Revista Electricidad 313

Redes Eléctricas Inteligentes:

Avances a media luz

Entrevista

Central Luis Llano, CEO de ISA Energía en Chile

Reportaje

Integración de energías renovables en el sistema: La ruta frente a la dependencia de combustibles fósiles

Especial Energía

Solar Energía y territorio: hacia un modelo de uso compartido

¿Qué sigue en la industria?

Hitachi Energy ofrece automatización integral impulsada por IA. Desbloqueando el potencial humano y proporcionando un valor ilimitado.

Inspire the next

Abril 2026

Reportaje Central Redes Eléctricas Inteligentes: Avances a Media Luz

Reportaje Integración de energías renovables en el sistema: La ruta frente a la dependencia de combustibles fósiles

26 REPORTAJE

Tarifas eléctricas:

Costos sistémicos y señales regulatorias reabren el debate tarifario

40 ANÁLISIS

Chile frente a los SMRs: nuevo horizonte de despliegue nuclear

49

PARQUES SOLARES

Insumos y soluciones para parques fotovoltaicos: Desempeño y vida útil de las plantas solares en condiciones extremas

56 ANÁLISIS

La paradoja energética chilena que enfrenta el nuevo gobierno

Entrevista Central Luis Llano, CEO de ISA Energía en Chile

Belén Calvo, directora de Energías Pudidi

Y ENERGÍA

Tania Garay, Asset Manager Blue

ÍNDICE AVISADORES

Especial Energía Solar: Energía y territorio: hacia un modelo de uso compartido

Avances a media luz

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Director Honorario Revista Electricidad: Roly Solís

B2B MEDIA GROUP

Gerente General: Cristián Solís (csolis@ b2bmg.cl)

Editora Revista Electricidad: Aracelly Pérez-Kallens (aperezkallens@b2bmg.cl)

Subeditor: Daniel Rojas (drojas@b2bmg.cl)

Periodistas: Rodrigo Sánchez (rsanchez@b2bmg.cl), Álvaro Guerrero (aguerrero@b2bmg.cl) y Estudiante en práctica: Jesús Primera

Gerente Comercial: Sebastián Schultz

Gerente TI: Óscar Sánchez

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Encargado Suscripciones: Rubén Villarroel

Fotografía: Archivo B2B Media Group

Diseño Gráfico y Producción: Alfredo Eloy (www.alfreloy.com)

Sistema eléctrico en tensión: entre la urgencia y la transformación

En las últimas semanas, el sector energético chileno ha vuelto al centro del debate, evidenciando tensiones cada vez más visibles. El reingreso de decretos tarifarios reactivó la discusión sobre la distribución de costos, las señales regulatorias y su impacto en usuarios y competitividad. A ello se suman preocupaciones sobre la seguridad y resiliencia del sistema, en un contexto que ha puesto a prueba la infraestructura existente.

Al mismo tiempo, se refuerza un diagnóstico conocido: los cuellos de botella en transmisión y la falta de flexibilidad siguen limitando el aprovechamiento de las energías renovables. El avance en generación limpia no ha sido acompañado al mismo ritmo por la infraestructura ni por los mecanismos operativos, lo que se traduce en vertimientos, mayores costos y presión sobre la planificación de largo plazo.

El almacenamiento energético y la flexibilidad operacional han ganado protagonismo como habilitadores de la transición, aunque

su despliegue aún enfrenta barreras regulatorias y económicas que ralentizan su consolidación. Así, la promesa de un sistema más dinámico convive con avances dispares y más lentos de lo requerido.

En paralelo, la digitalización —y en particular las redes inteligentes— se posiciona como un eje clave. Como aborda el reportaje central, Chile ha incorporado tecnologías como sensores y medidores digitales, pero de forma parcial y heterogénea, especialmente en distribución. Persisten rezagos regulatorios y falta de visión sistémica, lo que impide capturar plenamente sus beneficios.

La contingencia deja claro que la transición energética no puede sostenerse solo en la expansión renovable. Requiere modernizar la red, habilitar nuevas capacidades operativas y avanzar decididamente en digitalización. En esa convergencia entre urgencia y largo plazo, las redes inteligentes se posicionan como una pieza clave para un sistema más resiliente, eficiente y acorde a los desafíos de la industria.

AUNQUE SE OBSERVAN PROGRESOS EN SU IMPLEMENTACIÓN, LOS ESPECIALISTAS

COINCIDEN EN QUE AÚN SON INSUFICIENTES Y DISPARES, ESPECIALMENTE EN EL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN.

Redes Eléctricas Inteligentes:

Avances a media luz

Sensores, medidores digitales y tecnologías de comunicación bidireccional. Tres innovaciones que marcan la diferencia entre una red eléctrica convencional y otra inteligente (Smart Grid), permitiendo a esta última suministrar electricidad de manera dinámica, eficiente, sostenible, económica y segura.

¿Qué tanto ha progresado Chile en su implementación? Para Eduardo Morales, Chair Comité de Estudio D2 -Sistemas de Información y Telecomunicaciones- de Cigré Chile (Comité nacional del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas), “el desarrollo de las Smart Grid ha ido avanzando a nuestro juicio muy lentamente. Estamos muy enfocados en alcanzar la carbono-neutralidad que nos impusimos al 2050, pero hemos hecho muy poco en hacer los esfuerzos necesarios para planificar la digitalización completa de nuestra red eléctrica, que aún sigue manteniendo las regulaciones y modelo económico del siglo pasado. Con ello, lamentablemente, los clientes finales no perciben una modernización del servicio y deben pagar cada día precios más altos”.

En Schneider Electric, en tanto, observan que Chile ha mostrado un liderazgo relevante en la tran-

“Las redes, por si solas, no conllevarán a un sistema de distribución inteligente, ya que

requieren de un ecosistema en que los diferentes actores convivan armónicamente”, Claudio

Castillo jefe del Subdepartamento de Normativa y Análisis Regulatorio de

la CNE.

sición hacia energías renovables, aunque este avance no ha ido acompañado por una modernización equivalente de la infraestructura de transmisión y, especialmente, de distribución eléctrica.

“En este contexto, el diagnóstico es claro: la red eléctrica debe evolucionar desde un modelo pasivo y centralizado hacia un sistema digital, automatizado y flexible, capaz de responder a la creciente descentralización de la generación, la intermitencia de las energías renovables y el aumento de nuevas demandas como la electromovilidad”, expone Ignacio Ugalde, director de Power Systems para el Clúster Andino Sur de la compañía.

Añade que esta transformación habilita beneficios concretos y estructurales para el sistema eléctrico. Primero, mejora significativamente la resiliencia y confiabilidad de la red mediante tecnologías de automatización y autorecupera-

ción, reduciendo la duración y el impacto de las interrupciones. Además, permite una mayor eficiencia operativa a través del monitoreo en tiempo real, lo que contribuye a disminuir pérdidas técnicas y no técnicas. Y facilita la integración segura de recursos energéticos distribuidos, como generación distribuida y sistemas de almacenamiento, y acelera de manera directa la descarbonización del sistema eléctrico al optimizar el uso de energías renovables”, revela.

Avance parcial

y heterogéneo

También con matices es el diagnóstico de la Dra. Ing. Margarita Norambuena, académica del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María (USM). Por una parte, valora que nuestro país “haya avanzado de manera progresiva en la incorporación de tecnologías

Los beneficios de avanzar hacia redes eléctricas inteligentes son múltiples.

EDUARDO MORALES, Chair Comité de Estudio D2 -Sistemas de Información y Telecomunicaciones- de Cigré Chile.

asociadas a redes eléctricas inteligentes, impulsado principalmente por la alta penetración de energías renovables variables y la necesidad de operar un sistema eléctrico más dinámico y descentralizado. Sin embargo, este desarrollo ha sido más bien parcial y heterogéneo, con avances relevantes en ciertos ámbitos, pero sin una implementación aun completamente integrada a nivel sistémico”, afirma.

En términos generales, sostiene que los beneficios de avanzar hacia redes eléctricas inteligentes son múltiples. “Entre ellos destacan una mayor eficiencia operativa, mejor capacidad de integración de energías renovables, mayor flexibilidad para gestionar variaciones en generación y demanda, y una mejora en la resiliencia del sistema frente a contingen-

cias. Asimismo, permiten habilitar nuevos esquemas de participación de los usuarios, como la gestión activa de la demanda y la incorporación de recursos energéticos distribuidos”, detalla.

Desde la vereda pública, Claudio Castillo, jefe del Subdepartamento de Normativa y Análisis Regulatorio de la Comisión Nacional de Energía (CNE), sentencia que las redes inteligentes “pueden contribuir positivamente en el desarrollo de la flexibilidad operacional del sistema eléctrico, y también hacerlo más seguro, en particular, en las redes de distribución. Actualmente, las empresas distribuidoras buscan eficiencias operativas y, en ese sentido, estas redes podrían aportar a ese objetivo. En un sistema eléctrico que avanza cada vez más rápido hacia la utilización de los recursos energéticos distribuidos, la ‘inteligencia de la red’ se hace esencial”.

Cambios requeridos

Para lograr su implementación más rápida y efectiva, el experto de la CNE indica que, concretamente en distribución, “viabilizar el uso de redes inteligentes depende de que varios factores confluyan hacia un objetivo común. Ahora bien, ¿qué queremos de la ‘inteligencia de las redes’? Algunas metas podrían ser:

“La red eléctrica debe evolucionar desde un modelo pasivo y centralizado hacia un sistema digital, automatizado y flexible”, asegura Ignacio Ugalde.

“ La evolución hacia redes inteligentes no es un desafío tecnológico aislado, sino una condición estructural para la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo sostenible del país”,

Ignacio Ugalde, director de Power Systems para el Clúster Andino Sur de Schneider Electric.

flexibilizar la operación del sistema de distribución, integrar el uso de recursos energéticos distribuidos, o aumentar la calidad de servicio de los clientes”.

En ese escenario, comenta que “la regulación, en primera instancia, debe establecer uno o varios objetivos –que tengan legitimidad sectorial y social–, para luego establecer e implementar las distintas normativas de calidad, seguridad, económicas y de información que regulen esta materia”.

Para Castillo, la Comisión “puede

plantear su mirada sobre la implementación de las redes inteligentes, sin embargo, esto debe ir más allá de la visión específica del regulador, que por cierto es relevante. La discusión debe ser introducida con un amplio consenso de todos los actores sectoriales. Sin perjuicio de eso y en lo concreto, la CNE ha presentado avances en la Norma Técnica de Calidad de Servicios para Sistemas de Distribución”.

Por su parte, el especialista de Cigré acota que para potenciar las Smart Grid en Chile se requiere de

“ Los beneficios de la Smart Grid deben llegar a todos los actores del mercado eléctrico con un especial foco en los clientes finales, de tal forma que vean un beneficio económico y social en su día a día”, Eduardo Morales, Chair Comité de Estudio

D2

-Sistemas de Información y Telecomunicacionesde Cigré Chile.

múltiples medidas, partiendo por actualizar el marco legal y normativo para añadir más competitividad a los mercados, así como incentivar y agilizar las inversiones en digitalización, ciberseguridad, gobernanza y protección de los datos, e impulsar nuevos modelos de comercialización de la energía, entre otras.

CLAUDIO CASTILLO, jefe del Subdepartamento de Normativa y Análisis Regulatorio de la Comisión Nacional de Energía.

MARGARITA NORAMBUENA, académica del depto. de Ingeniería Eléctrica de la USM.

“Su implementación, sin duda, que requiere una visión estratégica y de largo plazo que combine la meta de la descarbonización con la transformación digital del sector eléctrico”, asegura.

