Revista Electricidad 305

Sistema de distribución eléctrica en Chile:

Con Luces y Sombras

Entrevista Central

Ashish Khanna, director general de la Alianza Solar Internacional

Informe Técnico Torres de transmisión: El camino de la energía

Reportaje

PMGD en Chile: Innovación y retos de la generación distribuida

www.hitachienergy.com

SEPTIEMBRE 2025

Agosto 2025

Reportaje Central

Con Luces y Sombras

Informe Técnico

Torres de transmisión: El camino de la energía

22 EVENTO

Sector analiza cómo dar mayor robustez y flexibilidad al sistema eléctrico

35 ANÁLISIS

Rafael Loyola, director ejecutivo

Asociación de Generación

Renovable A.G.

39 ANÁLISIS

Romina Tobar, Abogada

Ambiental, Consejera Acera y Socia AME

44 MUJER & ENERGÍA

Carolina Domínguez, directora de articulación EMTP energías renovables e H2V y directora H2GP

Chile en Corporación Sofofa

50 ANÁLISIS

Entrevista Central Ashish Khanna, director general de la Alianza Solar Internacional.

Cristián Araya, abogado AO legal, Consejero Acesol 62 INFORME TÉCNICO

Subestaciones eléctricas: Innovación y adaptación en la transición energética

Reportaje

PMGD en Chile: Innovación y retos de la generación distribuida

Con Luces y Sombras

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Retos y transformaciones en el sector eléctrico

El sector energético chileno vive meses marcados por decisiones críticas y debates que delinearán el camino de la transición. Uno de ellos es la discusión en torno al almacenamiento de energía, que se ha convertido en pieza clave para dar flexibilidad al sistema y aprovechar de manera más eficiente la creciente penetración de energías renovables. La definición regulatoria respecto de cómo se remunerará esta tecnología y su integración en la operación del Coordinador Eléctrico Nacional será decisiva para atraer inversión y garantizar seguridad de suministro.

En paralelo, el desafío tarifario también se instala en el centro de la agenda. El Gobierno avanza en la reforma a los mecanismos de estabilización de precios, con el objetivo de compatibilizar la sostenibilidad financiera de las empresas generadoras y distribuidoras, con el resguardo de los consumidores

ante escenarios de alta volatilidad. Se trata de un equilibrio complejo, donde la señal de precios debe promover eficiencia e inversión, sin perder de vista la dimensión social. En ese mismo marco, los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) enfrentan un escenario de expansión acelerada —con más de 3,2 GW instalados— pero también de incertidumbre regulatoria y financiera, que tensiona su capacidad de consolidarse como un actor estable y confiable de la transición.

En este contexto de cambios regulatorios y tecnológicos, centramos el reportaje central de esta edición al sistema de distribución eléctrica, un eslabón que sostiene el acceso de más del 99% de la población a la energía, pero que enfrenta grandes desafíos. Las fortalezas de cobertura y continuidad contrastan con un marco regulatorio que arrastra más de cuatro décadas, lo que limita la incorporación de innovación y resiliencia frente al cambio climático.

El sector energético chileno vive meses marcados por decisiones críticas y debates que delinearán el camino de la transición.

Sistema de distribución eléctrica en Chile:

Con Luces y Sombras

EXPONEMOS LAS FORTALEZAS Y DEBILIDADES DE ESTE ESLABÓN DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA NACIONAL, ASÍ COMO CAMBIOS REGULATORIOS Y TECNOLÓGICOS QUE NECESITA PARA QUE ESTÉ EN LÍNEA CON LAS EXIGENCIAS ACTUALES.

“ Existen importantes proyectos normativos en carpeta o en desarrollo que debemos trabajar a la velocidad requerida para dar las señales necesarias para dinamizar y fortalecer la red de distribución”, Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía.

Difícil imaginarse 182 mil kilómetros de líneas de distribución eléctrica. Para tener una idea, es el equivalente a casi 5 veces la circunferencia del planeta Tierra. Esa enorme extensión de redes son los que mantienen y operan las cinco compañías asociadas a Empresas Eléctricas AG, representando al 97% de los usuarios regulados del país.

Las compañías del rubro, que hacen llegar la energía a los clientes finales, trabajan actualmente en un contexto de transición energética y cambio climático, enfrentando eventos extremos, como el de agosto de 2024, que “desnudan” sus fortalezas y debilidades.

Al respecto, Juan Meriches, director ejecutivo de la entidad gremial, valora que el sistema de distribución permita que más del 99% de la población chilena tenga acceso a electricidad. “A ello se suma la capacidad técnica y operativa que las empresas han desarrollado, logrando altos estándares de continuidad de servicio en un territorio diverso y exigente”, afirma.

No obstante, reconoce una gran debilidad del sector: “seguimos operando bajo un marco regulatorio de más de 40 años, que se basa en una ‘empresa modelo’ ficticia desconectada de la realidad. Ello limita la inversión en automatización, digitalización y resiliencia climática, y mantiene tarifas que no reflejan los costos reales de mantener y modernizar las redes, y carece de incentivos claros a la calidad y la innovación”.

Carolina Zelaya, socia y abogada de Zebra Energía, destaca también que la cobertura de esta industria sea casi del 100%. “Esto no es casualidad: responde a decisiones regulatorias que alentaron la expansión de redes en territorios complejos, y a equipos humanos con experiencia operativa probada”

A su juicio, otras fortalezas del rubro son “su capacidad de institucionalizar aprendizajes, la existencia de diagnósticos compartidos y sostener inversiones con reglas conocidas. En contrapartida, el ‘molde’ institucional y funcional no calza con una red-plataforma distribuida, digital y resiliente”.

Hay consenso en que el marco regulatorio del segmento distribución eléctrica requiere importantes cambios.

Aunque resalta la gran cobertura del sector, Patricio Mendoza, subdirector del Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la U. de Chile, lamenta que esa ventaja en el acceso a las redes no vaya acompañada siempre por un servicio de buena calidad, “por lo que existen grandes desafíos en las redes de distribución para mantener la calidad del suministro eléctrico en los más altos estándares. Más que los índices de calidad de suministro en sí, su variabilidad a lo largo de nuestro país es lo más complejo, pues hay zonas rurales y remotas en donde, por ejemplo, las interrupciones de suministro son numerosas y extensas a lo largo del año”.

Cambios Regulatorios

Representando al sector público, Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), revela que existe “consenso en la necesidad de perfeccionar el marco regulatorio para dotar al segmento de

distribución de aquellas herramientas que le brinden flexibilidad, seguridad y tecnología para cumplir con los requerimientos actuales de la ciudadanía y del sector productivo. Y siempre acompañado de los principios de eficiencia técnico-económica que la tarificación de un monopolio natural debe asegurar”.

En ese sentido, plantea que la CNE ha seguido perfeccionando los cambios introducidos al modelo tarifario, “posibilitando mejores análisis y mayor trazabilidad en el actual proceso de determinación del valor agregado de distribución. Estamos ad-portas de terminar formalmente el trabajo del comité que acompaña el estudio de costos, lo cual da inicio al plazo para emitir la versión preliminar del informe técnico respectivo”.

Tan relevante como el punto anterior, añade, es el desarrollo técnico normativo, “que ya en su tercera versión también muestra un mayor nivel de madurez, lo que permite dar directrices claras a cada empresa concesionaria y así eva-

VEGETACIÓN Y SOTERRAMIENTO

Juan Meriches aclara que gran parte de la vegetación que impacta las redes durante eventos climáticos, provocando apagones, está en espacios de competencia de otros agentes públicos o privados, “lo que exige una responsabilidad compartida y una coordinación efectiva entre empresas, municipios, ministerios y propietarios de predios”, señala.

En cuanto al soterramiento de redes, “reconocemos que es una solución necesaria en ciertas áreas críticas, como sectores rurales, por razones de seguridad o resiliencia, por lo que se requiere una política pública integral”, acota.

luar su cumplimiento, tanto en el marco operativo como en el desarrollo tarifario. Desde su primera versión hasta la actual, la normativa técnica ha sido capaz de ir incorporando y adaptando su influencia en el desarrollo del sector de distribución”, precisa.

En ese contexto, y ya pensando en el proceso tarifario siguiente, el ingeniero civil electricista explicita que la norma técnica debiese revisarse, “ya que es uno de los elementos base a considerar para el desarrollo de las empresas modelos en el proceso de tarificación”.

Apostando por una reforma estructural, Meriches sostiene que el esquema regulatorio actual “no refleja la realidad operativa de las redes y debe ser reemplazado progresivamente por un sistema que remunere sobre la base de los activos reales y del desempeño efectivo. Esto, debe ir de la mano de incentivos explícitos a la calidad de servicio y a la resiliencia climática, de modo que inversiones en digitalización, automatización o soterramiento de redes sean promovidas y no desincentivadas, como ocurre hoy”. Agrega que “resulta deseable avanzar hacia una modernización del régimen tarifario para que sea costo-efectivo y pueda diferenciar tanto condiciones horarias como geográficas, entregando señales claras a los usuarios y a quienes invierten en el sistema. Otro aspecto clave es la integración de los recursos energéticos distribuidos, como la generación solar residencial, las baterías o la electromovi-

“ Sin

redes modernas y resilientes no podremos mejorar la calidad de servicio a los usuarios ni garantizar un suministro confiable frente al cambio climático”, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG.

lidad, que deben ser parte estructural de la planificación y operación de la red”.

Operador neutral

Para la especialista de Zebra Energía, “se debe redefinir legal y funcionalmente este segmento; separar funciones para habilitar un operador del sistema de distribución (OSD) neutral; instaurar planes obligatorios de calidad y resiliencia remunerados por desempeño; estandarizar datos, comunicaciones y ciberseguridad; crear marcos de pilotos escalables; y ordenar las transiciones”.

En esa línea, propone ordenar las modificaciones regulatorias en tres ejes: i) redefinición de la distribución como “plataforma de red” centrada en el usuario, ii) operación y planificación con un OSD neutral y coordinación efectiva con el CEN, y iii) calidad y resiliencia del sistema

JUAN MERICHES, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG

con inversión obligatoria y remuneración por desempeño.

Por último, expone que una reforma debiera considerar medidas transversales indispensables en cuatro ámbitos: i) gobernanza del dato, ciberseguridad y supervisión tecnológica; ii) integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y mercados locales de flexibilidad; iii) tarifas y cargos de red con señales claras; iv) transición regulatoria, contratos y portabilidad.

