas a fortalecer mecanismos de gobernanza local y remediar pasivos ambientales, entre otros. No obstante, la Estrategia carece de financiamiento propio, por lo que su implementación efectiva no está asegurada. Aunque las Mesas de Gobernanza comenzaron a operar en comunas como Tocopilla y Mejillones, el nuevo gobierno en marzo de 2026, retiró del trámite de toma de razón en Contraloría el D.S. N°14, que aprueba la Gobernanza de la Estrategia Nacional de Transición Socioecológica, por lo que retrasa y pone en duda la implementación de dicha Estrategia. 

Por otra parte, el país está avanzando con la implementación del Acuerdo de Escazú. En 2025 se conformó el Consejo Nacional Estratégico para el Acuerdo de Escazú y Comités Regionales de Escazú.

Es relevante mencionar que, dado el cambio de administración en 2025, la continuidad de estas medidas y planes señalados podría verse afectada y limitada. El retiro de 43 decretos ambientales de Contraloría (La Tercera, 2026) para su toma de razón significó un grave retroceso en materia socioambiental, por lo que se releva la importancia de continuar monitoreando las acciones e implementación asociadas a cada instrumento. 

Como se exploró en el informe Así va la Energía 2025, las tensiones y conflictos asociados a la expansión de Energías Renovables en Chile han sido históricamente asociadas a proyectos hidroeléctricos (Fundación Chile Sustentable 2010), y los conflictos energéticos están concentrados principalmente en regiones de Antofagasta, Valparaíso, Araucanía, Biobío y Maule (Carranza et al. 2020). 

Aunque debido a la expansión masiva de solar y eólica, también se han aumentado las tensiones asociadas a estos proyectos de ERNC, principalmente por criterios de localización y una deficiente planificación territorial (ACERA 2024). 

Por otro lado, en las 5 comunas donde han operado históricamente las centrales termoeléctricas a carbón (Tocopilla, Mejillones, Huasco, Quintero Puchuncaví y Coronel) persisten desafíos para la reparación y remediación ambiental y social. Pese a que 14 centrales carboneras se han cerrado o reconvertido y terminado operaciones con base en  la combustión de carbón, la autoridad no está fiscalizando el cumplimiento de las normas aplicable al cierre de estas industrias ni de la Ley vigente, por lo que las empresas no están ejecutando las acciones de desmantelamiento y remediación de suelos contaminados establecidas en los planes de cierre, abandono y remediación contenidas en sus Resoluciones de Calificación Ambiental ni en las normas sectoriales aplicables al cierre (Centro de Derecho Ambiental, 2025), en consecuencia, la población local está heredando contaminación, desechos e impactos epidemiológicos. 

De estas 14 centrales cerradas, 7 son centrales antiguas que iniciaron operación antes de la Ley Nº 19.300, por lo que no fueron sometidas a evaluación ambiental. No obstante, deben cumplir con la normativa sectorial relativa a la eliminación y gestión de residuos peligrosos, así como con las normas sanitarias, entre otras. Hasta la fecha, no se dispone de información sobre su nivel de cumplimiento. Estas unidades son Tocopilla 12, 13, 14 y 15 de la empresa ENGIE; Ventanas 1 y 2 de Quintero Energía (ex AES), ubicadas en Puchuncaví; y Bocamina 1 ubicada  en Coronel, de Enel (Centro de Derecho Ambiental, 2025). 

Las otras 7 unidades retiradas, que comenzaron a operar tras la entrada en vigor de la Ley N.º 19.300, sí se sometieron a evaluaciones ambientales y cuentan con Resoluciones de Calificación Ambiental. A pesar de ello, no han implementado los compromisos contenidos en dichas resoluciones en relación con sus procesos de cierre y desmantelamiento, y no existe fiscalización por parte de la autoridad ambiental. Estas unidades son la Central Tarapacá de Enel, ubicada en Iquique; Norgener 1 y 2 de AES Andes, en Tocopilla; Mejillones 1 y 2 e IEM de ENGIE, en Mejillones; y Bocamina 2 de Enel, en Coronel (Centro de Derecho Ambiental, 2025).

El Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), definido bajo la Ley N°19.300 sobre Bases Generales de Medio Ambiente y el DS N°40, constituye el principal mecanismo de regulación socioambiental para el despliegue de proyectos, que integra los mecanismos de participación ciudadana formal y regulada. No obstante, el SEIA posee un carácter reactivo y una metodología de evaluación proyecto a proyecto no vinculantes, por lo que pese a que los ciudadanos pueden formular observaciones en cada etapa de evaluación, estas no logran incidir de manera efectiva en la planeación de proyectos, generando tensiones territoriales por las razones ya señaladas. 