Cabe destacar que Cigré, en su “Análisis Estratégico para una Futura Red Eléctrica Inteligente y Ciberresiliente en Chile”, entrega ocho lineamientos clave para lograr esa meta.

Más claves

Ignacio Ugalde apuesta por una modernización profunda del marco regulatorio del sector distribución para acelerar la implementación de redes inteligentes en Chile. Expone al respecto: “Esto implica transitar desde un modelo que prioriza principalmente la inversión en infraestructura física hacia uno que reconozca e incentive también la digitalización, la flexibilidad operativa y la mejora de la calidad del servicio como elementos centrales del sistema eléctrico. De igual forma, resulta clave establecer normativas claras de estandarización e interoperabilidad que aseguren la integración entre distintas tecnologías, dispositivos y plataformas. Y también es

Incentivar la digitalización es clave para desarrollar las Smart Grid.

“ Un aspecto fundamental es entender que las redes eléctricas inteligentes no son un fin en sí mismo, sino un habilitador clave para la transición energética”,

Margarita Norambuena, académica del depto. de Ingeniería Eléctrica de la USM

fundamental un marco regulatorio robusto que proteja la infraestructura eléctrica frente a los riesgos crecientes asociados a la digitalización y la mayor conectividad de los sistemas”. Abordar de manera coordinada desafíos regulatorios, técnicos y de mercado. Esa es la clave, según Margarita Norambuena, para un desarrollo mayor de las Smart Grid. “Se debe fortalecer el marco legal, particularmente en lo que respecta a la valorización de los servicios que habilitan las redes inteligentes. Es esencial, asimismo, agilizar y clarificar la normativa asociada a la integración de recursos energéticos distribuidos; incorporar infraestructura de medición

avanzada; y desarrollar sistemas de monitoreo en tiempo real, de automatización de la red, y plataformas de gestión de datos”, sintetiza.

En este contexto, explica que “es fundamental avanzar en estándares de interoperabilidad, ciberseguridad y gobernanza de datos que permitan una operación coordinada, segura y eficiente del sistema eléctrico. Se requiere, además, fortalecer los mecanismos de planificación y coordinación entre los distintos actores del sector, y promover espacios de pilotaje y escalamiento tecnológico que contribuyan a validar soluciones en condiciones reales”.

LUIS LLANO

CARGO : CEO

ORGANIZACIÓN : ISA ENERGÍA

RUBRO : TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE ALTA TENSIÓN

LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.

Luis Llano es ingeniero eléctrico y posee magíster en ingeniería de la Universidad Nacional de Colombia. Anteriormente se desempeñó como director de Operaciones Corporativas en ISA, matriz de Interchile y posee una vasta trayectoria de más de 30 años en el sector eléctrico, y en particular en la operación, mantenimiento y gestión de activos de la transmisión de energía en Latinoamérica. Desde enero de 2023 es el gerente general de ISA Interchile, una de las transmisoras eléctricas más importantes del país que opera infraestructura de transmisión clave para habilitar la transición energética de Chile.

“La salida de una línea de transmisión

no debería escalar

a un apagón

(25F)

de alcance nacional”

Luis Llano, CEO de ISA Energía en Chile

INVERSIÓN, PLANIFICACIÓN Y RESILIENCIA MARCAN LA VISIÓN DEL EJECUTIVO, QUIEN ADVIERTE BRECHAS EN COORDINACIÓN Y REFUERZA LA NECESIDAD DE ROBUSTECER LA OPERACIÓN DEL SISTEMA.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Luis Llano, CEO de ISA Energía en Chile, aborda los principales desafíos en materia regulatoria y de inversión en transmisión, junto con su rol en la seguridad del suministro. Asimismo, analiza las lecciones que dejó el corte del 25 de febrero, poniendo el foco en la resiliencia, la coordinación y la capacidad de respuesta del sistema eléctrico.

¿Qué elementos del marco regulatorio e institucional son clave para las decisiones de inversión de ISA Energía y su proyección regional desde Chile?

Las decisiones de inversión en transmisión están profundamente ligadas a la estabilidad regulatoria, la fortaleza institucional y la capacidad del Estado para sostener una planificación de largo plazo. Se trata de infraestructura diseñada para operar por déca -

“

La predictibilidad regulatoria y la coherencia institucional no son atributos deseables, sino condiciones básicas para invertir”

das, por lo que la predictibilidad regulatoria y la coherencia institucional no son atributos deseables, sino condiciones básicas para invertir con convicción en esta industria, fundamental para el crecimiento actual y futuro del país.

También es importante reconocer avances recientes, como la Ley Marco de Autorizaciones Sectoriales, las iniciativas para reducir duplicidades en la evaluación de proyectos y la Ley de Transición Energética. Son señales positivas que apuntan a destrabar la inversión en infraestructura estratégica sin bajar estándares, fortaleciendo la capacidad de Chile para ejecutar este tipo de obras, algo clave para un país que avanza hacia una economía cada vez más electrificada.

¿Qué factores explican el mayor protagonismo de la transmisión en la seguridad del suministro y la eficiencia del sistema?

La transmisión eléctrica cumple un rol clave en el desarrollo del país, porque contribuye a la seguridad y estabilidad del suministro, así como a reducir costos y fortalecer la competitividad del sistema eléctrico en su conjunto. En -

tonces, más que una mayor visibilidad, lo que hoy existe es una mayor conciencia del rol estructural que la transmisión siempre ha tenido, y que en la época actual tiene, como habilitador de la transición energética, la cual simplemente no es viable, sin redes capaces de transportar energía desde los centros de generación hasta los de consumo.

La entrada en operación de la línea Cardones–Polpaico permitió una integración efectiva entre el norte y el centro-sur, reduciendo significativamente los costos de operación del sistema y habilitando mayor penetración de energías renovables, evidenciando el valor sistémico de esta interconexión. Sin embargo, el rápido crecimiento de la generación solar y eólica han detonado un aumento exponencial de los vertimientos de energía renovable, que también hicieron visible el desacople entre el crecimiento acelerado de la generación y la capacidad de transmisión de la red.

Un análisis de especialistas del BID muestra con claridad el impacto de dicha interconexión en Chile. Tras la integración efectiva entre el norte y el centro-sur en 2019, la diferencia de precios promedio mayorista se redujo de US$33,7 a US$7,5 por MWh, la generación solar aumentó en

“

Un reinicio corresponde a una detención y reanudación controlada, sin pérdida de configuraciones ni alteración del esquema de protección, mientras que un reseteo implica la restauración a parámetros de fábrica, con efectos completamente distintos sobre la operación”.

180% y los costos de generación cayeron en torno a un 8%. Esta es evidencia concreta de cómo una mayor interconexión no solo mejora la eficiencia del sistema, sino que también acelera la incorporación de energías renovables y genera beneficios directos para los consumidores.

Frente a una mayor variabilidad climática y eventos extremos, ¿cómo están evolucionando los estándares técnicos y las decisiones de inversión en transmisión?

La mayor incertidumbre y va -

“ La resiliencia del sistema eléctrico no depende

de un activo o empresa en particular, sino de cómo el sistema completo está diseñado y coordinado”

riabilidad climática llevan a la ausencia de supuestos estables que complejizan las decisiones de diseño, licitación y operación de la transmisión. Incendios, olas de calor, eventos de viento, inundaciones, hielo o sequías obligan a reforzar estándares, compartir aprendizajes e incorporar estrategias de adaptación.

Esto exige considerar con mayor profundidad las condiciones del territorio, porque no es lo mismo construir en la costa, la montaña o el desierto y aceptar que, por definición, no existe riesgo cero. La excelencia técnica no elimina la incertidumbre, pero sí permite gestionarla de manera informada y responsable. A ello se suma una cadena de suministro global cada vez más tensionada, con restricciones en plazos y disponibilidad de equipos críticos.

Frente a este escenario, la incorporación de innovación tecnológica como drones, prefabricación, BIM, gemelos digitales y una mayor coordinación entre

actores con mecanismos viables de colaboración o cooperación, son clave para fortalecer la resiliencia.

Tras el corte del 25 de febrero, ¿qué lecciones deja este evento en materia de planificación y coordinación del sistema?

El evento del 25 de febrero dejó una lección clara: la resiliencia del sistema eléctrico no depende de un activo o empresa en particular, sino de cómo el sistema completo está diseñado y coordinado para responder ante contingencias severas.

Los análisis técnicos han evidenciado la existencia de brechas estructurales en el sistema de potencia. La salida de una línea relevante no debiera escalar a un apagón como el ocurrido, y ese hecho obliga a revisar los mecanismos de defensa, coordinación y recuperación del sistema en su conjunto, con una mirada preventiva y prospectiva.

Esto refuerza la necesidad de fortalecer la operación del sis-

Proyecto de ISA Interchile en el país.

“

El sistema en su conjunto no logró autoreponerse como estaba diseñado”.

tema bajo el principio de seguridad, incorporando con mayor peso atributos como robustez y capacidad de recuperación, en un contexto de creciente complejidad y exigencia derivado de la transición energética. Implica internalizar adecuadamente estos atributos en la planificación tanto de la operación del sistema, como de la expansión de la transmisión mediante análisis multivalor. Así mismo, requiere mantener

y reforzar el desarrollo coherente de servicios complementarios e infraestructura asociada, de modo que el diseño y la operación del sistema se articulen para habilitar una red más segura, resiliente y preparada para enfrentar contingencias severas.

Desde la experiencia de ISA Energía en ese episodio, ¿qué aspectos operacionales o de coordinación no debieran repetirse?

Nuestra infraestructura conecta los sistemas norte y centro a través de la línea Cardones–Polpaico, de 753 kilómetros a 500 kV en doble circuito. El 25 de febrero de 2025 se produjo la desconexión automática de uno de sus tramos (Nueva Maitencillo–Pan de Azúcar). Luego, se produjo un segundo evento sistémico de propagación que llevó a un apagón total del SEN. Es importante enfatizar que se trata de dos eventos distintos: la salida inicial de un tramo de línea y, posteriormente, un colapso del sistema cuya magnitud excede el ámbito de una instalación individual y corresponde a un hecho multifactorial.

Desde el punto de vista normativo y de planificación de la operación del SEN, la salida de una línea de transmisión no debiera, ni debe escalar a un apagón de alcance nacional. Ese hecho puso en evidencia brechas sistémicas en los esquemas de defensa, monitoreo, coordinación y reposición del servicio del sistema, ajenas a la infraestructura de la compañía y fuera del comportamiento esperado conforme a la normativa vigente. Nuestra línea cuenta con mecanismos de reconexión automática del orden de un segundo, los cuales operaron correctamente. Sin embargo, el sistema en su

“

Auditorías técnicas independientes han confirmado que los sistemas de protección de la línea están correctamente diseñados, implementados y mantenidos”.

“ El evento del 25 de febrero dejó una lección clara: la resiliencia del sistema eléctrico no depende de un activo o empresa en particular, sino de cómo el sistema completo está diseñado y coordinado para responder ante contingencias severas”.

conjunto no logró autoreponerse como estaba diseñado, lo que refuerza que el principal desafío no estuvo en un activo específico, sino en la capacidad sistémica de absorción y recuperación frente a una perturbación probable.

Durante los análisis desarrollados por el CEN y en el marco del proceso que adelanta la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, la compañía ha colaborado plenamente, entregando todos los antecedentes requeridos. En ese contexto, auditorías técnicas independientes han confirmado que los sistemas de protección de la línea están correctamente diseñados, implementados y mantenidos.