Mendoza, en tanto, expone que “la regulación actual es limitante para la innovación a nivel de distribución: en el mundo se han hecho varios esfuerzos para poner a prueba nuevos conceptos y tecnologías, como las micro-redes y almacenamiento distribuido, que permiten aumentar la flexibilidad de los sistemas de distribución. Además, en algunos países se fomenta el pilotaje tecnológico y se simplifican pro-

DANILO

jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía

ZURITA,

“ Una red que opera con millones de puntos de medición y control distribuidos requiere estándares robustos de datos, protocolos de comunicación interoperables y resguardo activo ante amenazas”,

Carolina Zelaya, socia-abogada de Zebra Energía.

cedimientos regulatorios. También se ha discutido ampliamente la necesidad de separar la operación de las redes de distribución de la comercialización de la energía, lo que podría traer beneficios técnicos y económicos”.

Desafíos tecnológicos

El experto de la U. de Chile pone el acento en otro reto para el sector distribución: la digitalización. “El despliegue tecnológico es clave para el futuro del sector eléctrico, para poder transitar hacia lo que se conoce como redes inteligentes. La au-

ZELAYA, socia-abogada de Zebra Energía

tomatización de sus redes es fundamental y la tecnología habilitante ya existe. Y esto va más allá de los medidores inteligentes, ya que también se requiere automatizar las redes de distribución, digitalizar las subestaciones, sistemas avanzados de gestión de la distribución, entre otros”, detalla. Zurita, por su parte, deja ver la necesidad de considerar ajustes en los requerimientos técnicos de los PMGDs, “que debemos incorporar en la revisión de la norma técnica respectiva, apuntando al rol que tendrá el almacenamiento y su interacción con la red misma”.

PATRICIO MENDOZA,

subdirector del Centro de Energía U. de Chile

CAROLINA

RHONA posiciona en el mercado sus soluciones de subestaciones y transformadores digitales

El mercado eléctrico está avanzando con fuerza hacia la digitalización de sus activos, impulsado por la necesidad de disponibilidad, eficiencia energética y sostenibilidad.

Lo anterior es algo que RHONA había visualizado, por lo que incorporó a su oferta de soluciones en subestaciones y transformadores equipos con sistemas de monitoreo en línea.

La compañía, con más de 60 años de presencia en el mercado, está impulsando soluciones de subestaciones y transformadores digitales, a través de importantes alianzas con compañías nacionales e internacionales.

Ventajas

Que las mencionadas soluciones puedan ser monitoreadas en tiempo real se traduce en mayor confiabilidad operacional, menores tiempos de respuesta y optimiza-

Ambas cuentan con monitoreo en línea que permite una operación más segura, eficiente y alineada con los nuevos estándares de la industria

ción de la vida útil de los activos eléctricos.

Para RHONA, los principales avances en materia de innovación apuntan precisamente a la incorporación en su portafolio de sistemas y dispositivos digitales para el diagnóstico predictivo de transformadores y subestaciones.

De esta manera, a través de sensores adecuados y comunica-

ción remota los usuarios pueden acceder a datos en línea, evaluar condiciones como temperatura, niveles de aceite, presión y estado de bushing, entre otras variables.

Contar con dicha información facilita ser capaces de tomar decisiones basadas en información real y confiable, lo que permite una operación más segura, eficiente y alineada con los estándares actuales de la industria nacional e internacional.

Hito en Estados Unidos

En cuanto a hitos relevantes en el período reciente, en el ámbito de las subestaciones y transformadores, RHONA destaca el suministro de un transformador trifásico de 30 MVA, para ser utilizado en una subestación móvil, por una distribuidora de energía en Maine, Estados Unidos.

Este equipamiento contaba con aislamiento híbrido y enfriamiento

ODAF, a la vez que fue diseñado con devanados de doble tensión, regulación de amplio rango y conmutador bajo carga RMV de MR.

Adicionalmente, la solución incorporó la plataforma digital ETOS, que habilita gestión y comunicaciones vía fibra óptica, bajo protocolo DNP 3.0, convirtiéndolo en un activo versátil, confiable y alineado con el concepto de subestación digital.

Bien posicionada

Sobre sus perspectivas de crecimiento en este segmento en particular, RHONA revela que el mercado eléctrico está avanzando con fuerza hacia la digitalización de sus activos, impulsado por la necesidad de disponibilidad, eficiencia energética y sostenibilidad.

En ese contexto, la compañía está bien posicionada para crecer y seguir aprendiendo, gracias a su capacidad de fabricación local y al desarrollo de soluciones inteligentes que facilitan la gestión remota, la toma de decisiones basada en datos y la continuidad operacional.

“ RHONA está impulsando

soluciones de subestaciones y transformadores digitales, a través de importantes alianzas con compañías nacionales e internacionales.

RHONA observa un futuro de fuerte expansión en sectores como minería, transmisión y energías renovables, donde la digitaliza-

ción será un habilitador clave. Lo anterior, buscando acompañar a sus clientes como socio tecnológico confiable.

La empresa cuenta con una infraestructura industrial y comercial bien equipada, funcional y moderna, que le permite enfrentar los retos del mercado.

Esto sumado al soporte que le brinda su red de oficinas comerciales y bodegas en las ciudades de Antofagasta, Concepción, Santiago, Viña del Mar y Puerto Montt, además de Lima, en Perú.

info@rhona.cl www.rhona.cl

RHONA Ejército:

Alianza Solar Internacional

releva rol de Chile

en materia renovable

Ashish Khanna, director general de la Alianza Solar Internacional

Este mes de agosto, la ciudad de Santiago de Chile albergó la Séptima Reunión del Comité Regional de la Alianza Solar Internacional (ISA) para América Latina y el Caribe.

La instancia apuntó a relevar el rol de la energía solar como palanca estratégica para la resiliencia económica, la seguridad energética y la

cooperación regional.

Cabe destacar que, con una base de miembros ampliada, que comprende 123 Países Miembros y Signatarios, y una duplicación de los compromisos activos desde 2022, la estrategia en evolución de la ISA gira ahora en torno a cuatro pilares fundacionales: financiamiento, fortalecimiento institucional integrado, hoja de ruta tecnológica e

ASHISH KHANNA, DIRECTOR GENERAL DE LA ORGANIZACIÓN, EXPONE LOS DESAFÍOS Y OPORTUNIDADES QUE CONLLEVA EL PROCESO DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA.

FOTO: GENTILEZA ISA

ASHISH KHANNA

CARGO: DIRECTOR GENERAL

ORGANIZACIÓN: ALIANZA SOLAR

INTERNACIONAL (ISA)

RUBRO: IDENTIFICAR LAS DEFICIENCIAS EN EL ECOSISTEMA

SOLAR Y EL ACCESO AL CONOCIMIENTO, DISEÑANDO INTERVENCIONES ESPECÍFICAS

PARA ABORDARLAS

LOCACIÓN: GURUGRAM, HARYANA, INDIA

Poseedor de dos posgrados en gestión y administración pública, cuenta con más de veintiséis años de experiencia liderando el desarrollo del sector energético en los sectores público y privado en más de quince países en desarrollo del sur de asia, oriente medio y el norte de áfrica, y áfrica subsahariana. Su expertise en el sector solar se extiende a lo largo de toda la cadena de valor, desde la conceptualización de proyectos hasta la movilización de recursos, financiamiento, gestión de licitaciones e implementación de proyectos.

la estrategia en resultados concretos.

En el marco del evento, Revista Electricicidad tuvo la oportunidad de conversar con Ashish Khanna, director general de ISA, respecto a la relevancia del encuentro realizado en Chile, como de los objetivos de la organización que lidera y el avance de las energías renovables a nivel global.

¿Qué es la Alianza Solar Internacional (ISA)? ¿Cuál es su rol en América Latina y el Caribe?

La ISA es una iniciativa multilateral que hoy reúne a 124 países miembros, con un fuerte enfoque en el Sur Global. Con sede en India, la Alianza busca acelerar el acceso a la energía solar limpia y asequible, especialmente en países en desarrollo. En América Latina y el Caribe ya contamos con 26 países miembros, lo que representa una gran oportunidad para trabajar en conjunto y avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.

¿Por qué Chile fue elegido como anfitrión de esta séptima reunión del Comité Regional?

innovación política, y digitalización e inteligencia artificial.

Es así como la reunión del comité regional se basó en estos pilares, a través de una serie de actos paralelos, sesiones técnicas y diálogos de alto nivel, con el objetivo de traducir

Aunque la presidencia del Comité Regional la ejerce Granada, Chile tiene un rol estratégico en la región debido a su liderazgo en hidrógeno verde y en minerales críticos para la transición energética. Su experiencia y compromiso con las energías limpias lo posicionan como un referente en América Latina.

“ Chile tiene un rol estratégico en

la región debido a su liderazgo en hidrógeno verde y en minerales críticos para la transición energética”

Ashish Khanna se reunió con el ministro Diego Pardow.

¿Cómo enfrentan desde la ISA los desafíos diversos que existen en la región?

La región es diversa y requiere enfoques diferenciados. Por ejemplo, muchos países del Caribe dependen de combustibles fósiles costosos como el fuelóleo, lo que impacta hasta un 7% de su PIB.

Otros, como los países centroamericanos, tienen gran potencial solar, pero necesitan interconexiones regionales.

Y luego están líderes como Brasil y Chile, con programas solares avanzados, pero que deben fortalecer el almacenamiento energético. En todos estos contextos, la clave es atraer más inversión del sector privado.

¿Qué frena hoy la inversión privada en energía solar en América Latina?

El año pasado, de los 2,2 billones de dólares invertidos globalmente en tran-

Séptima Reunión del Comité Regional para América Latina y el Caribe.

sición energética, menos del 15% llegó a países en desarrollo. Nuestro trabajo es entender qué barreras existen, por ejemplo en Chile, para que actores globales como fondos de pensiones puedan invertir más. También es fundamental apoyar el emprendimiento juvenil y la digitalización, que son motores clave de esta transformación.

AUTONOMÍA ENERGÉTICA

Como uno de los expositores del evento, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, relevó la contribución de la reunión, al posibilitar el debate sobre el presente y el futuro de la energía solar, considerando su crecimiento y multiplicidad de usos, que redunda en beneficios económicos y ambientales para la población y la industria.

El secretario de Estado agregó que la energía solar contribuye al objetivo de los países de lograr su autonomía energética, abordando además los desafíos que implica desarrollar un sistema que integre el almacenamiento, con miras a optimizar el suministro fotovoltaico.

“Buscamos acelerar los plazos en que los clientes residenciales reciban los beneficios de la generación solar”, finalizó Pardow.

¿Qué iniciativas concretas está impulsando la ISA en la región?

Estamos implementando varias estrategias. Una de las más emocionantes es SolarX, un concurso de innovación dirigido a jóvenes y startups de América Latina y el Caribe. Seleccionaremos 15 ideas disruptivas a las que entregaremos financiamiento y acceso a redes de mentoría y capital de riesgo.

Ya hemos apoyado a más de 50 startups en África, Asia e India, y queremos que al menos 15 empresas de esta región se sumen a este ecosistema.

También promovemos el uso de plataformas digitales para licitaciones, que han demostrado reducir hasta un 60% los costos de proyectos solares en otras regiones. Traer estas herramientas a América Latina puede marcar una gran diferencia.

