Balance 2025:
Hitos y expectativas
Entrevista Central José Ignacio Escobar, CEO de Colbún
Reportaje Cartera energética en expansión: Más de US$18.000 millones impulsan un portafolio diverso y desafiante
Reportaje IA y Data Centers: La digitalización redefine el mapa del consumo eléctrico
¿Qué sigue en transporte sustentable?
Preguntar ¿Que sigue? inspira a Hitachi para encontrar respuestas a los mejores desafíos del mundo.
Inspire the next
Enero 2026
Reportaje Central
Balance 2025 y desafíos 2026 para el sistema eléctrico nacional: Hitos y Expectativas
28
Reportaje Cartera Energética en Expansión: Más de US$18.000 millones impulsan un portafolio diverso y desafiante
21 COLUMNA DE OPINIÓN
Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor AG.
22 ACTUALIDAD
Ximena Rincón asume como titular de Energía en una coyuntura decisiva para la industria
35 COLUMNA DE OPINIÓN
Cristián Solís, gerente general B2B Media Group
Entrevista Central José Ignacio Escobar, CEO
Hitos y expectativas
Revista Electricidad es publicada por:
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) y Álvaro Guerrero (aguerrero@ b2bmg.cl)
Gerente TI: Óscar Sánchez
Gerente Inteligencia de Mercados: Luis Ramírez
Gerente de Administración y Finanzas: Álex Céspedes
Encargado Suscripciones: Rubén Villarroel
Fotografía: Archivo B2B Media Group
Diseño Gráfico y Producción: Alfredo Eloy (www.alfreloy.com) Encuéntrenos en:
Revise diariamente:
2025: El sistema eléctrico pone a prueba sus límites
El año 2025 confirmó que la transición energética en Chile dejó de ser un ejercicio de planificación futura para convertirse en una realidad operativa que tensiona al sistema eléctrico en tiempo real. El récord de participación de la generación solar y eólica, junto con el acelerado despliegue del almacenamiento, da cuenta de un cambio estructural profundo en la matriz. Sin embargo, estos avances conviven con señales evidentes de desalineamiento entre la expansión de la oferta, la infraestructura de soporte y las señales económicas del sistema. Uno de los principales focos de tensión se observa en la integración efectiva de las energías renovables variables. El aumento sostenido de los vertimientos, el rezago en la expansión de la transmisión y el bajo crecimiento de la demanda eléctrica evidencian que la incorporación de nueva capacidad instalada, por sí sola, no garantiza eficiencia ni seguridad de suministro. La operación del sistema refleja una creciente fragmentación temporal, con sobreoferta y precios deprimidos durante el día, frente a mayor estrechez y valorización de la flexibilidad en las horas nocturnas.
A este escenario se suma el debate sobre la seguridad y resiliencia del sistema, que adquirió especial relevancia tras el apagón masivo de febrero. Más allá de sus causas inmediatas, el evento puso de relieve márgenes operativos cada vez más acotados, menor holgura hidráulica y una creciente complejidad en la coordinación de recursos. En este nuevo régimen operativo, el almacenamiento energético ha comenzado a jugar un rol protagónico, permitiendo desplazar energía desde períodos de sobreoferta hacia las horas de mayor demanda, aunque sin resolver aún las limitaciones estructurales del sistema. De cara a 2026, el desafío del sector eléctrico no se limita a acelerar la incorporación de nuevas tecnologías. Requiere avanzar hacia una planificación más integrada y un diseño de mercado coherente, que articule generación, transmisión, almacenamiento y demanda, y que remunere adecuadamente atributos esenciales como la potencia firme, la flexibilidad y la resiliencia. La transición energética ya demostró su viabilidad tecnológica; el desafío pendiente es dotarla de una gobernanza y un marco operativo que aseguren su sostenibilidad en el largo plazo.
El aumento sostenido de los vertimientos, el rezago en la expansión de la transmisión y el bajo crecimiento de la demanda eléctrica evidencian que la incorporación de nueva capacidad instalada, por sí sola, no garantiza eficiencia ni seguridad de suministro.
Balance 2025 y desafíos 2026 para el sistema eléctrico nacional:
Hitos y Expectativas
RÉCORD DE PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN SOLAR Y EÓLICA Y DEL ALMACENAMIENTO, MAYORES
VERTIMIENTOS Y UN APAGÓN MASIVO
MARCARON AL SEN EN 2025. EXPERTOS
FIJAN PRIORIDADES PARA 2026.
Diversos conceptos o términos clave sirven para resumir el desempeño que tuvo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) durante el 2025. Entre los que más se repiten están generación eólica y solar, almacenamiento, apagón, vertimientos, flexibilidad, transmisión y tarifas eléctricas.