En los antecedentes demostramos el defecto de fábrica en los equipos y el cumplimiento normativo ante el reinicio a las comunicaciones realizado previo a la desconexión. Sobre esto último se ha visto una discusión técnica influenciada por una confusión conceptual relevante entre

lo que es un reinicio y un reseteo de sistemas, distinción que resulta clave desde el punto de vista operativo y normativo. Un reinicio corresponde a una detención y reanudación controlada, sin pérdida de configuraciones ni alteración del esquema de protección, mientras que un reseteo implica la restauración a parámetros de fábrica, con efectos completamente distintos sobre la operación. Una analogía útil es la de un teléfono celular: activar y luego desactivar el modo avión corresponde a un reinicio de las comunicaciones; restaurar el equipo a configuración de fábrica, en cambio, sería un reseteo.

La acción realizada con anterioridad a la desconexión de la línea, correspondió inequívocamente a un reinicio de las comunicaciones, que no requería autorización previa conforme a la normativa vigente y que, por diseño, no estaba destinada a provocar una operación de protección.

CLOU ELECTRONICS

Diseñado para resolver los principales retos que enfrenta el sector de las energías renovables, CLOU Electronics lanzó al mercado Aqua-C3.0 Ultra, su nuevo sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) “todo en uno” de última generación.

La firma, líder en innovación para soluciones BESS y que cuenta con el respaldo de Midea, anunció que este nuevo desarrollo mide más de 10 pies, opera con refrigeración líquida y dispone de conversión de corriente continua (CC) a corriente alterna (CA).

“Está diseñado para resolver los principales retos del sector y establecer nuevos estándares de densidad, eficiencia y rentabilidad en el mercado mundial del almacenamiento de energía”, sostiene Jeffrey Tu, Senior Business Development Manager de CLOU Electronics.

Desafíos en baterías

A medida que se acelera la transición energética mundial, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías se han convertido en la piedra angular de redes eléctricas fiables y alimentadas por energías renovables.

Sin embargo, el sector sigue enfrentándose a obstáculos que limitan la rentabilidad

A juicio de la compañía, esta nueva solución de almacenamiento de energía por baterías “todo en uno” redefine los estándares de densidad, eficiencia y rentabilidad del mercado.

de los proyectos, la eficiencia operativa y la generación de valor a largo plazo, todo ello en torno al indicador clave del coste nivelado de la energía (LCOE).

“En primer lugar, el sector se ve afectado por el aumento vertiginoso de los costos de transporte. A medida que se amplía la capacidad de los sistemas de almacenamiento de energía por baterías (de 3,7 MWh a 7 MWh en unidades de alrededor de 6 metros), el peso unitario se dispara de 38 a 54 toneladas, lo que da lugar a restricciones en el traslado por carretera, gastos inflados y dificultades en la manipulación in situ”, precisa Jeffrey Tu.

Dice que el segundo reto es que los crecientes costos de mantenimiento merman la rentabilidad a largo plazo. La inconsistencia de las celdas en las últimas fases provoca una reducción de la capacidad de ciclo, paradas frecuentes y un aumento vertiginoso de los costos de mano de obra.

En tercer lugar, las ineficiencias de los PCS basados en silicio desperdician energía y

CLOU Electronics

Jeffrey Tu

Senior Business Development Manager

Correo: Jeffrey@szclou.com

Whatsapp: +1 626-327-3020

https://www.clouess.com/

espacio. “Los convertidores convencionales IGBT (Transistor Bipolar de Puerta Aislada) de silicio adolecen de un gran espacio ocupado y una baja eficiencia de conversión, lo que merma directamente la producción del sistema y eleva el LCOE a lo largo del ciclo de vida del activo”, asevera.

Por último, advierte que las deficiencias de adaptación a la red amenazan la fiabilidad. “Los sistemas tradicionales de seguimiento de la red (GFL) carecen de resiliencia ante las fluctuaciones de frecuencia, ofrecen un soporte de tensión débil y fallan en situaciones de red débil o de aislamiento, sin poder satisfacer las exigencias de las redes con alta penetración de energías renovables”, indica Jeffrey Tu.

En este contexto, CLOU buscó abordar directamente cada uno de los puntos débiles, redefiniendo el valor del ciclo de vida y reduciendo el costo nivelado de la energía (LCOE).

Dos configuraciones

Con celdas de gran formato de 587 Ah, Aqua-C3.0 Ultra está disponible en dos configuraciones. La versión de CC alcanza una densidad energética líder en el sector de 535 kWh/m², mientras que la versión híbrida de CA/CC incorpora la tecnología PCS de cadena de SiC de segunda generación de CLOU. Esto reduce el volumen del

inversor en un 50% y alcanza una eficiencia máxima de 99,15%.

Con una densidad energética del sistema de 480 kWh/m², ambas especificaciones representan mejoras que las hacen líderes en el sector, ofreciendo una densidad energética superior en 13,5%, y un peso inferior en más de 15% al de los sistemas convencionales de 6 metros (423 kWh/m²).

En comparación con estos últimos, ya sea en sus versiones de 5 MWh, 6,251 MWh y más de 7 MWh, este diseño optimiza el equilibrio entre capacidad, dimensiones y peso, reduciendo los costes logísticos medios en más de un 40% por Wh y los costes totales de transporte entre un 11% y un 46% por Wh.

Menos espacio

Además, Aqua-C3.0 Ultra admite la instalación en paralelo y en serie, lo que ahorra un 20% de superficie (kWh/m²) en comparación con las disposiciones paralelas de un solo lado. Esto supone un cambio revolucionario para los proyectos a escala industrial con limitaciones de terreno.

El núcleo del sistema lo constituyen las celdas LFP de alto rendimiento de 587 Ah con una vida útil de más de 10.000 ciclos, combinadas con el diseño PACK de tercera generación de CLOU, que cuenta con un 30% menos de componentes para mejorar la fiabilidad y simplificar el mantenimiento.

El PCS de carburo de silicio GFM integrado alcanza una eficiencia máxima del 99,15%, mientras que la tecnología de transferencia de energía DC-DC a nivel de celda, exclusiva de CLOU, aumenta la capacidad total disponible del sistema en un 4%, elimina la recarga manual y reduce las pérdidas por inconsistencias, lo que eleva la eficiencia de ida y vuelta (RTE) de CA a un máximo del 92% a plena carga.

“Aqua-C3.0 Ultra está diseñado para resolver los principales retos del sector y establecer nuevos estándares de densidad, eficiencia y rentabilidad en el mercado mundial del almacenamiento de energía”, Jeffrey Tu, Senior Business Development Manager de CLOU Electronics.

a las heladas de hasta -30ºC, su tolerancia al calor de hasta 50ºC (opcional 55ºC), su resistencia a la corrosión C5-M y su conformidad con la norma sísmica IEEE 693 y la certificación UL9540A.

Altamente compatible

La versión DC/AC All-In-One incorpora tecnología SiC PCS de formación de red, lo que reduce en un 50% el tiempo de instalación y puesta en marcha in situ. Es compatible con funciones esenciales de formación de red, como la regulación de frecuencia primaria, la respuesta de inercia, el arranque autónomo y la supresión de oscilaciones de banda ancha.

Estas capacidades satisfacen de manera integral las diversas demandas de aplicación en escenarios de reducción de peaks en el lado de la generación, almacenamiento de energía en el lado de la red y arbitraje por la parte del usuario.

Concebido para condiciones de funcionamiento extremas en todo el mundo,

Expansión

En materia de soporte y respuesta en terreno, el ejecutivo destaca la alianza alcanzada con la empresa Ingenova, como Partner de Servicio, la que les permite contar con ingenieros locales, soporte técnico 24/7 desde la fábrica, bodegas con repuestos en el país, y un equipo entrenado con más de 20 años de experiencia.

Además de Chile, desde su fundación en 1996 como división energética del Grupo Midea, CLOU ha ampliado su presencia en América Latina con proyectos en desarrollo en Brasil, Argentina, Colombia y México. “Esto confirma nuestro compromiso de convertirnos en un proveedor de servicios energéticos de primer nivel en Sudamérica”, subraya Jeffrey Tu.

En la región la firma ya ha alcanzado los 1,3 GWh en proyectos de almacenamiento de energía, incluyendo el primero a escala de red de Sudamérica en el desierto de Atacama (2023). Mientras que, a nivel global, considerando América, Europa, Asia y África, CLOU totaliza 16 GWh.

Tarifas eléctricas:

Costos sistémicos y señales regulatorias reabren

el debate tarifario

EL REINGRESO DE LOS DECRETOS REACTIVÓ UNA DISCUSIÓN DE FONDO SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE COSTOS, LAS BRECHAS REGULATORIAS Y SUS EFECTOS EN LAS CUENTAS DE LUZ Y LA COMPETITIVIDAD.

La discusión en torno al sistema eléctrico volvió a tomar fuerza tras el reingreso de los decretos por parte del Ministerio de Energía a Contraloría, con ajustes normativos. Si bien el Ejecutivo apunta a otorgar mayor coherencia y certeza jurídica, distintos actores del sector advierten que el proceso reabre temas estructurales aún pendientes.

Entre ellos, la asignación de cargos, el funcionamiento de ciertos mecanismos y los efectos que estos elementos podrían tener tanto en clientes industriales como en usuarios residenciales.

Costo eléctrico y competitividad minera

Desde el sector minero, José Tomás Morel, gerente de estudios de Consejo Minero, plantea que el costo eléctrico es hoy un factor estructural para la competitividad. “El costo para la minería del cobre en Chile en 2025 fue de 101 US$/ MWh, mientras el promedio de

países mineros competidores fue de 87 US$/MWh. En Chile tenemos un costo 16% más alto, y si miramos Perú, la diferencia aumenta a 26%”, afirma.

En esa línea, Morel agrega que la electricidad tiene un peso relevante en la estructura de costos del sector. “Con una participación de 11% en los costos operacionales, la electricidad es un insumo clave para la minería. Si además se considera la tendencia a electrificar procesos y el mayor uso de agua de mar, el desafío de tener costos comparables con otros países se vuelve todavía más relevante”.

Desde esta perspectiva, una parte importante del problema se encuentra en componentes de origen regulatorio. “El componente del costo de la electricidad que más ha crecido es el de origen regulatorio, de modo que ese es el ámbito en que debe trabajarse”, sostiene.

En particular, sobre el régimen aplicable a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), el ejecutivo de Consejo Minero resalta

“El componente del costo de la electricidad que más ha crecido es el de origen regulatorio, de modo que ese es el ámbito en que debe trabajarse”, José Tomás Morel, gerente de estudios de Consejo Minero.

Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor, coincide en que los cambios van en una dirección positiva, aunque insuficiente. “Los cambios reglamentarios, en su mayor parte, van en línea con mejoras en la operación del sistema eléctrico y hacen la bajada a la aplicación de los últimos cambios legales de la Ley de Transición Energética”, manifiesta.

que “en los últimos años ha significado transferencias de US$700 millones, principalmente desde los clientes libres mineros”, y agrega que esperaban que los cambios reglamentarios permitieran corregir esa situación con mayor rapidez.

Asimismo, Morel señala que “los decretos reingresados a Contraloría, en lo que respecta a PMGD, están bien orientados y esperamos que prontamente entren a regir, sin perjuicio de que las mejoras se verán recién en el mediano y largo plazo”.

Clientes libres y funcionamiento del sistema

Por su parte, desde la perspectiva de los grandes clientes libres,

Sin embargo, advierte que siguen existiendo materias pendientes. “Quedan varios temas que no son materia de estos reglamentos, como el funcionamiento más eficiente del mercado de servicios complementarios y los pagos por potencia, que han llevado a una sobreinstalación de generación diésel en nuestro sistema”.

En cuanto a los efectos esperados, Bustos plantea que los impactos no serían inmediatos. “Los precios que pagan los clientes están dados por contratos de largo plazo, por lo que el efecto se verá en los próximos años”.