¿Qué papel cumple la cooperación internacional en este proceso?

Es fundamental. Por ejemplo, países insulares del Caribe comparten desafíos con los del Pacífico. Hace poco, en Colombo, cinco países firmaron

un acuerdo para dejar atrás el diésel y avanzar hacia compras agregadas de energía limpia. Ese modelo de colaboración es el que queremos promover entre regiones.

¿Qué espera lograr con esta reunión regional en Santiago?

Nuestro lema es pasar de la ambición a la acción. No queremos solamente generar informes, sino apoyar la implementación de soluciones concretas. Chile y Brasil —que tendrá la presidencia de la COP30— tienen el potencial de liderar una transformación energética regional basada en la tecnología, el emprendimiento y el aprovechamiento de sus recursos.

¿Qué agregaría sobre el objetivo de Alianza Solar Internacional y el mensaje que buscan entregar?

El futuro de la competitividad económica está profundamente ligado a la energía limpia y a la tecnología. Inviertan en esto. Empoderen a sus jóvenes; y aprópiense de su propio desarrollo sostenible.

mayor robustez

Sector analiza cómo dar y flexibilidad

al sistema eléctrico

SEMINARIO ORGANIZADO POR EDF POWER SOLUTIONS, EN CONJUNTO CON EL CENTRO DE ENERGÍA UC, ABORDÓ LOS RETOS QUE CONLLEVA EL CRECIENTE COMPONENTE RENOVABLE DE LA MATRIZ NACIONAL.

Con la presencia de autoridades, junto a representantes del sector privado y la academia se realizó el seminario

“Avances y Desafíos para un Sistema

Eléctrico más Flexible y Robusto”, organizado por EDF power solutions en conjunto con el Centro de Energía UC.

Al inaugurar el encuentro, Álvaro Videla, director del Centro de Energía UC, abordó la relevancia de la actividad, como espacio clave de encuentro del sector.

Por su parte, el CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó la alianza con el Centro Energía UC, y la importancia de la instancia orientada al análisis del momento que vive el sector energético nacional.

En esa línea, dio cuenta de la necesidad de avanzar en la flexibilidad y robustez del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), considerando el creciente componente de energías renovables, y de desarrollo de proyectos de almacenamiento.

En ese contexto, Johanna Monteiro, jefa de la División de Mercados Eléctricos del Ministerio de Energía, expuso el desarrollo de lo que fue la Estrategia

de Flexibilidad, orientada a la definición de señales de mercado y procesos, para una operación eficiente y segura del Sistema Eléctrico Nacional.

En su intervención, resaltó que esto permitió tener una primera hoja de ruta concreta para lograr avances en las necesidades del sistema, para una operación con alta penetración de energías renovables.

Esto fue complementado por Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, quien comentó que la composición de la matriz de generación eléctrica del SEN ha cambiado significativamente en los últimos años, mencionando que en los últimos 12 meses, en promedio, la participación solar fotovoltaica y eólica, ha representado un 35,7% de la generación total del SEN.

La nueva matriz de generación presenta desafíos operacionales que deben ser abordados sistémicamente, considerando que las perturbaciones en el sistema eléctrico pueden tener implicancias distintas entre una zona y otra. Las oscilaciones deberán ser compensadas con los recursos disponibles en el sistema.

Chile se ha convertido en un referente internacional en penetración de energías renovables”, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.

Joan

Leal, CEO de EDF power solutions Chile.

Al respecto, expresó que la solución en el marco de la regulación vigente fue establecer exigencias a nivel normativo. Es así como se ajusta la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio a efectos de incorporar conceptos como robustez, red fuerte, y exigencias a los inversores, entre otros elementos.

Desafíos operacionales

Rodrigo Espinoza, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, mencionó que el 24% de las horas de junio tuvieron participación renovable sobre el 70% pese a la condición hidrológica seca.

Aseveró que Chile requiere almacenamiento para aprovechar los ex-

cedentes de generación, y destacó el hecho que la meta de 2.000 MW de Sistemas de Almacenamiento a 2030 está cumplida en 48%.

Relevó el hecho que los BESS en operación han permitido reducir al curtailment de energía solar y eólica.

Mientras que Jorge Moreno, consultor de inodú, comentó que el sistema eléctrico cambia más rápido que nuestras capacidades para definir y gestionar nuevos requerimientos, asegurando que estos cambios crean nuevas fallas. Eventos posteriores al 25F también evidencian vulnerabilidades emergentes en el sistema interconectado y sus componentes.

En tanto, Carlos Suazo, fundador de SPEC Energy Consulting, subrayó que la incorporación de sistemas de almacenamiento está marcando un punto de inflexión para gestionar la variabilidad y aprovechar la abundancia de energía renovable en horas diurnas. “La transición en Chile ha ido más rápido de lo que se pensaba y el almacenamiento permitirá superar los límites actuales de integración de energías renovables”, expuso.

Por su parte, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile,

Las señales de mercado y marcos regulatorios claros serán fundamentales para incentivar inversiones seguras y competitivas”, Marco Peirano, gerente senior de regulación de EDF power solutions.

resaltó la importancia de la colaboración entre academia, empresas y autoridades, afirmando que el país ha sabido responder a crisis climáticas y geopolíticas previas con soluciones tecnológicas. “Chile se ha convertido en un referente internacional en penetración de energías renovables, pero enfrenta el desafío de manejar la variabilidad e incertidumbre de recursos como el viento y el sol”, aseveró. Quien también participó fue Marco Peirano, gerente senior de regulación de EDF power solutions, refiriéndose al rol de los proyectos híbridos de energía solar y sistemas de almacenamiento,

mencionando que las señales de mercado y marcos regulatorios claros serán fundamentales para incentivar inversiones seguras y competitivas. Desde la vereda formativa, el académico David Watts, del Centro de Energía UC, llamó a fortalecer la participación de los consumidores en el sistema eléctrico, advirtiendo que en Chile aún se les trata como “cargas” más que como actores activos. “La electrificación no puede avanzar si no logramos que el consumo se coordine con la generación. Se necesita una mayor representación y herramientas tarifarias que incentiven flexibilidad en la demanda”, planteó.

PMGD EN CHILE:

Innovación y retos de la generación distribuida

EL SEGMENTO SE EXPANDE RÁPIDAMENTE, PERO ENFRENTA DESAFÍOS TÉCNICOS, REGULATORIOS Y DIGITALES QUE DEFINIRÁN SU CONSOLIDACIÓN EN EL PAÍS.

La expansión de los Peque -

ños Medios de Generación

Distribuida (PMGD) en Chile ha transformado la forma de producir y distribuir energía. Con más de 3,2 GW instalados, principalmente en plantas solares, estas iniciativas acercan la electricidad a los centros de consumo, aportan a la descarbonización y movilizan inversión local y extranjera. Sin embargo, el crecimiento del segmento también plantea desafíos técnicos y de infraestructura que requieren soluciones innovadoras y coordinación con diversos actores del sector.

Al mismo tiempo, los PMGD enfrentan un panorama normativo y financiero en constante cambio. Desde ajustes regulatorios hasta limitaciones en la capacidad de las redes de distribución, los desarrolladores deben adaptarse a nuevas exigencias mientras incorporan almacenamiento, digitalización y ciberprotección. Este equilibrio entre expansión y sostenibilidad será clave para consolidar la generación

distribuida como un actor confiable y estratégico en la transición energética chilena.

Impulso normativo y financiamiento en tensión

El crecimiento de los PMGD se explica, en gran parte, por el mecanismo de precio estabilizado establecido en el Decreto Supremo n.º 88, que desacopla la remuneración de la volatilidad del mercado spot. Este sistema entrega certeza financiera y atrae inversión nacional e internacional, permitiendo desarrollar proyectos de hasta 9 MW, un límite significativamente superior al de otros países de Latinoamérica.

Para Jorge Hurtado, sales manager de Trinasolar, el modelo chileno “se distingue en la región porque ofrece un flujo de ingresos más predecible, clave para atraer inversión”. Sin embargo, desde 2024 la Ley de Subsidio Eléctrico introduce incertidumbre: “Los bancos y financistas endurecen drásticamente las

condiciones de financiamiento y, en muchos casos, pausan la evaluación de nuevos proyectos”. Esto obliga a muchos desarrolladores a buscar contratos PPA, aunque “la oferta aumenta mucho más rápido que la demanda, lo que hace difícil cerrar acuerdos a precios atractivos”.

Mauricio Utreras, director ejecutivo de GPM A.G., advierte además que las propuestas de modificar el DS 88 y el DS 125 “ponen en riesgo la viabilidad de proyectos existentes y dificultan el financiamiento de nuevas iniciativas”. En su visión, la redefinición del precio estabilizado como ajuste anual ligado al spot “desvirtúa el espíritu de la ley” y genera incertidumbre en un segmento que depende de reglas claras para acceder a créditos.

FRANCISCO HIDALGO, managing director de BCG.

Redes bajo presión

El crecimiento de los PMGD también evidencia los límites de la red de distribución, diseñada originalmente para transportar energía en un solo sentido. Francisco Hidalgo, managing director de BCG, explica que “las redes de distribución no están diseñadas para recibir grandes volúmenes de inyección desde múltiples puntos” y recuerda que el Coordinador detecta congestión en 63 transformadores AT/MT de 55 subestaciones.

El ejecutivo advierte que “en Inglaterra se permite que las distribuidoras desconecten temporalmente proyectos cuando la red no soporta la carga. Chile debe adelantarse a esa situación con reglas claras e inversión oportuna”.

JORGE

HURTADO,

sales manager de Trinasolar.

PMGD en Melipilla.

“

Los PMGD son esenciales en impulsar la descarbonización del sistema”, Francisco Hidalgo,

Managing Director de BCG.

Entre las soluciones que plantea se encuentran “refuerzos focalizados en AT/MT, integración de almacenamiento en nodos críticos, digitalización y mapas de capacidad que transparenten dónde hay espacio disponible”.

Desde GPM señalan que la conexión a la red sigue siendo un obstáculo: “Aunque existen procedimientos, en la práctica enfrentamos criterios dispares, falta de estandarización y plazos prolongados, lo que genera sobrecostos y demora proyectos”. Utreras propone avan -

zar hacia procesos “más simples, transparentes y predecibles”, fortaleciendo el rol de la SEC, creando una instancia imparcial de revisión técnica y digitalizando trámites.

La saturación en el norte impulsa proyectos hacia el centro y sur del país, donde los desarrolladores deben adaptarse a terrenos complejos, incluyendo laderas, afluentes y mayores presiones de viento. Hurtado explica que “estos factores obligan a módulos más robustos y cimentaciones especiales”.