De forma complementaria existe la consulta indígena bajo el Convenio 169 de la OIT, regulado en el SEIA bajo el DS N°40 y aplicable siempre que un proyecto o actividad afecte a uno o más grupos indígenas. Este instrumento afecta tanto al SEIA como a la formulación de políticas públicas, ya que obliga a los gobiernos a consultar a los pueblos indígenas cada vez que se promueven medidas que puedan afectarles directamente. Aunque la Consulta Indígena no es vinculante, el Estado – o los titulares de proyecto – deben justificar la inclusión o no de las observaciones de los pueblos indígenas.

Específicamente en las comunas denominadas como “zonas en transición” por la Estrategia Nacional de Transición Socioecológica Justa, que corresponden a las 5 comunas donde han operado históricamente las centrales termoeléctricas a carbón, comenzaron a funcionar las Mesas de Gobernanza, un espacio multiactor nacionales, regionales y locales, responsable de hacer seguimiento a la implementación de los planes locales de Transición Socioecológica Justa. Estas mesas representan un avance concreto para la participación y rendición de cuentas. Sin embargo, el nuevo gobierno en marzo de 2026, retiró del trámite de toma de razón en Contraloría el D.S. N°14, que aprueba la Gobernanza de la Estrategia Nacional de Transición Socioecológica, por lo que retrasa y pone en duda la continuidad de dichas mesas y la implementación real de las medidas contenidas en los Planes locales y Nacionales para la Transición Socioecológica Justa.

Luego de la adhesión de Chile al Acuerdo de Escazú en 2022, que busca promover el acceso a la información, la participación pública y el acceso a la justicia en asuntos ambientales, el país avanzó con la elaboración del Plan Nacional de Implementación Participativa del Acuerdo de Escazú 2024 – 2030, el cual ha mostrado todavía limitados avances. En 2025 se observó un progreso relevante en materia de gobernanza, con la conformación del Consejo Nacional Estratégico y la puesta en marcha de los primeros Comités Regionales de Escazú, para la región de Magallanes por ejemplo. Responsables de monitorear la implementación de las medidas establecidas en el Plan Nacional. 

Pese a la existencia de instrumentos formales, Chile mantiene un desafío importante para el acceso libre e informado a información ambiental oportuna, comprensible y de calidad (El País 2026). La información disponible continúa siendo altamente técnica, dispersa y de difícil acceso para la ciudadanía, lo que limita su uso efectivo en procesos de toma de decisiones.

El sector renovable se ha convertido en uno de los principales motores de empleo del rubro energético chileno. Según el Estudio de Fuerza Laboral del Sector Energía 2025*, en 2024 la dotación de trabajadores asociados a ERNC fue aproximadamente de 3.625 personas, mostrando un crecimiento significativo respecto a 2018, cuando se registraron 2.067 empleados/as, lo que implica un aumento cercano al 75% en 6 años. Este crecimiento de empleos en ERNC contrasta con la evolución de la generación termoeléctrica; mientras en 2018 ambos niveles eran relativamente similares (2.067 en ERNC versus 1.691 en termoeléctrica), en 2024 las ERNC más que duplican la generación termoeléctrica (3.625 versus 1.805). Si se consideran además los empleos asociados a la hidroelectricidad, en 2024 se registraron 7.781 trabajadores asociados al sector renovable. Se estima que Chile podría requerir entre 12.000 y 27.000 nuevos trabajadores con perfiles técnicos y profesionales en la próxima década, mayoritariamente asociados a generación solar y eólica, almacenamiento, electromovilidad e hidrógeno verde (BID y Ministerio de Energía 2025).  

* Información con base en  datos del seguro de cesantía

Según el Estudio de Fuerza Laboral del Sector Energía, en 2024, el empleo asociado a la industria fósil, considerando la extracción de petróleo crudo, las actividades de apoyo a la extracción, y la generación de energía eléctrica en centrales termoeléctricas, alcanzó  un total aproximado de 3.874 trabajadores. Al observar su evolución desde 2018, se aprecia una relativa estabilidad. Mientras la extracción de petróleo se ha mantenido prácticamente constante, las actividades de apoyo han disminuido levemente en el período, y la generación termoeléctrica ha mostrado un crecimiento moderado pero sostenido, aunque considerablemente menor en comparación a las generación de energía en base a ERNC.  

A continuación, se muestra la dotación de trabajadores segregada por actividad económica. 

Fuente: Estudio de Fuerza Laboral del Sector Energía, BID y Ministerio de Energía 2025

dfaf