Aun así, sostiene que el ajuste en PMGD puede tener efectos en cargos sistémicos. “La reducción de distorsiones en el régimen para PMGD va a tener un impacto positivo mejorando el nivel de cargos sistémicos en el corto plazo, pero no completamente porque el me-

“La reducción de distorsiones en el régimen para PMGD va a tener un impacto positivo mejorando el nivel de cargos sistémicos en el corto plazo”, Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor.

canismo de compensaciones para ellos se mantiene hasta 2034”.

El director ejecutivo de Acenor agrega que todavía se requieren cambios adicionales. “Va a ser necesario avanzar en otras medidas para que el efecto sobre tarifas sea más significativo”, afirma.

En este marco, Bustos identifica como principal problema estructural el peso de los cargos sistémicos. “El principal cargo sistémico que pagan los clientes no regula-

dos y que comenzarán a pagar los clientes regulados el próximo año es el cargo que generan las compensaciones para el precio estabilizado que reciben los PMGD”.

A lo anterior se suma que “no se ha avanzado en mayor eficiencia en el mercado de Servicios

Las distorsiones, la falta de competencia y los precios estabilizados que existen en la industria eléctrica se traspasan directamente a tarifas a los consumidores”, Hernán Calderón, presidente de Conadecus

Complementarios, y existen temas que impactan directamente como el precio de la potencia, que ha generado sobreinversión en capacidad a generación diésel”.

Asimismo, en cuanto al efecto sobre inversión y electrificación, advierte: “Que los clientes no puedan anticipar cuál va a ser el costo eléctrico dificulta el aumento de la demanda eléctrica y la evaluación de proyectos de electrificación”.

Impacto en consumidores y señales pendientes

Desde la mirada de los consumidores, Hernán Calderón, presidente de Conadecus, pone el foco en el efecto que estas

distorsiones podrían tener en las cuentas de luz. “El mecanismo todavía vigente ha generado pagos excesivos e injustificados en favor de ciertas empresas generadoras, distorsionando el mercado eléctrico y encareciendo la energía para los consumidores y para las empresas”, sostiene.

Respecto del reingreso de los reglamentos, resalta que “el Ministerio de Energía reingresó los reglamentos retirados y sostuvo en la comisión de energía del Senado que estaban bastante buenos y se ingresaron sin cambios”. Sin embargo, Calderón insiste en que persisten factores que presionan las tarifas. “Las distorsiones, la falta de competencia y los precios estabilizados que existen en la industria eléctrica se traspasan directamente a tarifas a los consumidores”.

Otro elemento en discusión es la indexación de contratos

División Ministro Hales de Codelco.

“Debe considerarse cambios de fondo en la industria eléctrica con tarifas justas, seguridad, incorporando medidas pro-competencia y transparencia en la industria de cara al consumidor”, Hernán Calderón, presidente de Conadecus

HERNÁN CALDERÓN, presidente de Conadecus.

más antiguos.

“Los contratos de suministro más antiguos permanecen indexados al precio del petróleo, en circunstancia que las empresas titulares de esos contratos ya no emplean combustibles fósiles, sino compran energía renovable casi a costo

cero para venderla como si hubiese sido generada mediante petróleo, gas o carbón”.

Sobre confianza institucional, el dirigente sostiene que el debate no puede limitarse a ajustes puntuales. “Debe considerarse cambios de fondo en la industria eléctrica con tarifas justas, seguridad, incorporando medidas pro-competencia y transparencia en la industria de cara al consumidor”.

Integración de energías renovables en el sistema:

La ruta frente a la dependencia de

combustibles fósiles

EL ALZA Y LA VOLATILIDAD DE LOS PRECIOS ENERGÉTICOS EXPONEN LA VULNERABILIDAD DEL PAÍS FRENTE A FACTORES EXTERNOS, REFORZANDO LA NECESIDAD DE AVANZAR HACIA MAYOR SEGURIDAD.

La dependencia de Chile de los hidrocarburos provenientes del exterior conlleva una serie de desafíos y riesgos para el país, especialmente cuando la cadena de suministro se ve afectada. Una preocupación que ha sido abordada por la ministra de Energía, Ximena Rincón, en diversos encuentros. “Nuestro país, como muchas economías abiertas, presenta alta dependencia de importaciones en materia de hidrocarburos”, ha expresado.

En esa línea, ha comentado que más del 95% del petróleo consumido es importado y que cerca del 80% del gas natural proviene del extranjero. Este escenario implica una alta exposición ante eventuales conflictos bélicos o disrupciones logísticas, las que pueden impactar tanto la disponibilidad como el precio de estos recursos.

Frente a este escenario, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva

de Acera A.G., considera que se debe acelerar una transición que ya está en marcha, es decir, avanzar decididamente hacia la electrificación del consumo, reemplazando el uso final de combustibles fósiles por electricidad, en donde actualmente las energías renovables tienen una participación del 65%.

En este contexto, asegura que el desafío ya no es sólo terminar de descarbonizar la generación, sino también electrificar la economía en su conjunto.

“Chile tiene ventajas comparativas únicas para liderar este proceso. Contamos con una matriz eléctrica cada vez más renovable y con un despliegue creciente de almacenamiento, lo que nos permite proyectar una electrificación competitiva en sectores como transporte, industria y ciudades. Esto no sólo reduce emisiones, sino que también puede disminuir significativamente la dependencia de importación de combustibles fósiles, que representan un costo

Nuestro país, como muchas economías abiertas, presenta alta dependencia de importaciones en materia de hidrocarburos”, Ximena Rincón

del orden de 15.000 - 20.000 millones de dólares al año”, recalca la líder gremial. Sin embargo, la autoridad de Acera advierte que, para aprovechar esta oportunidad, “se requiere una señal país clara, acelerar la inversión en transmisión y distribución, modernizar la regulación y habilitar nuevos usos eléctricos. La electrificación profunda no es sólo una agenda energética, es una estrategia de desarrollo, seguridad y competitividad para Chile”.

Un nuevo modelo energético

En línea con lo anterior, en la visión de Claudio Seebach, decano de la Facultad de Ingenie -

ría y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), la reciente alza de precios provocada por el escenario mundial posiblemente dará un impulso mayor a una tendencia que ya se viene registrando por lo menos hace una década en algunas partes del mundo: la transición desde un modelo energético basado en combustibles fósiles (los que representan cerca del 80% de la energía primaria mundial) a uno que se sustente en minerales como el cobre, el litio, las tierras raras, y los electrones.

Al respecto, el académico destaca que el potencial de estos minerales para generar, transmitir y almacenar electricidad de manera más eficiente y sustentable pone a cualquier país que disponga de estos recursos, como es el caso de Chile, en una posición única para liderar esta transición.

“Nuestro país ya ha avanzado en la electrificación de algunos sectores estratégicos, como es el caso del transporte público, pero aún está pendiente la adopción de estas tecnologías al interior de los hogares y al resto de la ciudad. Un marco regulatorio claro, que incentive la inversión en la distribución y el

La energía solar se ha convertido en un componente relevante de la matriz nacional.

Se

requiere una señal país clara, acelerar la inversión en transmisión y distribución, modernizar la regulación y habilitar nuevos usos eléctricos”, Ana Lía Rojas

consumo de estas y otras energías limpias, es un paso indispensable para continuar en esta dirección”, recalca.

Electromovilidad y costos operacionales

El alza en el precio de los combustibles ha reforzado una de las principales ventajas de los vehículos eléctricos: su menor costo por kilómetro recorrido en comparación con los de combustión.

“Con los nuevos precios, un

vehículo de combustión promedio puede gastar cerca de $120 por km, mientras que uno eléctrico, cargado en el hogar, se sitúa entre $30 y $40 por km”, menciona Gustavo Hunter, jefe de movilidad sostenible de la Asociación Nacional Automotriz de Chile A.G (ANAC).

El profesional explica que, desde la perspectiva de

Aún está pendiente la adopción de estas tecnologías al interior de los hogares y al resto de la ciudad”, Claudio Seebach

al hecho que, al analizarse en función del kilometraje, “si antes un vehículo eléctrico resultaba más conveniente a partir de kilometraje anual cercanos a los 30 mil km, hoy ese umbral puede reducirse a alrededor de los 25 mil km o menos, según sea el caso”, añade.

flotas, al considerar el costo total de propiedad —que incluye el valor del vehículo y los costos de operación, como energía y mantenimiento—, los vehículos eléctricos resultan más competitivos.

ANA LÍA ROJAS, directora ejecutiva de Acera A.G.

En este contexto, la mayor inversión inicial de un vehículo eléctrico se compensa en un menor plazo gracias a los ahorros asociados a su menor costo de operación; sumado

Sin embargo, aunque las actuales condiciones económicas representan una oportunidad para avanzar en la electrificación, gremios como la ANAC consideran que no son suficientes por sí solas, haciendo hincapié en que persisten barreras que mantienen a Chile rezagado en la región, ubicándose por detrás de países como Colombia, Brasil y Uruguay en penetración de este tipo de vehículos.

Frente a este panorama, Gustavo Hunter comenta que la organización ha propuesto una serie de medidas: “Mantener beneficios para los vehículos eléctricos, como el permiso de circulación costo 0; generar incentivos a la compra; potenciar al vehículo eléctrico como herramienta de trabajo, permitiendo, por ejemplo, que puedan descontar el IVA para pymes y/o empresas; facilitar la instalación

Desde el sector energético dan cuenta de la necesidad de acelerar la inversión en transmisión y distribución.

“

La electrificación del transporte no sólo permite

reducir emisiones, sino también avanzar hacia una mayor independencia energética”, Gustavo Hunter

de puntos de carga en edificios; acelerar los procesos de conexión de cargadores públicos, buscar tarifas especiales para electromovilidad; y arancel 0 a importaciones de vehículos de nuevas energías, entre otras”.

“Avanzar en estas medidas es clave para posicio -

nar a Chile como líder en electromovilidad. Hoy estamos lejos de ese objetivo, pese al enorme potencial de nuestras energías renovables. La electrificación del transporte no sólo permite reducir emisiones, sino también avanzar hacia una mayor independencia energética, evitando la exposición a la volatilidad de los precios internacionales de los combustibles”, concluye el jefe de movilidad sostenible de la ANAC.

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Abordamos las principales temáticas relacionadas con generación, transmisión y distribución de energía.

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Chile frente a los SMRs: nuevo horizonte de despliegue nuclear

Por Alejandra Alfaro, Red Nuclear Chilena

Desde su nacimiento hace siete décadas con reactores de capacidad modesta, la industria nucleoeléctrica evolucionó hacia unidades progresivamente mayo -

res para maximizar economías de escala frente a costos fijos crecientes, predominando hoy capacidades superiores a 1200 MW en reactores convencionales.

Revirtiendo la lógica de cre -

cimiento, los SMRs proponen volver a capacidades reducidas —típicamente entre 50 y 300 MW— replicadas en serie a partir de un diseño único. Constituyen una innovación en el modelo de producción: en lugar de construir un reactor de gran escala en terreno, trasladan el proceso al entorno controlado de una fábrica que produce módulos estandarizados, capturando las curvas de aprendizaje de la producción industrial. Estos módulos se transportan al sitio y se ensamblan, permitiendo un escalamiento gradual de capacidad según evolución de demanda.

Los SMRs conservan los atributos técnicos de la nuclear convencional: proveen potencia firme, despachable y limpia, con costos de combustible proporcionalmente menores al gas natu -

Esquema básico de un reactor nuclear para producir electricidad.