El almacenamiento se perfila

“

La inclusión de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) se presenta como una gran oportunidad para los PMGD”, Jorge Hurtado, sales manager de Trinasolar.

como herramienta clave. El ejecutivo de Trinasolar destaca que “la inclusión de sistemas BESS se presenta como una gran oportunidad, porque permite inyectar energía en horarios de mayor valor y aumentar ingresos”. Desde GPM coinciden en que la regulación debe permitir incorporar almacenamiento sin que los PMGD pierdan el régimen de precio estabilizado.

Ciberseguridad: la nueva frontera

La digitalización amplía la superficie de ataque en los PMGD. Carlo Peña, BDM de OT para Fortinet, enfatiza que “cada nuevo punto de conexión es, potencialmente, una nueva puerta para un atacante”.

Entre las amenazas más frecuentes menciona “ataques de denegación de servicio (DoS), explotación de vulnerabilidades en relés y accesos remotos inseguros”.

El especialista observa un alza en los intentos de intrusión: “Las infraestructuras SCADA experimentan cada vez más intentos de acceso no autorizado y escaneo de vulnerabilidades”. Para él, la ciberseguridad “no es solo una barrera contra ataques, sino una herramienta estratégica para sostener la operación sin interrupciones”. Tecnologías como la inteligencia artificial aplicada a detección y la segmen -

“Los PMGD se han consolidado como actores estratégicos de la transición energética en Chile”, Mauricio Utreras, director ejecutivo de GPM.

tación dinámica de redes permiten contener incidentes sin afectar la continuidad.

Mirada de futuro

El futuro de los PMGD en Chile dependerá de un equilibrio entre expansión y sostenibilidad. Hidalgo subraya que “el desafío es alinear infraestructura, regulación y remuneración”, mientras Hurtado enfatiza la relevancia del almacena -

CARLO PEÑA, BDM de OT para Fortinet.

miento, Utreras pide certezas regulatorias que fomenten innovación y Peña insiste en la ciberprotección como requisito operativo.

Con inversión en redes, reglas claras, procesos de conexión más ágiles, integración de almacenamiento y seguridad digital, los PMGD pueden consolidarse como un actor confiable, resiliente y seguro en la transición energética chilena.

MAURICIO UTRERAS, director ejecutivo de GPM.

HORNOR gana terreno en los rubros de la minería y energía con soluciones concretas en prefabricados de hormigón

La compañía busca posicionar soluciones en elementos prefabricados, diseñados para adaptarse a las necesidades únicas de cada proyecto, incluyendo fundaciones, losetas, cámaras, crucetas, muros bulldog, canaletas, tetrápodos y muros cortafuego, entre otros.

La empresa Hormigones del Norte S.A., HORNOR, avanza en su objetivo de posicionarse en las industrias de la minería y energía, dado que la demanda de sus productos prefabricados de hormigón sigue creciendo en ambos mercados.

“Nuestra principal ventaja comparativa, como compañía, es la entrega eficiente y oportuna de soluciones concretas que la competencia en general no está dispuesta a proveer”, asegura Esteban Guarda, Gerente General de la firma.

“Con más de 30 años de trayectoria en el rubro, hoy somos reconocidos como uno de los principales productores especializados del país, con presencia en los sectores de las telecomunicaciones y agrícola, entre otros”, precisa el ejecutivo.

Amplia cobertura

HORNOR dispone de cinco plantas activas estratégicamente ubicadas en Antofagasta, Copiapó, Coquimbo, Rancagua y Coronel, sumado a un centro de distribución en Temuco, lo que asegura una cobertura eficiente en todo el territorio nacional.

faenas y campamentos, tenemos una creciente presencia en el desarrollo de fundaciones para maquinaria y equipos sensibles, como también de las canalizaciones o trincheras”, añade el ejecutivo.

Mirada a futuro

Guarda señala que, en materia de innovación y desarrollo, HORNOR está realizando estudios para implementar el reciclaje de hormigón.

“La mirada de futuro que nos mueve es avanzar junto a nuestros clientes, consolidándonos como una empresa que presta servicios a todas las industrias, sin abandonar nuestros valores como el cuidado de nuestros colaboradores y el medio ambiente, cumpliendo los compromisos, garantizando alta calidad y practicando el trabajo en equipo con nuestros usuarios. Asimismo, creciendo a escala y contribuyendo al desarrollo del país”, concluye.

Guarda resalta que disponen de una amplia cartera de clientes. Dice que, en el caso específico del sector eléctrico, han tenido un importante rol en el desarrollo de las principales líneas de distribución y domiciliarias. “Mientras, en el rubro minero, además del tendido eléctrico de las www.hornor.cl

Don Carlos 2939 oficina 1001, Las Condes, Santiago - Chile.

Generación diésel y distorsiones:

las alertas en un sistema eléctrico que necesita

reducir los costos de suministro al cliente final

Por Rafael Loyola

director ejecutivo Asociación de Generación Renovable A.G.

Es de público conocimiento que el uso de diésel en la generación eléctrica se ha duplicado en comparación con el año 2024. Las razones de este aumento son conocidas: una condición hidrológica seca, una

menor generación a carbón y problemas en el suministro de gas natural. Sin embargo, las crecientes alarmas sobre la seguridad del sistema ante el mayor despacho de generación diésel reflejan un problema mayor respecto de las señales económicas

Para una operación segura y económica del sistema eléctrico

nacional, resulta fundamental que el CEN

considere la disponibilidad efectiva de diésel para generación eléctrica de los distintos Coordinados.

que aplica el Coordinador Eléctrico

Nacional (CEN) en la operación. Por una parte, el CEN asume disponibilidad total de las unidades generadores diésel en su programación diaria y en la remuneración de potencia de estas unidades, pero, por otro lado, en sus propios estudios de seguridad de abastecimiento confirma que existe una restricción estructural en el sistema para el suministro de este combustible.

En la práctica, este pago garantizado de la potencia a las unidades generadoras diésel, anula cualquier incentivo real para que estos generadores suscriban contratos firmes de suministro de diésel o inviertan en infraestructura de almacenamiento para dicho combustible, ya que el pago de potencia lo reciben igual.

Asimismo, el prescindir de esta restricción de suministro en la programación del sistema, termina por desperdiciar anticipadamente recursos hídricos embalsados a precios bajos, en vez de reservarlos para los períodos críticos en los que esa energía

hidroeléctrica permitiría abastecer la demanda de la red de manera económica y segura.

Frente a esta inconsistencia, en el pasado la autoridad ha promovido la creación de reservas hídricas por medio del despacho forzado de unidades diésel, cuyo sobrecosto termina siendo transferido a los clientes finales y a los generadores que abastecen los contratos con las Distribuidoras. También, se ha promovido la creación de fondos para adquirir “diésel de emergencia”, los que afortunadamente no prosperaron, pero que hubiesen implicado nuevos sobrecostos a los clientes finales. Esta situación surge al no existir señales económicas ni normativas adecuadas que incentiven a los propietarios de las unidades generadoras que utilizan diésel para que suscriban contratos de suministro firme e instalen la infraestructura de almacenamiento o transporte de diésel que se requiere para asegurar la operación de esas unidades generadoras cuando el sistema lo necesite.

RAFAEL

LOYOLA,

director ejecutivo

Asociación de Generación

Renovable A.G. Foto: Gentileza AGR A.G.

Asimismo, el prescindir de esta restricción de suministro en la programación del sistema, termina por desperdiciar anticipadamente recursos hídricos embalsados a precios bajos, en vez de reservarlos para los períodos críticos.

Para una operación segura y económica del sistema eléctrico nacional, resulta fundamental que en la programación diaria de la operación, así como también en el balance de potencia de suficiencia, el CEN considere la disponibilidad efectiva de diésel para generación eléctrica de los distintos Coordi -

nados, siendo ésta la manera económicamente más eficiente para remunerar tales unidades, lo que, en definitiva, implicaría avanzar a que el costo de suministro eléctrico que pagan los clientes finales sea el más económico y eficiente dentro de los límites de seguridad que establezca la normativa.

ENEL GENERACIÓN CHILE UTILIZA TECNOLOGÍA REMOTA NO TRIPULADA PARA EL MONITOREO DEL EMBALSE EL MELADO

Buscando innovar a través de la aplicación de tecnología de vanguardia y en el marco de su plan de monitoreo y mantenimiento de infraestructura crítica, Enel Generación Chile está desarrollando las labores de monitoreo y levantamiento integral del embalse El Melado, reservorio de agua, que alimenta a su central hidroeléctrica Pehuenche, utilizando equipos remotos no tripulados.

Entre los equipos empleados, destacan vehículos de navegación superficial con control remoto, un sumergible y a su vez un dron Mavic 3.

Evaluar las condiciones actuales, recopilar información clave para el análisis de volúmenes, identificación de zonas con acumulación de sedimentos y la conservación de las estructuras hidráulicas, son parte de las principales actividades desarrolladas en el embalse El Melado, pero ahora con tecnología de punta.

Para ello, Enel Generación está utilizando vehículos no tripulados de última generación; una lancha a control remoto equipada con GNSS (Sistema Global de Navegación por Satélite) y una Ecosonda Monohaz que permite a la compañía realizar el barrido batimétrico del embalse con alta precisión.

Un vehículo operado remotamente o ROV por su sigla en inglés (Remotely Operated Vehicle), sumergible, los ayuda a ejecutar las inspecciones subacuáticas para identificar zonas con presencia de sedimentos y así modelar áreas específicas de interés, especialmente en las cercanías de la bocatoma de la central.

A su vez, un dron Mavic 3 Enterprise, les permite modelar la superficie del entorno del embalse, generando un

ortomosaico georreferenciado. Precisan que este equipo posibilitó la creación de un Modelo Digital de Superficie (MDS) y una fotogrametría de alta resolución, facilitando así el contexto geográfico y el análisis volumétrico del embalse.

“Lo relevante de poder utilizar esta tecnología, es que ahora dichas labores no necesitan la interacción de personas que desciendan con equipos de buceo al fondo del embalse, permitiendo la reducción significativa de situaciones riesgosas o bien accidentes”, argumentó el Luis Vergara, gerente de O&M Improvements de Enel Generación Chile.

Este tipo de intervenciones permiten avanzar hacia un monitoreo más eficiente, menos invasivo y con menor exposición de personal a riesgos, cumpliendo con los principios de innovación, sustentabilidad y excelencia operativa. Al mismo tiempo, reflejan cómo la digitalización, la automatización y el uso de sensores remotos están transformando la forma en que la compañía gestiona sus infraestructuras, en línea con la visión del Grupo Enel de una operación cada vez más inteligente, segura y sostenible.

