智利电网由四个系统组成: SING、SIC、Aysén 及 Magallanes。Sistema Interconectado NorteGrande (SING) 与 Sistema Interconectado Central (SIC) 是该国两个主要的电网系统。SING 与智利的XV、I 及II 区域相对应，横跨阿里卡至安托法加斯塔。SIC 包含II 区域局部，经X 区域横跨塔尔塔尔至奇洛埃。Sistema de Aysén（XI 区域）及Sistema de Magallanes（XII 区域）在该国电网中的占比为1%。
煤电是SING 系统中的主要发电来源。于2014 年上半年，煤占发电总量（11.6 TWh）的近80%。风能及太阳能比重有所增加，不过仅占2014 年上半年发电总量的1%。我们预计碳税一旦实施，煤电发电量将会下降；天然气发电及可再生能源或将替代煤电。
水电存在高波动性—占2014 年月发电总量的30% 至56%。天然气及柴油发电作为水电的储备容量。风能及太阳能比重有所增加，不过仅占2014 年上半年发电总量的2%。
电力需求总量过去四年按5% 的速度增长（年复合增长率）。工业及采矿业用电占智利电力需求总量的60% 以上。政策性保障用电市场（Regulated market）为第二大消费群体，约占30%。
可再生能源的发电成本正逐渐向与成本较低的常规发电靠拢。在大多数大型并网规模的光伏电站项目造价已下降至$1.5-2.0/W。光伏平准化能源成本范围大，介于$87/MWh 至$237/MWh。范围下限（$87/MWh）可与拉丁美洲的天然气发电成本旗鼓相当。大部分配备储能系统的新型太阳能热力发电（STEG）设施已落成，可作为调峰电源。范围介乎$222/MWh至$460/MWh的高平准化能源成本，反映了与仅在高峰期发电的调峰电厂相一致的低产能因素。
目前，乌拉圭能够在美洲以$88/MWh 的价格建造低成本光伏发电站，这归功于该国光照充足，经济稳定允许高负债率。这与国内最新签订的$91.25/MWh购电合同价格非常接近—尽管购电合同可以享受企业税收奖励。
巴西光伏平准化能源成本为$94/MWh ，高于最新拍卖价-- $87/MWh 。巴西光照充足，实行项目拍卖已经使得股本回报率下降至8%左右。然而，该拍卖价也反映补贴资助，补贴的主要形式为巴西国家发展银行提供的低利率贷款。
智利紧随其后，光伏平准化能源成本为$95/MWh 。国内阿塔卡马沙漠是世界上光照最充足的地区之一，智利相比该地区其他国家拥有相对优惠的融资。智利是正在开发太阳能商业化项目的寥寥几个国家之一。智利正在开发的大多数项目处于平准化能源成本范围下限。
在智利，最廉价的电源为天然气发电，其平准化能源成本低到$56/MWh （上限为$72/MWh ，假定气价为$6-8/MMbtu）。而天然气目前供应有限，且气价为本分析中所采用数值的两倍。
风电平准化能源成本范围介乎$77-129/MWh 。该范围反映了狭长国家多变的风能资源。容量系数介乎20-36%；高平准化能源成本是因输电线路容量有限导致。
光伏平准化能源成本范围介乎$95-172/MWh ，容量系数介乎18-21% 也因光照资源分布不均。太阳能光伏在SIC 系统中已经具备竞争力，因为SIC 现货价格于年初徘徊在$165/MWh的平均水平。在SING 系统中，光伏尚无竞争力，因为于2014 年上半年，现货价格平均为$88/MWh 。
智利是全球范围内其光伏项目按纯商业化模式发展的第一个国家，主要是因为电力现货价格较高。尤其是在SIC系统，对应的电价更高。
高现货价格将继续是光伏项目发展的动因。而从长期来看，SIC 及SING系统一旦联网，如此良机恐怕一去不复返。联网计划于2018 年进行但很有可能会被推迟。
煤电是SING 系统中的主要发电来源。于2014 年上半年，煤占发电总量（11.6 TWh）的近80%。风能及太阳能比重有所增加，不过仅占2014 年上半年发电总量的1%。我们预计碳税一旦实施，煤电发电量将会下降；天然气发电及可再生能源或将替代煤电。
水电存在高波动性—占2014 年月发电总量的30% 至56%。天然气及柴油发电作为水电的储备容量。风能及太阳能比重有所增加，不过仅占2014 年上半年发电总量的2%。
电力需求总量过去四年按5% 的速度增长（年复合增长率）。工业及采矿业用电占智利电力需求总量的60% 以上。政策性保障用电市场（Regulated market）为第二大消费群体，约占30%。
可再生能源的发电成本正逐渐向与成本较低的常规发电靠拢。在大多数大型并网规模的光伏电站项目造价已下降至$1.5-2.0/W。光伏平准化能源成本范围大，介于$87/MWh 至$237/MWh。范围下限（$87/MWh）可与拉丁美洲的天然气发电成本旗鼓相当。大部分配备储能系统的新型太阳能热力发电（STEG）设施已落成，可作为调峰电源。范围介乎$222/MWh至$460/MWh的高平准化能源成本，反映了与仅在高峰期发电的调峰电厂相一致的低产能因素。
目前，乌拉圭能够在美洲以$88/MWh 的价格建造低成本光伏发电站，这归功于该国光照充足，经济稳定允许高负债率。这与国内最新签订的$91.25/MWh购电合同价格非常接近—尽管购电合同可以享受企业税收奖励。
巴西光伏平准化能源成本为$94/MWh ，高于最新拍卖价-- $87/MWh 。巴西光照充足，实行项目拍卖已经使得股本回报率下降至8%左右。然而，该拍卖价也反映补贴资助，补贴的主要形式为巴西国家发展银行提供的低利率贷款。
智利紧随其后，光伏平准化能源成本为$95/MWh 。国内阿塔卡马沙漠是世界上光照最充足的地区之一，智利相比该地区其他国家拥有相对优惠的融资。智利是正在开发太阳能商业化项目的寥寥几个国家之一。智利正在开发的大多数项目处于平准化能源成本范围下限。
在智利，最廉价的电源为天然气发电，其平准化能源成本低到$56/MWh （上限为$72/MWh ，假定气价为$6-8/MMbtu）。而天然气目前供应有限，且气价为本分析中所采用数值的两倍。
风电平准化能源成本范围介乎$77-129/MWh 。该范围反映了狭长国家多变的风能资源。容量系数介乎20-36%；高平准化能源成本是因输电线路容量有限导致。
光伏平准化能源成本范围介乎$95-172/MWh ，容量系数介乎18-21% 也因光照资源分布不均。太阳能光伏在SIC 系统中已经具备竞争力，因为SIC 现货价格于年初徘徊在$165/MWh的平均水平。在SING 系统中，光伏尚无竞争力，因为于2014 年上半年，现货价格平均为$88/MWh 。
智利是全球范围内其光伏项目按纯商业化模式发展的第一个国家，主要是因为电力现货价格较高。尤其是在SIC系统，对应的电价更高。
高现货价格将继续是光伏项目发展的动因。而从长期来看，SIC 及SING系统一旦联网，如此良机恐怕一去不复返。联网计划于2018 年进行但很有可能会被推迟。