Chile actualmente carece de un marco normativo para energía nuclear de potencia y la excluye de su política energética. Lo que hoy corresponde no es una decisión de inversión, sino una decisión de análisis”.

ral en sus costos de generación, resultando en una significativamente menor sensibilidad a volatilidad. Como máquinas síncronas aportan inherentemente servicios complementarios: inercia, regulación de frecuencia y tensión, y capacidad de cortocircuito — atributos cuya provisión por generación basada en inversores requiere soluciones adicionales—, convirtiéndolos en complemento natural de las renovables. Su escala los hace atractivos donde otras tecnologías no llegan — faenas mineras, redes aisladas— extendiendo su potencial hacia aplicaciones no eléctricas.

ALEJANDRA ALFARO, Red Nuclear Chilena

Chile debe evaluar la opción nuclear con la visión de futuro que toda estrategia de desarrollo nacional amerita”. “

Al atractivo balance técnico, convendría abordar su economía. La falta de experiencia constructiva a escala no disipa todavía la incertidumbre sobre costos finales. Estudios recientes sugieren que ganancias en estandarización y aprendizaje podrían compensar —pero no exceder— la pérdida de economías de escala, arrojando un costo overnight por kW equivalente al de la nuclear convencional. Sin embargo, la ventaja decisiva no es de costo overnight: es de riesgo. A diferencia de una central convencional, un SMR tiene un horizonte de construcción más corto y un desembolso modular que reducen tanto el costo de financiamiento —que puede representar hasta dos tercios del LCOE convencional total— como la exposición al riesgo durante construcción.

Se reportan 74 diseños de SMRs globalmente. Ya operan dos unidades flotantes en Asia, y China iniciará operación comercial este semestre del primer SMR terrestre, el Linglong One. Los primeros SMRs occidentales se proyectan disponibles comercialmente hacia principios de la próxima década. Como toda tecnología, los SMRs recorrerán la curva de aprendizaje comercial,

desde sus primeros FOAKs —First of a Kind, primeras unidades que absorben el costo de dominar una tecnología compleja— hasta unidades maduras NOAK —Nth of a Kind— donde los costos se estabilizan. Estudios técnicos documentan reducciones progresivas desde las primeras unidades, alcanzando estabilización completa tras más de 10 unidades consecutivas del mismo diseño, volumen que puede lograr reducciones totales de hasta 36% en costos de construcción. Transitar exitosamente esta curva significa desarrollar capacidad tecnológica institucional consolidada. Un orderbook de 10 unidades no requiere ser asumido unilateralmente. Colombia, Perú y Ecuador han expresado compromisos vinculantes hacia la adopción nuclear, que combinados con las décadas de experiencia de Argentina —líder regional— y Brasil, configuran el potencial para una alianza sudamericana de desarrollo nuclear. Una cooperación enfocada en construcción puede ampliarse a componentes y servicios durante operación, consolidando cadenas de suministro que impulsen prosperidad económica y sofisticación tecnológica regional.

“

La oportunidad estratégica de liderar la adopción de SMRs, en lugar de

adaptarse posteriormente a estándares definidos por otros, es acotada en

el tiempo”.

Chile actualmente carece de un marco normativo para energía nuclear de potencia y la excluye de su política energética. Lo que hoy corresponde no es una decisión de inversión, sino una decisión de análisis: evaluaciones de conveniencia de incorporación y diagnóstico de brechas normativas que abran el debate sobre bases técnicas sólidas, con información de alto estándar aplicada a la realidad nacional que permita una evaluación rigurosa.

La oportunidad estratégica de liderar la adopción de SMRs, en lugar de adaptarse posteriormente a estándares definidos por otros, es acotada en el tiempo: Chile debe evaluar la opción nuclear con la visión de futuro que toda estrategia de desarrollo nacional amerita.

Energía y territorio:

hacia un modelo de uso compartido

Chile ha consolidado su liderazgo solar, pero el desafío ya no es solo crecer, sino integrar. Así lo plantea Darío Morales, director ejecutivo de Acesol, quien afirma que “el futuro de la industria reside en la integración inteligente”, en un escenario donde la expansión de parques fotovoltaicos comienza a exigir soluciones cada vez más adaptadas al entorno y a sus condiciones operativas.

En esa línea, la agrovoltaica se posiciona como una de las expresiones más concretas de este cambio. Morales sostiene que “no es una alternativa a la agricultura, sino su mejor aliado tecnológico”, destacando su potencial para reducir el estrés térmico de los cultivos y permitir ahorros hídricos que podrían alcanzar hasta un 35%, en un contexto de creciente presión sobre los recursos.

diciones extremas como radiación, polvo y variabilidad térmica, Morales advierte que “el éxito depende de la adaptación técnica”, una premisa que hoy orienta tanto el diseño de sistemas agrovoltaicos como la ingeniería y el mantenimiento de parques fotovoltaicos.

DARÍO MORALES, director ejecutivo de Acesol

A medida que la industria evoluciona, el desafío deja de estar en la instalación de capacidad y se traslada a su escalamiento. “Debemos pasar de los pilotos a la política pública”, expone el ejecutivo, subrayando la necesidad de generar marcos que permitan masificar soluciones y avanzar hacia modelos de uso dual del suelo en distintos territorios del país.

Este enfoque de integración también dialoga con los desafíos técnicos que enfrentan las plantas solares en operación. Frente a con-

En este escenario, la expansión solar redefine su relación con el territorio y sus actividades productivas. Como concluye Morales, “la industria solar no viene a competir por el suelo; viene a tecnificar el campo”, en una transición donde el diseño, la gestión de activos y la adaptación a condiciones locales serán claves para sostener el desempeño en el largo plazo.

SAESA INNOVA: SOLUCIONES ENERGÉTICAS INTEGRADAS PARA UN MERCADO EN TRANSFORMACIÓN

SAESA INNOVA CONTINUA AMPLIANDO SU OFERTA DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS INTEGRADAS QUE ACOMPAÑAN EL DESARROLLO DE SUS CLIENTES, COMBINANDO EXPERIENCIA, CAPACIDAD TÉCNICA Y UNA EJECUCIÓN EFICIENTE PARA ENFRENTAR LOS DESAFÍOS DE UN MERCADO EN CONSTANTE EVOLUCIÓN.

En un escenario donde la energía solar continúa consolidándose como uno de los principales motores de la transición energética en Chile, Saesa Innova ha fortalecido su rol como socio estratégico tanto para la industria como para el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a través del desarrollo de soluciones de alta complejidad y una propuesta energética cada vez más integrada. Durante los últimos años, la compañía ha desarrollado más de 55 MW en proyectos de autoconsumo y netbilling a lo largo del país, experiencia que ha sido clave para consolidar sus capacidades

técnicas y de ejecución. Este recorrido se traduce en una base sólida que posiciona a Saesa Innova como un actor clave y competitivo para el desarrollo de proyectos PMGD, permitiéndole abordar iniciativas de mayor escala y aportar al avance hacia una matriz energética más descentralizada, flexible y resiliente. Este crecimiento no solo refleja una mayor presencia en el mercado, sino también la capacidad de adaptarse a las nuevas necesidades energéticas. “Hoy, tanto clientes industriales como desarrolladores PMGD avanzan hacia soluciones que exigen mayor desempeño, confiabilidad y control sobre su suministro energético. En este contexto, el diseño técnico y la calidad de la construcción se vuelven elementos clave para asegurar una operación estable y sostenible, resguardando además la rentabilidad de la inversión. Nuestro foco está en acompañar a los clientes con propuestas ajustadas a su realidad, permitiéndoles tomar mejores decisiones sobre la gestión de su energía”, señala Camila Trujillo, Gerente de Energía de Saesa Innova.

En línea con esta evolución, la compañía ha impulsado una propuesta basada en soluciones energéticas integradas, que abordan desde las obras eléctricas necesarias para la conexión, hasta la

construcción de plantas fotovoltaicas, la incorporación de sistemas de almacenamiento y su posterior operación y mantenimiento. Este enfoque permite responder de manera integral a desafíos como la estabilidad de costos y la seguridad del suministro. Uno de los ejes relevantes en este desarrollo ha sido la incorporación de sistemas de almacenamiento energético (BESS), tecnología que está tomando un rol cada vez más estratégico tanto en proyectos PMGD como en soluciones para clientes industriales, al permitir optimizar el consumo energético y aportar mayor flexibilidad operativa. En este ámbito, Saesa Innova implementó un piloto de almacenamiento con baterías orientado al control de punta en un cliente industrial de la Región de Los Lagos. La solución, que consideró un sistema de 200 kW / 800 kWh, presentó un desempeño exitoso durante el período de punta de 2025, suministrando más de 66.000 kWh de

energía. “Este resultado permitió mejorar el uso de la energía disponible del cliente y avanzar hacia una operación más eficiente y sostenible. El almacenamiento hoy cumple un rol clave, con resultados concretos en los periodos de mayor demanda energética, especialmente en entornos industriales y proyectos PMGD”, agrega la ejecutiva. De esta manera, Saesa Innova continúa consolidando una propuesta de valor alineada con los desafíos actuales del sector, integrando generación distribuida, almacenamiento y soluciones que permiten una gestión más inteligente de la energía, en línea con la evolución de la industria y las oportunidades que presenta el desarrollo de PMGD en el país.

CONTACTO: SAESA INNOVA

Linkedin: Saesa Innova www.saesainnova.cl

LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

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EN UNA NUEVA FIESTA DEL FÚTBOL

INFANTIL: LOS EQUIPOS DE LAS COMUNAS DE SANTIAGO E INDEPENDENCIA

SE CORONAN CAMPEONES DE LA COPA

ENEL 2026

• Tras dos jornadas de competencia desarrolladas en el Estadio Enel, el torneo reunió a 36 equipos de 18 comunas que disputaron 50 partidos, consolidando a este torneo como uno de los campeonatos de fútbol infantil más relevantes del país.

Un fin de semana lleno de deporte, energía y trabajo en equipo se vivió en una nueva edición de la Copa Enel el pasado 11 y 12 de abril, instancia que reunió a niños y niñas de distintas comunas de la Región Metropolitana en torno al fútbol y los valores que este promueve. En la edición 2026, fueron en total 36 equipos masculinos y femeninos de 18 comunas dentro de la zona de concesión de Enel Distribución que disputaron un total de 50 partidos, bajo un formato que incluyó fase de grupos el sábado 11 y etapas de eliminación directa -cuartos de final, semifinales y finales- durante la jornada del domingo 12.

Tras intensos encuentros y con el permanente apoyo de sus familias y amigos, Independencia en la categoría masculina y el Santiago en la categoría femenina se coronaron campeones de esta nueva edición. Ambos destacaron por su desempeño, compromiso y espíritu deportivo a lo largo de toda la competencia.

El torneo contó, como siempre, con la presencia de su embajador histórico, Iván Zamorano, ex- seleccionado y goleador de Chile, quien acompañó a los participantes y reforzó el mensaje de que el deporte es una herramienta clave para el desarrollo personal y colectivo de niños y niñas.

En línea con el compromiso de la compañía con la sostenibilidad y la economía circular, todos los equipos vistieron uniformes confeccionados con material 100% PET reciclado, incorporando innovación y conciencia ambiental en cada jornada deportiva.

Los equipos ganadores de cada categoría recibieron un reconocimiento especial: cada jugador y jugadora, junto a su director y asistente técnico, obtuvo una giftcard para utilizar en la tienda 100% Fútbol. Más allá de los resultados, la iniciativa contribuye a generar espacios de encuentro que promuevan el deporte, la vida sana y valores como el respeto, la disciplina y el trabajo en equipo.

La Copa Enel 2026 reafirma el compromiso de la compañía con una transición energética justa e inclusiva, integrando el impulso al deporte formativo con iniciativas que promueven un futuro más limpio, responsable y con oportunidades para las nuevas generaciones.