Desde la compañía precisan que los resultados obtenidos les permitirá contar con un diagnóstico actualizado del estado del embalse y así, crear una base técnica sólida para planificar acciones de mantenimiento, dragado y gestión operativa, en línea con los más altos estándares de eficiencia, precisión y seguridad operativa

“Contar que esta información permite conocer con mayor precisión la evolución de la sedimentación y obtener la curva de embalse actualizada que se utiliza en la operación del embalse en condiciones normales y eventuales de crecida, optimizando la operación de la central. Así mismo, permite actualizar y revisar la evolución de la vida útil del embalse” agregó Miguel de la Fuente, gerente de Soporte Técnico Tecnología Hidroeléctrica de Enel Generación Chile.

Desarrollo de proyectos en Chile:

entre reformas y desafíos pendientes

Por Romina Tobar

Abogada Ambiental, Consejera Acera y Socia de la Asociación de Mujeres en Energía (AME)

En Chile, hablar de permisología implica mucho más que referirse sólo a trámites administrativos. El concepto se ha transformado en un eje del debate público, donde converge la necesidad de inversión, la

urgencia de dinamizar la economía y la creciente exigencia de sostenibilidad ambiental y social. La próxima promulgación de la Ley Marco de Permisos Sectoriales (LMAS) y la reforma al Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

La

permisología

en Chile

está en una encrucijada. Existe consenso sobre la necesidad de modernizar, simplificar y coordinar, pero los cambios han abordado aspectos parciales sin una visión integral.

(SEIA) son hitos relevantes, aunque aún insuficientes para resolver la crisis estructural que enfrenta nuestro sistema de autorizaciones.

Tras un año y medio de discusión en el Congreso, la LMAS busca uniformar los criterios de más de 400 permisos. Su aporte no es menor: clasifica las autorizaciones en seis categorías, fija plazos máximos de tramitación y establece reglas de silencio administrativo, reduciendo la incertidumbre. Asimismo, incorpora las Técnicas Habilitantes Alternativas (THA) –como declaraciones juradas o avisos– que permitirían reemplazar autorizaciones en proyectos de bajo riesgo, apostando por la fiscalización ex post. También crea la Oficina de Autorizaciones Sectoriales, llamada a coordinar a los distintos órganos, y consolida la plataforma SUPER como ventanilla única digital. No obstante, el diseño presenta limitaciones claras. La LMAS excluye los permisos ambientales, que siguen en el SEIA. Así, los proyectos más relevantes continúan sujetos a dos

regímenes, sin integración efectiva. Obtener una Resolución de Calificación Ambiental no libera al titular de seguir gestionando permisos sectoriales, con los consiguientes retrasos e incertidumbre.

Por otra parte, la segunda fase de modificaciones al Reglamento del SEIA, que en un inicio buscaba incorporar a la evaluación ambiental la mayoría de los permisos sectoriales mixtos, finalmente se fragmentó en su tramitación y solo avanzó en el ajuste de las tipologías de ingreso. Entre los principales cambios, se precisó cuándo una modificación de proyecto constituye un “cambio de consideración” que obliga a reingresar al sistema, y se redefinieron los criterios aplicables a ciertos proyectos. Así, por ejemplo, las líneas de transmisión eléctrica ahora requerirán evaluación solo si superan los 23 kV y los 2 km de longitud y las estaciones de servicio deben tener una capacidad de almacenamiento superior a 850.000 litros (antes 200.000). Cambios que apuntan a

entregar mayor certeza técnica y evitar ingresos innecesarios al SEIA. Sin embargo, persisten nudos críticos que ninguna de las dos normativas en trámite aborda. Entre ellos, las complejidades y demoras en la tramitación ante el Consejo de Monumentos Nacionales, cuya estructura orgánica se ha identificado como una de las principales causas del problema; las concesiones marítimas, que registran un promedio de cuatro años de tramitación y una elevada tasa de rechazo, afectando proyectos estratégicos como puertos y plantas desaladoras; y los efectos de la abundante publicación de guías trámite por parte del SEA, que si bien buscan otorgar mayor certeza, su volumen ha dificultado la incorporación práctica de los nuevos criterios y metodologías en la evaluación ambiental, retrasando la tramitación de proyectos.

Este panorama refleja una tensión permanente: entre agilidad y rigor, certeza jurídica y discrecionalidad, participación ciudadana y conflictividad. Aunque la LMAS es un avance, su efectividad dependerá de la implementación: reglamentos que clasifiquen permisos, definición clara de las THA, instalación real de la Oficina de Autorizaciones y consolidación de SUPER como ventanilla única. Esto, será determinante para saber si

ROMINA TOBAR, Abogada Ambiental, Consejera Acera y Socia de la Asociación de Mujeres en Energía (AME).

El

diseño presenta limitaciones claras. La LMAS excluye los permisos ambientales, que siguen en el SEIA.

estamos frente a un cambio estructural o solo a un ajuste cosmético.

La permisología en Chile está en una encrucijada. Existe consenso sobre la necesidad de modernizar, simplificar y coordinar, pero los cambios han abordado aspectos parciales sin una visión integral. El desafío es avanzar hacia un sistema que actúe como habilitador de la inversión sostenible, y no como obstáculo. Ello exige integrar la evaluación ambiental con los per-

misos sectoriales, modernizar instituciones rezagadas y reducir la dispersión normativa.

El crecimiento en Chile depende de alcanzar ese equilibrio: certeza para los inversionistas, confianza para las comunidades y protección efectiva del medio ambiente. Si el país logra transformar la actual crisis en una oportunidad, estaremos ante un nuevo pacto regulatorio capaz de conciliar desarrollo, sostenibilidad y legitimidad social.

Central Colbún.

Parque eólico comienza a inyectar energía

limpia al Sistema Eléctrico Nacional

Mainstream Renewable Power

anunció la primera inyección de energía al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de su parque eólico Ckhúri, marcando un nuevo hito en la transición energética del país. La iniciativa, ubicada en la comuna de Calama, Región de Antofagasta, contará con una capacidad instalada de 109,2 MW y 26 turbinas Vestas de 4,2 MW, que permitirán iluminar cerca de 166.000 hogares chilenos.

Ckhúri es un proyecto icónico en el norte de Chile, ya que destaca por su alta capacidad de generación nocturna, lo que le permitirá aportar energía a la matriz en horarios en que la generación solar fotovoltaica disminuye o simplemente no existe. Asimismo, el parque está ubicado en un terreno de

más de 1.200 hectáreas, además de contar con una subestación elevadora y una línea de transmisión de 21 kilómetros.

9no proyecto en el país

Con esto, Ckhúri se convierte en el noveno proyecto en operación de Andes Renovables, una de las mayores plataformas de energía limpia en América Latina. Actualmente, esta consta de seis parques eólicos y tres solares en funcionamiento, distribuidos desde la Región de Antofagasta hasta la de Los Lagos. Con la incorporación de Ckhúri, Mainstream alcanzará un total de 1.222 MW de capacidad instalada a nivel nacional, lo que equivale al consumo de 1,86 millones de hogares chilenos.

CAROLINA DOMÍNGUEZ

CARGO: DIRECTORA DE ARTICULACIÓN EMTP ENERGÍAS

RENOVABLES E H2V Y DIRECTORA H2GP CHILE

ORGANIZACIÓN: SOFOFA

RUBRO: CORPORACIÓN

LOCACIÓN: SANTIAGO, CHILE.

Carolina Domínguez es Doctora en Educación y Psicóloga. Posee un Magíster en Psicología de la Educación y Psicología Social. Actualmente se desempeña como Directora de Articulación de Educación Media Técnico - Profesional (EMTP) en Energías Renovables e H2V y Directora H2GP Chile en Sofofa. Con más de 20 años de experiencia, ha ejercido roles académicos, de asesoría y gestión en educación, liderazgo escolar y en proyectos vinculados a la formación de capital humano en Chile.

“Las y los

son

protagonistas

jóvenes de la transición energética”

Carolina Domínguez,

Directora de Articulación EMTP Energías Renovables e H2V y

Directora H2GP Chile en Corporación Sofofa:

LA EJECUTIVA RESALTA EL ROL DE LA FORMACIÓN CON ENFOQUE DE GÉNERO Y LA ARTICULACIÓN PÚBLICO-PRIVADA EN EL DESARROLLO DEL SECTOR ENERGÉTICO.

En la conversación con Revista Electricidad, Carolina

Domínguez aborda cómo

la Educación Media Técnico Profesional puede abrir nuevas oportunidades para jóvenes en especialidades ligadas a las energías renovables y el hidrógeno verde. También analiza los desafíos culturales que persisten para la participación femenina y el valor de contar con empresas comprometidas en este proceso formativo.

En el ámbito de la formación técnica, ¿qué avances recientes destacaría en materia de igualdad de género dentro del sector energético?

Desde Corporación Educacional Sofofa buscamos fortalecer trayectorias formativo-laborales en la Educación Media Técnico - Profesional (EMTP), con foco en equidad de género y respuesta a la demanda energética local. Se observa un creciente compromiso de la industria por abrir espacios desde la formación

La ausencia de referentes femeninos y la dificultad para acceder a prácticas en el sector refuerzan la desigualdad”. “

temprana, participando en programas que reciben estudiantes en visitas pedagógicas y prácticas en energías renovables, hidrógeno verde y electromovilidad. Ejemplos son la participación de estudiantes de H2GP en la Semana de la Energía en Osaka gracias al apoyo de Colbún, o la apertura de las primeras prácticas técnicas en hidrógeno verde a nivel nacional mediante el proyecto Wally, junto a Walmart, Engie e IEE. Asimismo, H2GP Chile cuenta con 20 equipos en todo el país, apoyados por Colbún, Engie y MAE, que competirán en Hyvolution en septiembre. Industria, gremios, sector público y EMTP confluyen así en la formación de capital humano diverso.

Desde su experiencia, ¿cuáles son las principales barreras que aún enfrentan las mujeres para acceder y desarrollarse en especialidades técnicas y profesionales ligadas a la energía?

La EMTP puede reproducir estereotipos de género que limitan el acceso y logros de las estudiantes, especialmente en especialidades como electricidad, mecánica o construcciones metálicas, donde hay poca presencia femenina, incluso docente. Esto restringe intereses vocacionales y proyectos de vida.

Estudios como el de Paola Sevilla (2024) señalan barreras culturales y políticas: visiones tradicionales del rol de la mujer, resistencia generacional, segmentación de tareas en empresas y percepciones de mayor costo laboral. A nivel personal, la ausencia de referentes femeninos y la dificultad para acceder a prácticas en el sector refuerzan la desigualdad. En este contexto, asociaciones como AME son clave: mujeres líderes que, mediante mentorías y capacitaciones, inspiran a jóvenes y docentes, abriendo caminos de equidad intergeneracional.

¿De qué manera su formación académica ha influido en el impulso de vocaciones científicas y tecnológicas en la Educación Media Técnico Profesional?

Como Psicóloga Educacional y Doctora en Educación, he dedicado gran parte de mi trayectoria a la EMTP. Vincular esta formación con el sector energético, como eje de desarrollo, ha ampliado de manera significativa los horizontes de las y los estudiantes. Hoy admiro profundamente a cada mujer que trabaja en energía, referentes generosas y comprometidas. En este espacio, mi trabajo cobra verdadero sentido: las y los jóvenes son protagonistas de la transición energética.