Insumos y soluciones para parques fotovoltaicos:

Desempeño y vida útil de las plantas solares en

condiciones extremas

RADIACIÓN, POLVO Y VARIABILIDAD TÉRMICA DESAFÍAN EL

FUNCIONAMIENTO, IMPULSANDO MEJORAS EN INGENIERÍA, INSUMOS Y GESTIÓN

DE ACTIVOS.

La industria fotovoltaica nacional ha alcanzado un alto grado de desarrollo, pero enfrenta exigencias crecientes derivadas del entorno. Factores como la radiación UV, el material particulado y las oscilaciones térmicas impactan la degradación de los sistemas. En este escenario, el sector refuerza el diseño, la calidad de componentes y las estrategias de mantenimiento. El objetivo es optimizar el rendimiento y prolongar la vida útil de las instalaciones.

A nivel gremial, la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), a través de la voz de su director de Regulación y Políticas Públicas, Danilo Jara, advierte que “los parques solares no presentan necesariamente una menor durabilidad estructural, pero sí enfrentan condiciones operativas extremadamente exigentes, sobre todo en la zona norte, donde factores como la alta radiación UV, la acumulación de polvo, las oscilaciones térmicas y la salinidad provocan un desgaste acelerado en compo-

nentes críticos que debe ser gestionado con rigor”.

El ejecutivo de Acesol agrega que “la longevidad de estas plantas depende directamente del diseño y la ejecución de los proyectos, donde la calidad de los equipos, las decisiones de ingeniería y la estrategia de mantenimiento a largo plazo resultan tan determinantes como el clima”, junto con advertir que “los riesgos operativos están estrechamente vinculados a la ubicación geográfica del proyecto, ya que variables como la disponibilidad de mano de obra, la logística de repuestos y la severidad del soiling pueden comprometer la continuidad del servicio”.

Componentes

Respecto a los componentes, los retos se vuelven más evidentes. Jara menciona que “los mayores desafíos se concentran en los equipos activos, donde los inversores presentan alta sensibilidad al calor, al polvo y a las exigencias operativas, mientras que los trackers enfrentan problemas mecánicos en

La longevidad de estas plantas depende directamente del diseño y la ejecución de los proyectos”, Danilo Jara, director de Regulación y Políticas Públicas de Acesol. “

zonas con viento o abrasión”, aunque aclara que “los módulos fotovoltaicos muestran un comportamiento más estable, pero no están exentos de riesgos como el estrés térmico o las microfracturas”.

Desde la operación en terreno, esta visión es complementada por Atlas Renewable Energy. Su O&M Manager, Pablo Barra, explica que “los factores que afectan

la vida útil de los parques solares dependen en gran medida de la zona geográfica, ya que en el norte la amplitud térmica, el polvo en suspensión, las tormentas de arena y la alta radiación UV generan estrés en los componentes, mientras que en la zona central la humedad, las lluvias y la presencia de animales pueden impactar los equipos eléctricos”. Además,

Las

estadísticas muestran que los inversores y los sistemas de seguimiento solar son los que presentan una mayor tasa de intervención”.

Pablo Barra, O&M Manager de Atlas Renewable Energy.

DANILO JARA, director de Regulación y Políticas Públicas de Acesol.

PABLO

BARRA, O&M Manager de Atlas Renewable Energy.

advierte que “en algunos casos los diseños de fábrica no consideran completamente estos rangos térmicos extremos, lo que puede generar fallas anticipadas”. En cuanto al desempeño de los equipos, Barra detalla que “las estadísticas muestran que los inversores y los sistemas de seguimiento solar son los que presentan una mayor tasa de intervención, ya sea por alarmas o recambio de componentes, mientras que los módulos fotovoltaicos mantienen una baja tasa de falla y una alta confiabilidad en operación”. A esto suma un desafío emergente: “el rápido avance tecnológico ha

generado problemas de obsolescencia y disponibilidad de repuestos para parques más antiguos, lo que puede impactar los tiempos de reposición y la gestión logística de los activos”.

Degradación de los parques

Desde el ámbito científico, estos fenómenos han sido ampliamente estudiados. El director del CDEA, Edward Fuentealba Vidal, explica que “la radiación UV acelera el envejecimiento de materiales poliméricos como encapsulantes, cables y backsheets, provocando amarillamiento, pérdida de transmitancia, fragilización y delaminación en los módulos”, mientras que “la amplitud térmica genera ciclos de expansión y contracción que producen fatiga termomecánica en soldaduras e interconexiones”.

El investigador añade que “el polvo no solo disminuye la captación de radiación solar, sino que también eleva la temperatura de operación del módulo, genera

ensuciamiento no uniforme y puede provocar abrasión o cementación superficial”, lo que impacta directamente en la eficiencia. En ese sentido, resalta que “el soiling puede generar pérdidas energéticas del orden de 3% a 5% anual, e incluso mayores en condiciones desérticas, por lo que no debe considerarse un problema secundario, sino una variable crítica para el desempeño del parque”.

“

La confiabilidad debe incorporarse desde la etapa de diseño y no solo en la operación”, Edward Fuentealba Vidal, director CDEA-UA e investigador principal de SERCCHILE.

EDWARD FUENTEALBA

VIDAL, director CDEA-UA e investigador principal de SERCCHILE

JOSÉ

Frente a estos procesos de degradación, el diseño cobra un rol clave. Fuentealba enfatiza que “la selección de materiales con alta estabilidad UV, la robustez de interconexiones, la calidad de conectores y un adecuado diseño térmico y mecánico son factores determinantes para extender la vida útil”, agregando que “la confiabilidad no depende solo del módulo, sino también de los sistemas BOS, el monitoreo y la capacidad de detectar degra-

dación temprana, por lo que debe incorporarse desde la etapa de diseño y no solo en la operación”. En el ámbito de la innovación, ATAMOSTEC aborda estos desafíos desde la materialidad. Su gerente general, José Miguel Arriaza, explica que “la exposición a radiación UV en encapsulantes como el EVA puede provocar pérdida de transmitancia óptica, reduciendo la cantidad de radiación que llega a las celdas y, por ende, la producción de energía”, además de advertir que “las condiciones ambientales adversas pueden generar pérdida de adhesión entre componentes, facilitando la entrada de humedad y la oxidación interna de las celdas”.

Se están implementando soluciones tecnológicas como controladores de trackers que permiten orientar los módulos para favorecer la autolimpieza o evitar acumulaciones”, José Miguel Arriaza, gerente general de la Corporación Atamostec.

Materiales

acordes al entorno

Arriaza agrega que “la selección de materiales es clave para asegurar la vida útil, especialmente en el desierto de Atacama, donde la combinación de alta radiación y condiciones ambientales extremas explica una mayor tasa de degradación”, y destaca que “se han desarrollado módulos específicos para estas condiciones, con materiales diseñados en función del entorno local”. Asimismo, detalla que “se están implementando so-

Precisión

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Evaluación Inicial

Solución de Problemas por el Equipo de Soporte

FELIPE

luciones tecnológicas como controladores de trackers que permiten orientar los módulos para favorecer la autolimpieza o evitar acumulaciones, optimizando así el desempeño”.

En esta misma línea, el gerente tecnológico de ATAMOSTEC, menciona que “la industria está migrando hacia encapsulantes tipo POE, que ofrecen mayor resistencia a la humedad y reducen la corrosión interna, además de permitir distintos niveles de absorción UV”, junto con destacar que “el uso de cobre en reemplazo de la plata mejora la tolerancia a ciclos de dilatación térmica y aumenta la adaptabilidad de las celdas a condiciones extremas”.

Además, Valencia subraya el rol de la digitalización: “el uso de sensores avanzados, inteligencia artificial y gemelos digitales permite una gestión más eficiente de los activos, ya que facilita la detección temprana de fallas, optimiza el mantenimiento y reduce costos operacionales”, agregando que “contar con datos de calidad y un análisis adecuado permite generar

El uso de sensores avanzados, inteligencia artificial y gemelos digitales permite una gestión más eficiente de los activos, ya que facilita la detección temprana de fallas”, Felipe Valencia, gerente Tecnológico de la Corporación Atamostec.

reportes de performance más precisos y en menor tiempo, lo que es clave para extender la vida útil de los parques solares”.

De esta forma, la industria avanza hacia una operación cada vez más adaptada a las condiciones locales, donde la integración de diseño, materiales y gestión resulta clave para sostener el desempeño en el largo plazo.

La paradoja energética chilena que enfrenta el nuevo gobierno

Por Pablo Demarco, gerente general de Plataforma Energía

Chile no tiene un problema de recursos energéticos. Tiene un problema de conducción. Esa es quizás la idea más incómoda y más honesta del debate actual: un país con algunas de las mejores condiciones del mundo para generar energía limpia, pero in -

capaz de traducir esa ventaja en tarifas más bajas y mayor seguridad energética. El caso del agua en el norte es paradigmático. Durante años se ha insistido en la escasez hídrica como una condición estructural, cuando en verdad se traduce en un problema ener-

gético. La desalación es hoy una tecnología madura y extendida a nivel global. Sin embargo, en Chile un proyecto puede tardar entre ocho y diez años en concretarse. No por falta de tecnología ni de inversión, sino por una superposición de permisos, concesiones y vacíos regulatorios que diluyen cualquier sentido de urgencia. El resultado es un país con miles de kilómetros de costa que sigue tratando el acceso al agua como si dependiera exclusivamente de la geografía y no de decisiones políticas.

Pero incluso cuando se resuelve el acceso, aparece una segunda barrera: el precio. Las dinámicas de desarrollo de estos proyectos suelen estar determinadas por la disposición a pagar de distintos tipos de demanda, lo que puede generar brechas entre usos productivos y necesidades de consumo. Sin mecanismos que promuevan economías de escala o esquemas compartidos de infraestructura, existe el riesgo de avanzar hacia soluciones fragmentadas o con niveles de utilización bajos.

En electricidad, la paradoja es aún más evidente. Chile ha avanzado aceleradamente en genera -

“

Chile ha avanzado aceleradamente en generación renovable, sin embargo las tarifas de suministro a clientes finales no reflejan esa abundancia

ción renovable, sin embargo las tarifas de suministro a clientes finales no reflejan esa abundancia. La razón es conocida: un sistema que crece descoordinado. La generación avanza donde se encuentra el mejor recurso, la transmisión llega tarde, provocando vertimientos masivos de energía que al 2025 superaron los 6 TWh, y la regulación corre desde atrás. Se sigue planificando con tiempos administrativos en una industria que evoluciona a velocidad exponencial.

La resiliencia ya no puede seguir siendo un tema secundario. El sistema eléctrico chileno fue diseñado para un clima que ya no existe. Eventos extremos, cortes recurrentes y una cre -

Abordamos las principales temáticas relacionadas con generación, transmisión y distribución de energía.

PABLO DEMARCO, gerente general de Plataforma Energía

Mientras la política pública intenta seguir el ritmo de la realidad, la urgencia obliga a los actores a la autogestión”. “

ciente electrificación obligan a repensar estándares. El soterramiento de redes, aunque costoso, deja de ser un lujo cuando se contrasta con el costo real de las interrupciones.

Todos deseamos que bajen las tarifas eléctricas, pero es fácil quedarse en las buenas intenciones y entramparse con grandes reformas, que llegarán tarde nuevamente. El desafío del gobierno recién asumido no es descubrir nuevas soluciones, sino destrabar las que ya existen. La brecha no es técnica ni financiera: es de ejecución. Y en energía, postergar decisiones no es neutral; es la forma más cara de no avanzar.