Estoy convencida de que, al fortalecer sus trayectorias formativo laborales en el ámbito energético, articulando a distintos actores y con un enfoque en equidad de género, podremos como país revertir desigualdades de origen y transformar la mirada sociocultural hacia la educación técnico profesional. Solo así construiremos un Chile más justo e inclusivo, con igualdad de oportunidades y sueños posibles para todas y todos.

¿Qué medidas concretas podrían implementar las empresas energéticas para atraer, retener y proyectar talento femenino desde la etapa de formación temprana?

Lo central es que las empresas integren la formación temprana en sus planes de vinculación territorial, articulando con actores públicos y privados. Desde Sofofa trabajamos modelos donde la industria plantea perfiles requeridos para prácticas EMTP y, junto a instituciones educativas, se identifican brechas y se diseñan programas para superarlas desde 3° y 4° medio, desarrollando competencias más allá del currículo base.

Este proceso impacta en la comunidad y asegura retención de talento, al tiempo que ofrece a la industria jóvenes mejor preparados. Incorporar referentes femeninos en la formación y en las propias empresas resulta clave para que las estudiantes visualicen proyección real. Así, por primera vez, muchas reconocen que estas compañías creen en ellas, en su potencial y desarrollo.

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

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Electrolizadores.

Dualidad regulatoria del hidrógeno

Por Cristián Araya Abogado AO legal, Consejero Acesol

Atendidas sus características químicas y que el uso se ha concentrado en explosivos y fertilizantes, el amoníaco está considerado y regulado como una sustancia peligrosa, esto es, productos que pueden significar un riesgo para la salud, la seguridad o el bienestar de los seres humanos y animales, conforme a la NCh 382, más específicamente una sustancia Clase 2, gas tóxico.

Esta circunstancia tiene particular relevancia, no sólo por las medidas de seguridad que se deben adoptar y la necesidad de obtener una autorización sanitaria para el funcionamiento de instalaciones de

En el contexto de dicha regulación, sin embargo, no ha existido disposición alguna que aclare o expanda el contenido de los combustibles [producidos] a partir de hidrógeno.

almacenamiento que superen cierto volumen, sino que también porque esto va a incidir en la calificación

industrial de salud a que debe someterse cada actividad productiva conforme a la OGUC, que comprende todo tipo de industria e instala -

En el desarrollo de cualquier proyecto, pero particularmente en incentivo de nuevas industrias relevantes, es bienvenida la innovación para implementar adaptaciones oportunas que hagan la regulación viable.

ciones de depósito o bodegaje y, por ende, en la determinación de su eventual ubicación conforme a los usos de suelo permitidos en el respectivo lugar de emplazamiento, así como en la aprobación ambiental que en definitiva requiera el mismo proyecto.

En efecto, como sabemos, los establecimientos industriales o de bodegaje serán calificados caso a caso por la Seremi de Salud respectiva, en consideración a los riesgos

que su funcionamiento pueda causar a sus trabajadores, vecindario y comunidad, pudiendo catalogarlos como peligrosos, contaminantes, molestos o inofensivos. Por su parte, la normativa sanitaria aplicable dispone que las instalaciones de sustancias peligrosas almacenadas en estanques superficiales en una cantidad superior a 40.000 m3 serán calificadas como “peligrosas”, salvo que se incorporen tecnologías de abatimiento técnicamente

fundamentadas a criterio del evaluador. De esta forma, esto podrá determinar que sea factible o no la instalación de una infraestructura productiva o de almacenamiento de este tipo en una determinada zona geográfica.

Por otro lado, y con el fin de entregar al Ministerio de Energía competencias suficientes para impulsar el desarrollo de la naciente industria del H2, el año 2021 se le entregó por ley, facultades relativas a todas las actividades de estudio, explotación, generación, transporte, almacenamiento, importación y exportación “sobre hidrógeno y combustibles a partir de hidrógeno”. En el contexto de dicha regulación, sin embargo, no ha existido disposición alguna que aclare o expanda el contenido de los combustibles [producidos] a partir de hidrógeno, no obstante que el amoníaco constituye evidentemente el primer ejemplo.

Muy por el contrario, el año 2022 se dictó adicionalmente una norma urbanística interpretativa sobre el uso de suelo aplicable a instalaciones y redes asociadas a la generación de hidrógeno, mediante la cual se considera a las instalaciones productivas de H2 como “infraestructura energética” y, en cambio, se dispone expresamente que los proyectos donde se produzca amoníaco aun -

CRISTIÁN ARAYA, abogado AO legal, Consejero Acesol

La actual estructura de la regulación en esta materia pareciera apuntar a que las sustancias o combustibles serán en definitiva regulados según el uso o utilización que se haga de ellas.

Almacenamiento hidrógeno verde

que se emplee el hidrógeno como insumo, corresponderán al uso de suelo de “actividades productivas”, por constituir ”…una sustancia que no forma parte del sector energía…”

Lo anterior complejiza el planeamiento y compatibilización de los distintos elementos que pueden estar comprendidos en un proyecto de esta naturaleza dentro de una determinada zona de planificación territorial. Pero además se dificulta una definición expresa y más elabo -

rada por parte de las autoridades ministeriales por la ausencia hasta la fecha de algún parámetro extranjero desarrollado para la aplicación y tratamiento del amoníaco como combustible propiamente tal, y que pueda ser utilizado como referencia técnica, de seguridad y regulatoria para su adopción en nuestro país.

De esta forma, no obstante que el hidrógeno que se produzca y utilice en la elaboración del amoníaco constituya un combustible y forme

Otro ejemplo es la necesidad de hacer congruentes los objetivos de política pública nacional con los objetivos a nivel local o comunal. Muchas veces estos no conversan.

parte de infraestructura energética sujeta a regulación de ese orden, el amoníaco que se genere, almacene y exporte como vector del H2, continuará siendo catalogado como actividad productiva y sustancia peligrosa, sin considerarlo combustible y por ende ajeno a la competencia del Ministerio de Energía. La actual estructura de la regulación en esta materia pareciera apuntar a que las sustancias o combustibles serán en definitiva regulados según el uso o utilización que se haga de ellas, lo que puede traer una complejidad y confusión que resulte innecesaria e ineficiente de administrar. Si su uso es de sustancia química no combustible, tendrían la calificación de sustancia peligrosa y por ende quedarían dentro del ámbito del Ministerio de Salud, en cambio, de ser empleadas como combustibles, su régimen se modifica y pasarían a la competencia del Ministerio de Energía. El despropósito de este sistema queda de manifiesto al

examinar los riesgos involucrados en la manipulación de tales productos, donde se observa que quedan expuestos a los mismos o sustancialmente similares contingencias que no justifican una diferencia de fondo.

En el desarrollo de cualquier proyecto, pero particularmente en incentivo de nuevas industrias relevantes, es bienvenida la innovación para implementar adaptaciones oportunas que hagan la regulación viable. Un buen ejemplo es el sistema de “análisis cuantitativo de riesgos” o “QRA” que ya se utiliza en otros países y consiste en definir el nivel de peligrosidad de alguna instalación en función de evaluar los riesgos asociados a la misma y las posibles medidas de mitigación que se adopten, y no dependiendo de “uso de suelo”. Otro ejemplo es la necesidad de hacer congruentes los objetivos de política pública nacional con los objetivos a nivel local o comunal. Muchas veces estos no conversan.

TORRES DE TRANSMISIÓN:

El camino de la energía

EL DESARROLLO DE NUEVAS ESTRUCTURAS ENFRENTA RETOS SOCIALES, TÉCNICOS Y AMBIENTALES EN TERRITORIOS COMO LA CORDILLERA, EL DESIERTO Y LA COSTA.

Las torres de transmisión constituyen la base del sistema eléctrico, permitiendo llevar energía a lo largo de extensos y diversos territorios. Sin embargo, su construcción y operación presentan desafíos que van más allá de lo técnico. A la complejidad del diseño estructural para resistir condiciones extremas en la costa, el desierto o la cordillera, se suma la tramitación de permisos en áreas protegidas y de alto valor ambiental. Frente a este panorama, la industria impulsa innovaciones tecnológicas y nuevas metodologías de construcción y mantenimiento, orientadas a mejorar la eficiencia, reducir costos y mitigar impactos.

Osvaldo Rojas, gerente Corporativo de Operaciones de Sigdo Koppers Ingeniería y Construcción, comenta que “el diseño estructural de las torres de transmisión está determinado, principalmente, por variables meteo-

rológicas, entre las cuales el viento y la temperatura son los factores más críticos”. Añade que “por ello, en las zonas con mayor exposición, la normativa requiere estudios meteorológicos específicos que permiten definir con precisión los parámetros de diseño. En definitiva, el territorio incide en el diseño no tanto por su geografía — sea costa, montaña o desierto—, sino por las condiciones climáticas particulares que lo caracterizan”.

En ese contexto, Patricio Sagredo, gerente de Operaciones de Bbosch, detalla que las principales condiciones que deben considerarse en el diseño de una línea de transmisión son: “el trazado de la línea, los accesos al emplazamiento, el nivel de aislación, la capacidad de transmisión, la regulación de tensión y el desbalance de tensión entre fases bajo condiciones de máxima transmisión”.

A ello se suman las particularidades

Se están incorporando tecnologías de inspección remota mediante drones no tripulados, capaces de capturar imágenes y videos de alta resolución”, Andrés Lagos.

de cada zona. Luis Zapata, ingeniero de Proyectos de ISA Energía en Chile, manifiesta que “en áreas de montaña, los retos están asociados a la irregularidad del terreno, la presencia de nieve o hielo y las dificultades de acceso”. En el caso del desierto, comenta que “la principal dificultad proviene de temperaturas extremas, que oscilan entre el calor diurno —que puede superar los 50 °C— y el frío nocturno —que puede alcanzar los -10 °C—, además del efecto abrasivo del viento con arena y la inestabilidad de los suelos”.

Innovaciones tecnológicas

La incorporación de nuevas tecnologías ha transformado la instalación y el mantenimiento de las torres de transmisión, haciendo los proce -

PATRICIO SAGREDO, gerente de Operaciones Bbosch

sos más eficientes y seguros.

Un ejecutivo de ISA Energía destaca que “una innovación clave ha sido el uso de drones para inspección, que reemplazan gran parte del trabajo en altura y reducen riesgos para el personal. Algunos drones están equipados con cámaras de alta definición e incluso sensores térmicos que nos ayudan a identificar corrosión o puntos calientes en las estructuras”.

En la misma línea, Zapata agrega que “otra mejora importante proviene de la implementación de sistemas modulares y prefabricados, donde algunos componentes de las torres se producen en planta bajo condiciones controladas y luego se ensamblan en terreno. Este método disminuye errores, acelera la construcción y nos ase-

ANDRÉS LAGOS, gerente de Dessau, filial de SKIC.

OSVALDO ROJAS,

gerente Corporativo de Operaciones de Sigdo Koppers Ingeniería y Construcción.

gura un montaje de mayor calidad”. Las innovaciones también impactan en el mantenimiento. Álvaro González, gerente de Mantenimiento de Bbosch, precisa que “en mantenimiento, destacamos el uso de drones para labores de limpieza y lavado de aisladores, una solución que mejora la seguridad operativa y reduce la necesidad de intervención directa en altura”. Asimismo, enfatiza que “la incorporación de tecnología en nuestros procesos de mantenimiento ha sido clave para aumentar la eficiencia, reducir riesgos y mejorar la disponibilidad de las instalaciones”.

FOTO: GENTILEZA BBOSCH.

“

La

incorporación de tecnología en nuestros procesos de mantenimiento ha sido clave para aumentar la eficiencia, reducir riesgos y mejorar la disponibilidad de las instalaciones”,

Álvaro González.

En tanto, Andrés Lagos, gerente de Dessau (filial de Sigdo Koppers), subraya que “se están incorporando tecnologías de inspección remota mediante drones no tripulados, capaces de capturar imágenes y videos de alta resolución. Esta información se procesa a través de plataformas de inteligencia artificial, utilizando algoritmos de machine learning y reconocimiento de patrones para detectar signos tempranos de desgaste estructural que podrían pasar desapercibidos en una inspección convencional”.

Permisos

y gestión ambiental

Más allá de los aspectos técnicos, uno de los mayores retos para desarrollar nuevas líneas de transmisión es la obtención de permisos en zonas protegidas o ambientalmente sensibles. En esos casos, la normativa exige la

elaboración de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

Sobre este punto, Lagos destaca que “uno de los principales desafíos es el tiempo que implica este proceso, ya que se deben ejecutar campañas

ÁLVARO GONZÁLEZ,

gerente de Mantenimiento Bbosch.

estacionales para caracterizar adecuadamente el territorio y, a partir de esos resultados, gestionar permisos ambientales y sectoriales que son evaluados por distintas entidades, de forma independiente y muchas veces sin coordinación entre sí”. A su juicio, “este escenario puede dilatar significativamente los plazos, especialmente debido a que no se aborda desde una estandarización técnica de medidas de mitigación y compensación, las que no siempre se ajustan a las particularidades de cada proyecto o territorio”.

Desde ISA Energía, Giannina Álvarez, jefa Ambiental y Predial de la compañía, explica que “la entrada en vigor de la Ley SBAP (Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas) ha elevado aún más el estándar de protección,

GIANNINA ÁLVAREZ,

jefa Ambiental y Predial de ISA Energía en Chile.

estableciendo que, si un área protegida no cuenta con un Plan de Manejo aprobado, la posibilidad de intervenir queda automáticamente descartada. Esto plantea un escenario en que muchos proyectos de transmisión eléctrica pueden quedar imposibilitados de avanzar en dichos territorios”.

La ejecutiva añade que “a ello se suma la falta de una gobernanza ambiental plenamente coordinada entre instituciones públicas, lo que se traduce en tiempos de respuesta prolongados, traslape de competencias y requisitos poco claros. Estos factores generan incertidumbre y demoras significativas, convirtiéndose en uno de los mayores retos actuales para el desarrollo de infraestructura eléctrica en zonas ambientalmente sensibles”.

LUIS

ZAPATA, ingeniero de Proyectos de ISA Energía en Chile.

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS:

Innovación y adaptación

en la transición energética

LA MODERNIZACIÓN TECNOLÓGICA Y LA SOSTENIBILIDAD MARCAN EL DESARROLLO DE ESTAS INFRAESTRUCTURAS CRÍTICAS, CLAVES PARA LA INTEGRACIÓN DE RENOVABLES Y LA RESILIENCIA DEL SISTEMA ELÉCTRICO CHILENO.

Chile enfrenta el desafío de transformar sus subestaciones eléctricas en un escenario de acelerada incorporación de energías renovables y exigentes condiciones geográficas. Empresas del sector destacan avances en digitalización, automatización y materiales, junto con iniciativas orientadas a la seguridad, la eficiencia y la sostenibilidad.

Mauricio Cisterna, subgerente de Desarrollo Operacional de Grupo Saesa, comenta que la compañía “opera más de 73.000 transformadores de distribución entre Ñuble y Aysén, con potencias que van desde 5 kVA hasta 3 MVA”. Según explica, “es vital implementar mejoras tecnológicas que permitan monitorear el estado de los activos y asegurar su operación en cualquier condición o entorno”.

Entre las medidas adoptadas, destaca que “desde 2018 comenzamos a utilizar aceite vegetal en vez de mineral en la construcción de los transformadores. Este aceite es biodegradable, protege mejor las bobinas internas, extiende la vida útil del transformador y garantiza una operación confiable y segura ante aumentos de demanda”. A ello se suma la incorporación de drones para supervisión: “desde 2020 hemos volado más del 75% de nuestra red de media tensión con drones, procesando las imágenes con inteligencia artificial para detectar condiciones de deterioro y prevenir interrupciones”. Asimismo, la instalación de medidores inteligentes en todos los transformadores permite, en sus palabras, “conocer minuto a minuto las condiciones de operación, registrando voltajes, corrientes y potencias instantáneas”.

Es vital implementar mejoras tecnológicas que permitan monitorear el estado de los activos y asegurar su operación en cualquier condición o entorno”, Mauricio Cisterna, subgerente de Desarrollo Operacional de Grupo Saesa.

Desafíos geográficos y logísticos

Los desafíos geográficos también son un factor determinante. Cisterna

subraya que “debemos entregar suministro en zonas cordilleranas con nieve y en islas donde el acceso no siempre es posible. Para lograr un suministro confiable, se requiere operar transformadores en perfectas condiciones y contar con equipos humanos altamente capacitados”. En esa línea, resalta la implementación del Sistema de Gestión de Integridad de Instalaciones Eléctricas (SGIIE), vigente desde 2023, que “nos ayuda a identificar condiciones de riesgo y tomar acciones preventivas, priorizando intervenciones oportunas”.

hormigones con aditivos especiales”. En zonas cordilleranas, en cambio, “incorporamos aire en el hormigón para resistir ciclos de hielo y deshielo”, mientras que en el sur “fabricamos hormigones que alcanzan grandes resistencias en plazos cortos, manteniendo su integridad estructural sin importar las condiciones climáticas”.

A nivel logístico, agrega que “uno de los retos más frecuentes es el acceso a faenas en zonas remotas, lo que exige planificación detallada de rutas, ventanas de entrega y equipos de descarga”. Otro aspecto complejo es la falta de estandarización: “la ausencia de un estándar unificado de moldajes entre compañías eléctricas nos obliga a adaptar procesos y moldajes para cumplir con las especificaciones de cada cliente, asegurando calidad y continuidad en el suministro”.

Desde la perspectiva constructiva, Felipe Kaschel, subgerente de Producción y Plantas de Hormigones del Norte (HORNOR), explica que “los principales desafíos al proveer materiales para subestaciones se relacionan directamente con la diversidad geográfica y climática de Chile”. Precisa que en el norte “enfrentamos suelos con alta salinidad y agentes corrosivos, lo que abordamos con tratamientos impermeabilizantes y Los principales desafíos al proveer materiales para subestaciones se relacionan directamente con la diversidad geográfica y climática de Chile”, Felipe Kaschel, subgerente de Producción y Plantas de Hormigones del Norte.

Infraestructura

Respecto al futuro, Kaschel sostiene que “la infraestructura física de las subestaciones tiende a volverse más robusta y flexible”. Explica que la acelerada incorporación de energías renova-

Subestación eléctrica

bles impulsa la necesidad de más transmisión y nodos de conexión en zonas remotas. Ante ello, la empresa fabrica “elementos estandarizados que optimizan tiempos y costos, pero también piezas especiales diseñadas a medida, adaptándonos a cada obra”. Su objetivo, añade, es “no solo acompañar la transición energética, sino también impulsarla, ofreciendo prefabricados optimizados para montaje rápido y adaptables a las configuraciones que demanda el sistema eléctrico del futuro”.

En el ámbito tecnológico, Víctor Paredes, director de Power System para Chile, Perú y Bolivia en Schneider Electric, sostiene que “las salas eléc-

tricas están en constante evolución, optimizándose en términos de estructura, seguridad y eficiencia energética”. Destaca que la compañía cuenta con un portafolio enfocado en digitalización, sostenibilidad y eficiencia, en el que resalta la celda SM AirSeT, “una solución de media tensión que elimina el uso de gas SF6 y utiliza aire puro y corte en vacío, alineándose con los esfuerzos internacionales para reducir emisiones”. Esta tecnología, afirma, “integra sensores inalámbricos que recopilan y analizan datos en tiempo real, facilitando la gestión inteligente de la energía y reduciendo costos de mantenimiento”.

Las salas eléctricas están en constante evolución, optimizándose en términos de estructura, seguridad y eficiencia energética”, Víctor Paredes, director de Power System para Chile, Perú y Bolivia en Schneider Electric.

Digitalización y automatización

Sobre la migración hacia subestaciones digitales, Paredes reconoce que “la industria eléctrica, por tradición, ha sido conservadora y no se adapta fácilmente a los cambios”. Añade que “muchas empresas operan con sistemas heredados y rígidos, con protocolos cerrados, lo que hace complejo y costoso el cambio”. No obstante, enfatiza que “la evolución hacia subestaciones digitales permite un flujo de datos más rápido, mejora la calidad del servicio y reduce costos operativos”, incorpo-

MAURICIO CISTERNA,

subgerente de Desarrollo Operacional de Grupo Saesa.

rando tecnologías de IoT, nube y machine learning para lograr “operaciones autónomas, mantenimiento predictivo y sustentabilidad”.

En materia de automatización, Schneider Electric implementa el sistema EcoStruxure™ Substation Operation, que “digitaliza y automatiza las operaciones integrando controladores inteligentes, sistemas de protección avanzados y monitoreo remoto”. A ello se suman soluciones como las salas eléctricas modulares o E-Houses, que, según el ejecutivo, “se han posicionado como una alternativa estratégica frente a las subestaciones convencionales, al integrar equipos en un módulo compacto, preensamblado y listo para operar en plazos mucho más cortos”.

FELIPE KASCHEL,

subgerente de Producción y Plantas de Hormigones del Norte.

Finalmente, Paredes enfatiza la relevancia de la seguridad informática: “articulamos una defensa en profundidad para sistemas SCADA que abarca desde hardware seguro y software actualizado hasta servicios de monitoreo y formación”. La compañía recomienda “mantener aisladas las redes OT de las IT, implementar estándares internacionales como el IEC 62443 y aplicar encriptación en las comunicaciones críticas”.