Mientras la política pública intenta seguir el ritmo de la realidad, la urgencia obliga a los actores a la autogestión. Para los clientes libres, la resiliencia hoy se traduce en contratos con bloques horarios y en el despliegue de almacenamiento estratégico para arbitrar precios. Para el mundo regulado, el desafío es dejar atrás la pasividad: la adopción de medidores inteligentes y la gestión de la demanda ya no son opciones tecnológicas, sino las herramientas indispensables para navegar en un sistema en transición.

BELÉN CALVO

CARGO : DIRECTORA DE ENERGÍAS PUDIDI. ORGANIZACIÓN : ENERGÍAS PUDIDI SPA.

RUBRO : ENERGÉTICO.

LOCACIÓN : CHILOÉ, CHILE.

Belén Calvo es ingeniera Civil Industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, con mención en Electricidad, y MBA de la Universidad de California, Irvine. Durante su trayectoria profesional ha desarrollado su carrera en el sector energético, combinando gestión, ejecución de proyectos y participación en empresas del rubro.

“La minihidro tiene una

ventaja estructural:

entrega energía estable y disponible prácticamente las 24 horas del día”

Belén Calvo, directora de Energías Pudidi:

DESDE CHILOÉ, LA EJECUTIVA ABORDA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO HIDROELÉCTRICO A PEQUEÑA ESCALA, LOS DESAFÍOS

REGULATORIOS Y EL VÍNCULO CON EL TERRITORIO.

Como socia y directora de Energías Pudidi SpA, Belén Calvo ha liderado el desarrollo de una central hidroeléctrica desde sus etapas iniciales hasta su operación comercial. Su experiencia también incluye su participación en Energías Industriales S.A., donde ha estado vinculada a procesos de modernización en una empresa familiar. En paralelo, ha formado parte de directorios gremiales como

Apemec y la Asociación de Generación Renovable. En conversación con Revista ELECTRICIDAD, aborda el origen del proyecto en Chiloé, su desarrollo en terreno y su mirada sobre el avance de iniciativas y la participación femenina en el sector.

¿Cómo surge la idea de desarrollar la central hidroeléctrica Pudidi?

La idea nace a partir de la “ley corta” impulsada durante el gobierno del presidente Ricardo

“

Aunque se trate de un proyecto de 3 MW, los desafíos son comparables a los de una central de mayor tamaño”.

Lagos, que abrió una oportunidad concreta para el desarrollo de pequeños medios de generación distribuida (PMGD) hidroeléctricos en Chile. Fue en ese contexto en que se pidieron los derechos de agua. Luego el año 2015 se inicia la sociedad y se empieza a tramitar los permisos sectoriales, pertinencias mineras, ingeniería, etc.

¿Qué factores incidieron en la elección de su emplazamiento?

El factor clave fue el vínculo con el territorio. Mi familia ha estado presente en Chiloé desde 1989, por lo que existía no solo disponibilidad de terrenos, sino también un conocimiento profundo de la zona. Esa cercanía permitió identificar una oportunidad que combinaba viabilidad técnica con arraigo local.

¿Cuál fue su rol en la materialización de esta central?

Más allá de los cargos formales —donde asumí como directora ejecutiva a cargo del desarrollo—, el trabajo fue eminentemente práctico en los dos años de construcción una vez financiado. También ejercí como jefa de Obra, coordinando recursos, solucionando imprevistos y siendo contraparte directa con contratistas. Estos últimos años

mi rutina era completamente en terreno: abría y cerraba la obra todos los días y, al terminar la jornada, avanzaba en contratos, adquisiciones y pagos. Fue un proceso bien exigente, pero profundamente enriquecedor.

¿Qué ventajas presentan los proyectos minihidro frente a otras fuentes renovables?

La minihidro tiene una ventaja estructural: entrega energía estable y disponible prácticamente las 24 horas del día, con un costo nivelado competitivo. Sin embargo, desde 2016 la regulación ha tendido a favorecer otras tecnologías de manera poco equilibrada, generando distorsiones cuyos efectos ya comienzan a reflejarse en los costos para los usuarios finales.

¿Cuáles han sido los principales desafíos en el desarrollo de un proyecto de este tipo?

Aunque se trate de un proyecto de 3 MW, los desafíos son comparables a los de una central de mayor tamaño. Eso obliga a una gestión muy cercana, donde estar presente en cada detalle es fundamental. En este caso, fue clave que gran parte del trazado —desde la bocatoma hasta la casa de máquinas— se desarrollara en terrenos propios o median-

te acuerdos de servidumbre con vecinos. Aun así, el contexto país no es trivial: la hidroelectricidad ha sido crecientemente cuestionada, lo que dificulta iniciativas que en otros lugares, como Noruega o Italia, tendrían un camino más expedito.

¿Cómo ha sido la vinculación con las comunidades locales y actores del territorio?

La relación con la comunidad ha sido central. Los lazos construidos durante décadas facilitaron una comunicación directa y basada en la confianza. Además, existe una afinidad importante en la forma de entender el desarrollo: los chilotes tienen un fuerte espíritu emprendedor, y entre quienes impulsan proyectos y asumen riesgos, el entendimiento surge de manera natural.

¿Cuál es su visión sobre la participación femenina en el desarrollo de proyectos energéticos en Chile?

Sigue siendo un desafío. En terreno, especialmente en construcción, aún hay poca costumbre de trabajar con mujeres. La experiencia demuestra que los equipos diversos funcionan. En nuestro caso, logramos una muy buena dupla con el gerente, Martín Valdés, lo que fue clave para avanzar con solidez.

CARGO : ASSET MANAGER

ORGANIZACIÓN : BLUE ELEPHANT ENERGY

RUBRO : ENERGÍA SOLAR

LOCACIÓN : LAS CONDES, CHILE

Ingeniera Civil Industrial y Asset Manager en energía solar, con experiencia en gestión de proyectos eólicos. Se enfoca en optimizar activos combinando análisis técnico, visión estratégica y una gestión consciente. La profesional visualiza una transición energética que no sólo sea eficiente, sino también más humana, integrando propósito, innovación y decisiones con impacto real.

“Se

necesita una

mayor incorporación

femenina en la industria energética”

Tania Garay, Asset Manager Blue Elephant Energy:

LA EJECUTIVA ANALIZA LAS BARRERAS DE ENTRADA AL SECTOR, LOS CAMBIOS CULTURALES PENDIENTES Y EL APORTE DE LA DIVERSIDAD EN LA TOMA DE DECISIONES.

Contribuir al desarrollo de la sociedad ha guiado la trayectoria de Tania Garay en el sector energético.

En conversación con Revista ELECTRICIDAD, aborda los desafíos para avanzar hacia entornos laborales más diversos y sostenibles.

¿Cómo fue su llegada al sector energético?

Desde chica siempre tuve una inquietud social bien marcada. De hecho, en algún momento pensé en estudiar trabajo social, porque sentía la necesidad de aportar de manera directa a las personas. Sin embargo, mi papá me hizo ver algo que con

el tiempo entendí muy bien: que una carrera como ingeniería civil industrial podía darme más herramientas para generar impacto, quizás no tan inmediato, pero sí más estructural.

En segundo año de universidad tuve mi primer ramo relacionado con energía, y fue ahí donde algo hizo clic. Entendí que este sector me permitía conectar lo técnico con un propósito mayor: contribuir, aunque sea con un pequeño aporte, al cuidado del medio ambiente y al desarrollo de la sociedad. Mi camino no fue tradicional. Durante la carrera ya era mamá de dos niños pequeños, lo que sin duda marcó mi forma de vivir este proceso. Más que una dificultad, fue un motor muy po-

Elegí esta industria porque sentí que era una forma concreta de aportar al mundo en el que quiero que crezcan mis hijos. “

tente. Me impulsó a exigirme, a profundizar en los temas, a especializarme —por eso decidí hacer un magíster en energía— y a tomar cada oportunidad laboral con mucha conciencia de lo que quería construir.

Mis primeras experiencias fueron en áreas como logística en electromovilidad y eficiencia energética, luego pasé por el mundo eólico y finalmente me consolidé en el sector solar. Ese recorrido me permitió ir entendiendo la industria desde distintos ángulos, conociendo equipos diversos y enfrentando desafíos reales desde muy temprano.

Hoy veo que más que una “llegada”, ha sido un proceso continuo de aprendizaje y de construcción de propósito.

¿Qué se requiere para aumentar la participación femenina en el sector energético?

Creo que lo primero es hablar de algo bien concreto: el miedo de entrada.

Durante mucho tiempo yo misma sentí que este era un rubro muy cerrado, muy técnico, casi inaccesible si no venías con una base específica. Y en parte es cierto: la energía es un sector técnico, y al principio hay que hacer un esfuerzo por entender el lenguaje, atreverse a preguntar y ganar seguridad para participar en conversaciones donde muchas veces sientes que “no sabes lo suficiente”.

Pero también hay una barrera que es más mental que real. Con el tiempo me di cuenta de que muchas de esas limitaciones estaban en cómo yo percibía la indus-

tria, no en la industria misma. Hoy trabajo con mujeres que vienen de áreas muy distintas —salud, finanzas, gestión— y que se han adaptado increíblemente rápido. Y algo que me sorprendió mucho es que, en general, las personas que trabajamos en energía tenemos mucha disposición a enseñar.

Por eso, más que cumplir con un perfil perfecto desde el inicio, creo que la clave está en la motivación y en encontrarle sentido a lo que uno hace. Cuando eso está, el aprendizaje viene rápido.

Ahora, si lo miro desde el lado de la industria, también hay un desafío importante. Las empresas han avanzado en abrir más espacios para mujeres, pero todavía estamos en un proceso de adaptación a una realidad distinta.

Hoy muchas mujeres no sólo somos profesionales: también somos madres, hijas, personas con múltiples roles y prioridades. Y durante mucho tiempo el estándar de éxito estuvo construido sobre una lógica que no necesariamente conversa con esa realidad: jornadas muy extensas, disponibilidad total, y una idea de crecimiento que muchas veces implicaba sacrificar todo lo demás.

Personalmente, ese no es mi concepto de éxito. He tenido conversaciones difíciles donde he planteado que no estoy dispuesta a crecer profesionalmente a costa de perder equilibrio en mi vida personal. Y creo que ese es

un cambio que también tiene que empezar a ser parte de la conversación.

No se trata de que todas las mujeres quieran lo mismo —hay distintas formas de entender el desarrollo profesional, y todas son válidas—, pero sí de abrir espacio para que existan más maneras de liderar y crecer dentro de la industria.

¿Cómo contribuye el talento femenino a la sostenibilidad del sector energético?

Desde mi experiencia, el talento femenino aporta una mirada más integradora, que es clave cuando hablamos de sostenibilidad.

En la práctica, la industria energética está muy orientada a resultados: eficiencia, generación, cumplimiento regulatorio. Y eso es necesario. Pero la sostenibilidad no se juega sólo en lo técnico o en lo económico, sino en cómo se toman las decisiones y qué impacto tienen en el tiempo.

Creo que muchas mujeres —y no es algo exclusivo, pero sí algo que he visto con frecuencia— tendemos a hacernos más preguntas antes de ejecutar. No sólo si algo funciona, sino si hace sentido, si es sostenible en el tiempo, si está bien implementado y cómo impacta al equipo o al entorno.

En mi día a día como Asset Manager, eso se traduce en buscar soluciones que no sean sólo rápidas o eficientes en el corto plazo, sino que realmente se sostengan.