De esta manera, la visión de distintos actores de la industria refleja cómo las subestaciones eléctricas en Chile avanzan hacia un modelo más seguro, digital, sostenible y adaptable a las condiciones del territorio, en sintonía con la transición energética y el crecimiento de las energías renovables.

VÍCTOR PAREDES,

director de Power System para Chile, Perú y Bolivia en Schneider Electric

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 : Parque Fotovoltaico

Los Durmientes

Empresa : Parque Fotovoltaico Los Durmientes SpA

Inversión : US$300 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la instalación de 467.152 módulos fotovoltaicos de 550 Wp cada uno, los que en conjunto generarán una potencia máxima total aproximada de 257 MWp.

Además, se considera la construcción de infraestructura de apoyo constituida por una subestación elevadora (en adelante SE) de 33 kV a 220 kV denominada “Subestación Los Durmientes”, 56 Centros de Transformación (en adelante CT), una canalización subterránea de 33 kV (que va desde los CT hacia la SE), un conjunto de baterías de almacenamiento de energía de 255,4 MW por 5 horas y PCS (por sus siglas en inglés: Power Conditioning System), en adelante BESS y una Línea de Alta Tensión de 220 kV, de doble circuito, de aproximadamente 30,1 km que conecta la SE Los Durmientes con la SE Monte Mina

Nombre : Parque Fotovoltaico

Corinto Solar

Empresa : Corinto Solar SpA

Inversión : US$200 millones

DESCRIPCIÓN: El proyecto contempla la construcción y operación de un parque fotovoltaico, cuya capacidad nominal será de 234,01 MWp.

Los Lotes B-7 (73,67 MWp) y B-8 (160,34 MWp) del Parque Fotovoltaico albergarán 346.680 paneles fotovoltaicos de carácter bifacial. Adicionalmente, cada lote del parque contará con un Sistema de Almacenamiento de Energía, compuesto por baterías de ion-litio o BESS.

La energía transformada por los paneles fotovoltaicos de cada lote será evacuada hacia una subestación Elevadora de 33 kV/220 kV.

Nombre : Sistema de Almacenamiento de Energía Alianza

Empresa : PSF Alianza SpA

Inversión : US$95 millones

DESCRIPCIÓN: Esta iniciativa corresponde a un proyecto que se emplaza en comuna de Tierra Amarilla, Región de Atacama. Consiste en la construcción y operación de un Sistema de almacenamiento de Energía por baterías o BESS con su respectiva subestación en 110 kV, sin generación propia. El proyecto retirará energía del SEN para luego inyectarla en el mismo punto de interconexión, de manera de contar con disponibilidad del recurso cuando su demanda así lo requiera. Para la iniciativa se considera una vida útil de 30 años. La vida útil del proyecto se podrá extender en la medida que las condiciones de mercado justifiquen la inversión.

Nombre : Sistema de Almacenamiento de Energía Medialuna

Empresa : FRV-X Chile SpA Inversión : US$10,56 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y posterior operación de un Sistema de almacenamiento de energía Eléctrica (del inglés BESS, Battery Energy Storage System) con un total de 264,19 MWh de potencia instalada. Considerando para ello la instalación de 12 conjuntos, de 8 baterías cada uno, asociados a un Centro de Transformación (CT) de 5000 KVA y 2 inversores (24 inversores en total). Adicionalmente, el proyecto contempla la instalación de una línea de evacuación eléctrica de 33 kV y 0,45 km de longitud, proyectada de forma soterrada, la cual permitirá unir el centro de seccionamiento con la subestación Marchigüe (existente).

Nombre : Proyecto Híbrido Solar, Eólico y de Almacenamiento de Energía Llanura Solar

Empresa : CI GMF II Llanura Solar ProjectCo SpA

Inversión : US$1.300 millones

DESCRIPCIÓN: El “Proyecto Híbrido Solar, Eólico y de Almacenamiento de Energía

Llanura Solar”, en Taltal, Región de Antofagasta, busca instalar 1.156

MW combinando generación solar, eólica y un sistema BESS de 3.831,4 MWh. La iniciativa, en etapa de

admisión en el SEIA, contempla además la construcción de la subestación “S/E Llanura Solar” y una línea de 14,79 km para conexión al SEN. El proyecto ocupará 2.064 hectáreas, incluyendo parque solar, almacenamiento, subestaciones, caminos y líneas de transmisión.

Designaciones

MÓNICA DE MARTINO TRANSELEC

Mónica De Martino toma el cargo de vicepresidenta de Regulación e Ingresos de Transelec. Es licenciada en Ciencias Políticas y MBA de Columbia y London Business School. Con 25 años de trayectoria en el sector energético, trabajó en Enel en Italia, Nueva York y Chile. Además, es Coach Organizacional Certificada y miembro del NYSE Board Advisory Council Network, con experiencia en dirección estratégica y asuntos regulatorios.

MATÍAS STEINACKER ENLASA GENERACIÓN CHILE

Enlasa Generación Chile informó que Matías Steinacker asumió la gerencia general de la compañía en reemplazo de Jorge Brahm. El ejecutivo fue gerente general de EDF Renewables Chile, director de Desarrollo de Negocios de ATCO Group y CEO de Trans Antartic Energía. Es ingeniero industrial UC, MSc en Environmental Change and Management de Oxford y director de ACERA A.G.

NATALI MONTES IMELSA ENERGÍA

Imelsa Energía designó a Natali Montes como su nueva líder en Eficiencia Energética y Sostenibilidad. Ingeniera Civil Mecánica con mención en Energía por la Universidad Técnica Federico Santa María, Montes cuenta con experiencia en asesoría técnica a clientes libres, desarrollo de propuestas energéticas personalizadas, gestión de contratos de suministro y PPA, y certificación en Sistemas de Gestión de Energía.

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

SIBEL VILLALOBOS VOLPI

TERCER TRIBUNAL AMBIENTAL

Sibel Villalobos Volpi asumió como Ministra Titular Licenciada en Ciencias del Tercer Tribunal Ambiental, sumándose así al equipo que dirime disputas ambientales en seis regiones del país. Licenciada en Biología Marina y Magíster en Ciencias con mención en Recursos Hídricos por la Universidad Austral de Chile, Villalobos ya ejerció el mismo cargo entre 2017 y 2023.

PABLO SIVIERO AES ANDES

AES Andes nombró a Pablo Siviero como nuevo Gerente de Supply Chain Chile. Con más de 20 años de experiencia en compras, logística y operaciones, ha trabajado en Enel Green Power en Brasil, México y Costa Rica, y en AES México como Senior Manager de Compras Directas. También lideró áreas estratégicas en Proyecto Terra y fue emprendedor en la región. Es ingeniero titulado por la Universidade do Estado do Rio de Janeiro..

PAULINA VILLENA

EDF POWER SOLUTIONS CHILE

Paulina Villena fue elegida por EDF Power Solutions Chile como nueva Commercial Manager. Con más de 15 años de experiencia en el sector energético, trabajó en Statkraft y Enel Distribución en roles de comercialización y negocios. Inició su carrera en Copeval Desarrolla y es parte de Women in Energy de WEC Chile. Es Ingeniera Agrónoma de la U. de Chile con diplomados en liderazgo y mercados eléctricos.

Aprueban declaración ambiental de parque

fotovoltaico por US$285 millones en Coquimbo

La Región de Coquimbo sigue sumando proyectos de inversión energética, luego de que la Comisión de Evaluación Ambiental, presidida por el delegado presidencial regional, Galo Luna, aprobara la declaración de impacto ambiental de una planta solar en la comuna de Ovalle.

Se trata del parque fotovoltaico Soles del Norte, de US$285 millones de inversión, que considera una potencia instalada de 120 MW, energía equivalente al consumo de 120 mil viviendas en un año. La iniciativa se emplazará sobre una superficie de 186 hectáreas junto a un parque de baterías con capacidad de almacenamiento aproxima -

do de 4 horas (29.400 kWh).

La central generará energía limpia y será evacuada a través de una línea de alta tensión que se conectará al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la subestación Don Goyo. Para su construcción se considera la contratación de hasta 200 personas y que esté operativo en 2027.

Con este proyecto, la Región de Coquimbo suma 14 iniciativas de generación energética aprobadas por la Comisión de Evaluación Ambiental, desde 2022 a la fecha, que suman 1037 MW de capacidad instalada y US$1.234 millones de inversión.

ENEL CAPACITA A MUNICIPIOS SOBRE REDES ELÉCTRICAS

Y MANEJO DE ARBOLADO URBANO

El Centro de Excelencia Operacional de Enel Distribución es un espacio de formación especializado en actividades de distribución eléctrica. En sus instalaciones se realizan capacitaciones que apuntan a mejorar las técnicas de trabajo y minimizar los riesgos de accidentes de colaboradores y contratistas; procurando además abrir sus puertas a centros de estudio e instituciones interesados en conocer las redes y sus componentes. Tal es el caso de los más de 100 funciona-

rios y técnicos de los municipios de Estación Central, San Joaquín, Til Til, Lo Barnechea y Pudahuel, que participaron de una nueva capacitación enfocada en conocer cómo opera el sistema eléctrico en la ciudad y cuáles son sus actuales desafíos, de manera de mejorar la coordinación entre equipos, sobre todo a la hora de gestionar situaciones de emergencia. Estos municipios se suman a otros que ya han participado en este tipo de actividades y otras, en el Centro de Excelencia Operacional, como Cerrillos, Huechuraba, Las Condes y Colina. Como resultado, han asistido cerca de 240 funcionarios.

HITACHI ENERGY PRUEBA CON ÉXITO TRANSFORMADOR PARA

MEJORAR LA SEGURIDAD Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

Hitachi Energy ha probado con éxito un transformador de aceite monofásico de 765 kilovoltios (kV) / 400 kV y 250 megavoltios-amperios (MVA) relleno de éster natural. La empresa destaca que, esta innovación revolucionaria convierte a este transformador en el primero del mundo en este nivel de voltaje y potencia, y la implementación de aceite de Éster proporciona una opción biodegradable y segura desde el diseño para los operadores de redes de corriente alterna (CA) de ultra alta tensión. Los transformadores de 765 kV forman

parte de los planes estratégicos de expansión de la transmisión de las empresas de servicios públicos para satisfacer las crecientes necesidades energéticas, gracias a su capacidad para transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias, mejorando la eficiencia, estabilidad y confiabilidad de la red. Un transformador trifásico típico de 765 kV puede suministrar energía equivalente para abastecer a una ciudad de 250.000 personas.

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CHILE

• Carola Correa Jélvez, Ejecutiva Comercial.

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• Francesca Massa Arenas, Ejecutiva Comercial.

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• Rosemarie Cortes Dörner, Ejecutiva Comercial.

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• Andrea Jiménez, Ejecutiva Comercial.

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