Luz verde ambiental

A continuación, presentamos los principales proyectos energéticos que obtuvieron la aprobación del Servicio de Evaluación

Ambiental (SEA) durante el último mes:

Nombre : Nueva Línea de Transmisión

Eléctrica 2X154 Kv

Tinguiririca - Santa Cruz

Empresa : Alto Huemul Transmisión SpA

Inversión : US$280 millones

DESCRIPCIÓN: El objetivo general de este proyecto es fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional a través de la construcción y operación de una nueva línea transmisión eléctrica 2x154 kV desde la Subestación Santa Cruz hasta la Subestación Tinguiririca, para así mejorar la calidad del servicio existente dando mayor seguridad, confiabilidad y flexibilidad a la operación del Sistema Eléctrico Nacional. La iniciativa se encuentra localizada entre las comunas de Placilla, Nancagua y Santa Cruz, provincia de Colchagua, Región del Libertador General Bernardo O’Higgins.

Nombre : Parque Fotovoltaico Pillancó

Empresa : Pillanco SpA

Inversión : US$236 millones

DESCRIPCIÓN: Considera la construcción y operación de un Parque Fotovoltaico, el cual se encuentra diseñado para generar una potencia máxima total de hasta 208 MW. El Parque podrá generar anualmente una cantidad de energía promedio de 422 GWh/año con un factor de planta del 28%. La energía producida será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), mediante una línea de evacuación de Alta Tensión (LAT), la cual se conectará a la Subestación

Seccionadora El Rosal, ya existente. Contará, a su vez, con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio del tipo BESS.

Nombre : Línea de Transmisión y Central de Almacenamiento Black BESS

Empresa : Inversiones Black Solar SpA Inversión : US$220 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de un Sistema de Almacenamiento de Energía (SAE) eléctrica en base a baterías de ion-litio (Battery Energy Storage System –BESS) con una capacidad máxima de 1.409 MWh, equivalente a 4 horas de almacenamiento y una potencia nominal de 350 MW. El sistema de almacenamiento de energía estará conformado por 315 contenedores de baterías, agrupadas en 58 Centros de Transformación (CT), 315 Sistemas de Control de Poder, 1.890 Sistemas de Conversión de Potencia (PCS) y 116 Transformadores de Distribución (TD).

Nombre : Sistema de Almacenamiento de Energía Argos

Empresa : SPH BESS Argos SpA Inversión : US$45 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y posterior operación de un Sistema de Almacenamiento de energía eléctrica a efectuarse mediante baterías del tipo BESS con una capacidad de almacenamiento de energía máxima de 400 MWh y una potencia nominal de 80 MW por hasta 5 horas, con su infraestructura complementaria necesaria, esto es, una Subestación Elevadora de 33/66 kV y una Línea Eléctrica soterrada de 66 kV. El sistema de almacenamiento de energía estará constituido por 80 contenedores de baterías, 16 centros de transformación y 480 inversores

Nombre : Parque Fotovoltaico Hortensia Solar Empresa : CVE Proyecto Cuarenta y Ocho SpA Inversión : US$11 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y operación de un Parque Fotovoltaico emplazado en la comuna de Maipú, Región Metropolitana.

Considera la construcción, operación y cierre de un Proyecto del tipo Central Solar Fotovoltaica, calificado como un Pe -

queño Medio de Generación Distribuida, compuesto por 18.560 paneles solares de 720 Wp cada uno. De esta forma, se alcanzará una potencia instalada de 13,363 MWp que serán conectados a 3 inversores, cuya potencia nominal individual asciende a 3.060 kW.

Designaciones

TOMÁS SARATSCHEFF | SERVICIO DE BIODIVERSIDAD Y ÁREAS PROTEGIDAS (SBAP)

Tomás Saratscheff fue designado por el Presidente José Antonio Kast como director nacional del Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas (SBAP). Biólogo e ingeniero agrónomo, posee trayectoria en conservación, gestión ambiental y políticas públicas. Ha trabajado en Chile y a nivel internacional, y cuenta con experiencia en Conaf y el Ministerio del Medio Ambiente. Hasta abril de 2026 fue director de Conservación de Fondo Naturaleza Chile.

CLAUDIA PASTORE | SUPERINTENDENCIA DEL MEDIO AMBIENTE (SMA)

El Ministerio del Medio Ambiente confirmó a Claudia Pastore como nueva superintendenta (s) de la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA). Pastore es Ingeniera Civil en Química de la Universidad de Santiago y cuenta con cerca de 30 años de trayectoria en el sector público. De ellos, 16 años los ha desarrollado en la SMA. Desde julio de 2023 se desempeñaba como jefa de la División de Fiscalización, cargo al que accedió a través del sistema de Alta Dirección Pública.

JORGE PARADA | AGENCIA DE SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA (AGENCIASE)

La Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) dio a conocer a Jorge Parada como director ejecutivo. Ingeniero comercial de la Universidad de Chile, con estudios en la Universidad Adolfo Ibáñez y Harvard Business School, cuenta con trayectoria en gestión y finanzas. Fue ejecutivo en Diaverum Chile, Salud UC, Omnicom y Grupo LAN, además de integrar diversos directorios en la región.

Nombramientos recientes de autoridades, ejecutivos y profesionales del sector energético.

ARTURO FARÍAS | SERVICIO DE EVALUACIÓN AMBIENTAL (SEA)

El abogado Arturo Farías fue designado por el Presidente José Antonio Kast como director ejecutivo del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). Con ocho años en la institución, lideró la dirección regional Metropolitana. Farías es abogado de la Universidad Alberto Hurtado, cuenta con un Magíster en Derecho Ambiental de la Universidad del Desarrollo y diplomado en Derecho de Recursos Naturales y Energía en la Pontificia Universidad Católica de Chile.

PAMELA COLLAO | TRANSELEC

Transelec informó que Pamela Collao asumió como vicepresidenta de Personas y Organización. Psicóloga de la Universidad de La Serena, con máster en la Universidad Autónoma de Madrid, cuenta con más de 15 años de experiencia en la materia. Collao cuenta con más de una década en la empresa, donde ha liderado áreas de cultura, cambio y desarrollo organizacional, y ahora encabezará la estrategia de talento y liderazgo.

CRISTIAN MUGA | ENAP

El Presidente José Antonio Kast designó a Cristian Muga como presidente del Directorio de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). Muga es licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Diego Portales, diplomado en Reforma Procesal Penal y tiene estudios de posgrado en UC Hastings. Durante su carrera ha destacado en áreas como litigación en delitos económicos complejos, asesoría en investigaciones penales con impacto reputacional y acompañamiento en gestión de crisis judicial y comunicacional.

HITACHI ENERGY LANZA

NUEVA PLATAFORMA

DIGITAL PARA MEDIR HUELLA

AMBIENTAL

Hitachi Energy presentó EcoSpace™ en WindEurope, en Madrid. La nueva plataforma digital de sostenibilidad cuantifica y visualiza la huella ambiental de los proyectos de redes eléctricas, lo que permite a las empresas de servicios públicos, a los desarrolladores de redes y a los inversores tomar decisiones más rápidas y basadas en datos, al tiempo que satisfacen la creciente demanda de informes de sostenibilidad creíbles, transparentes y estratégicos.

Parte de la cartera HMAX Energy, lanzada recientemente, y el conjunto de servicios y soluciones de Hitachi impulsado por IA y diseñado para salvaguardar la infraestructura energética crítica, EcoSpace™ transforma los datos ambientales en información procesable. Esto permite a los clientes pasar de considerar la presentación de informes de sostenibilidad como un requisito de cumplimiento normativo a una ventaja estratégica.

ENEL DISTRIBUCIÓN ACTIVA

PLAN INVIERNO 2026 CON FOCO EN LA DIGITALIZACIÓN DE SUS REDES

Enel Distribución puso en marcha su Plan Invierno 2026, que contempla una serie de medidas preventivas destinadas a asegurar la continuidad del suministro eléctrico frente a eventos climáticos durante los meses más fríos y lluviosos del año.

En el ámbito tecnológico, la compañía comunicó que ha avanzado en la digitalización y automatización de sus redes. Entre las principales acciones destaca la instalación de 350 nuevos equipos de telecontrol, que se suman a los más de 3.600 ya operativos. Estos dispositivos permiten maniobrar la red de forma remota, aislar fallas e identificar zonas

afectadas, facilitando la reposición del servicio sin necesidad de desplegar de inmediato brigadas en terreno.

Asimismo, se incorporaron sensores inteligentes en transformadores de distribución, capaces de monitorear su estado en tiempo real, junto con la habilitación de 12 nuevos alimentadores de Media Tensión, tanto aéreos como subterráneos, que permiten transportar electricidad desde subestaciones hasta los puntos de consumo.

La Universidad de Chile abrió una nueva versión del Diplomado en Energías Renovables, programa organizado por el Centro de Energía y la Escuela de Postgrado y Educación Continua de la casa de estudios.

La inauguración de la iniciativa formativa contó con palabras de bienvenida de Jorge Cancino, subdirector de la Escuela de Postgrado y Educación Continua; Willy Kracht, director del Centro de Energía; y Carlos Benavides,

UNIVERSIDAD DE CHILE

INICIA NUEVA VERSIÓN

DE DIPLOMADO EN ENERGÍAS RENOVABLES

coordinador académico del programa.

Este diplomado contempla una serie de contenidos orientados a analizar la integración de energías renovables y sistemas de almacenamiento en la operación del sistema eléctrico, en escenarios de alta penetración de fuentes limpias. Asimismo, aborda el rol del almacenamiento de energía tipo BESS en sistemas eléctricos modernos y los mecanismos mediante los cuales los proyectos de energías renovables y almacenamiento obtienen ingresos en los mercados eléctricos.

COQUIMBO: PLANTA PIONERA EN SUDAMÉRICA DE GAS VALPO ALCANZA 10% DE INYECCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE EN REDES DOMICILIARIAS

Actualmente, la empresa Gas Valpo registra un 10% de inyección de hidrógeno verde en las redes de gas natural que abastecen a cerca de 4.600 familias de La Serena y Coquimbo, proyecto orientado a demostrar las bondades de este energético para uso domiciliario, contribuyendo al medio ambiente.

Dicha iniciativa permite reducir las emisiones de CO2 y aportar a las metas de descarbonización del Ministerio de Energía, considerando que la Región de Coquimbo registra un

avanzado desarrollo en energías renovables. La planta comenzó con un aumento progresivo del porcentaje de inyección a hidrógeno verde, de un blending de 3,5%. Luego de incorporar un equipo electrolizador (que permite tomar el agua y separar el hidrógeno (H2) del oxígeno (O), se aumentó ese porcentaje al 5%. A la fecha va en un 10%, realizando las inspecciones a los clientes para evaluar el proceso. La empresa esperar llegar al 15% en el transcurso del año 2026.

B2B MEDIA GROUP

• Gerente General:

Cristián Solís A.

E-mail: csolis@b2bmg.cl

• Gerente Comercial: Sebastián Schultz

E-mail: sschultz@b2bmg.cl

• Encargado Control y Gestión

Comercial: Jonatan Bustos G.

E-mail: jbustos@b2bmg.cl

CHILE

• Carolina Ibáñez, Product Manager

E.mail: cibanez@b2bmg.cl

Tel.: +56 9 5848 9004

• Francesca Massa Arenas, Ejecutiva Comercial.

E-mail: fmassa@b2bmg.cl

Tel.: +56 9 74790735

• Rosemarie Cortes Dörner, Ejecutiva Comercial.

E-mail: rcortesd@b2bmg.cl

Tel.: +56 9 3571 5631

• Silvia Luraschi, Ejecutiva Comercial.

E-mail: sluraschi@b2bmg.cl

Tel.: +56 9 6659 2411

• Marisel Rozas, Ejecutiva Comercial.

E-mail: arozas@b2bmg.cl

Tel.: +56 9 9548 9591

• Teresa González Lizama

Supervisora de Estudios Inteligencia de Mercados

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Tel.: +56 9 5878 2429

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