¿Qué balance hacen diferentes actores de esta industria? La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera) aporta una primera respuesta: “Durante el año pasado, el SEN pro-
dujo 87 TWh de energía eléctrica, con una participación renovable de 63,3%, de los cuales 42,4% correspondieron a energías renovables no convencionales (ERNC). No obstante, el 2025 estuvo marcado por una menor hidrología que redujo en más de un 25% el aporte de la generación hidráulica convencional. Este escenario derivó en un aumento del despacho térmico que, por primera vez desde 2019, creció con un aumento del 11,7% respecto de 2024”, detallan.
En el Coordinador Eléctrico Na-
“ El récord de participación de las energías solar y eólica en 2025 demuestra que
el
SEN
avanza hacia una matriz eléctrica renovable, pero también más exigente desde el punto de vista operacional”, Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional
cional (CEN) destacan el mayor protagonismo de las energías solar y eólica: “Este resultado refleja el sostenido crecimiento de la capacidad instalada renovable, así como los avances en la operación y coordinación del sistema eléctrico, que han permitido integrar volúmenes crecientes de generación variable manteniendo los estándares de seguridad y continuidad del suministro”, precisan.
Almacenamiento y Más
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del CEN, revela que el 2025 estuvo marcado por la incorporación creciente de sistemas de almacenamiento, “los que suman energía eléctrica equivalente al orden de 2 TWh, superior en más de cuatro veces de todo lo que se generó con tecnología diésel”.
En Acera precisan que este aporte representó un crecimiento cercano al 200% respecto de 2024, “contribuyendo a la flexibi-
lidad, estabilidad y eficiencia económica del sistema”.
Según datos del gremio, a diciembre de 2025, el país contaba con 1.575 MW de almacenamiento en operación, 737 MW en pruebas y 6.770 MW en construcción. “De mantenerse este ritmo, se proyecta que hacia 2027 el sistema disponga de cerca de 9 GW de almacenamiento operativo, con una duración promedio superior a 4 horas”, resaltan en la entidad.
Humberto Verdejo, académico del Departamento de Ingeniería
Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, releva “los esfuerzos realizados por actores del sector privado para apostar por nuevas tecnologías, como los sistemas de almacenamiento, y dar continuidad a la construcción de proyectos de generación renovables”.
En la misma línea, Rafael Carvallo, socio consultor de EnergiE, junto con destacar la alta participación de las ERNC en la matriz eléctrica
Generación solar con sistema de almacenamiento de energía, dos soportes actuales y futuros del sistema eléctrico nacional.
FOTO: PACIFIC
HYDRO
durante 2025, que ya superó el 40%, realza el despegue de las inversiones en almacenamiento a gran escala, “con múltiples proyectos de baterías (BESS) que apuntan principalmente a hibridar parques solares existentes, concentrados en la zona norte del país, con más de 2 GW entre proyectos en operación y en pruebas, y un volumen aún mayor en construcción”, indica.
Otro hito para el Coordinador fue el retiro, el 1 de enero pasado, de unos 700 MW de capacidad térmica a carbón desde las centrales Mejillones 1 y 2, y de la Infraestructura Eléctrica Mejillones, que inicia su reconversión a gas natural. “Esta salida refuerza la necesidad de una operación cada vez más flexible y el cumplimiento estricto de la normativa por parte de las empresas”, asegura Olmedo. Javier Bustos, director ejecutivo
de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), pone el acento en el ámbito regulatorio: “Se ha avanzado en un arduo trabajo técnico en materia de reglamentos de coordinación y operación, medios de generación de pequeña escala y de la Ley de Transición Energética. A esto se suma el avance en la discusión de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio, para la inclusión de los requerimientos que el sistema eléctrico necesitará en el futuro”.
El especialista de EnergiE también valora la implementación de la Ley de Transición Energética, “que agilizará el desarrollo de la red de transmisión, destacando varias medidas, como las ‘obras necesarias y urgentes’ y el regreso de las licitaciones de obras de ampliación de instalaciones a manos de las empresas propietarias”, manifiesta.
Aspectos Negativos
Dentro de los “puntos negros” que dejó el 2025 sobresalen los vertimientos de energía renovable, que alcanzaron los 6.084 GWh, un 7,8% más respecto del año anterior, “consolidándose como un fenómeno estructural del sistema”, lamentan en Acera.
Añaden que tal situación “refleja las limitaciones asociadas a falta de
JUAN CARLOS OLMEDO, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
HUMBERTO VERDEJO, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Usach.
Centro de control del Coordinador Eléctrico
Nacional, que coordina la operación del SEN.
“ Es totalmente razonable revisar y perfeccionar la normativa pensando en el futuro, sin embargo, las reglas del juego deben respetarse y no modificarse de manera retroactiva ni arbitraria”, Humberto Verdejo, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Usach
demanda eléctrica en horas de mayor oferta renovable, además de restricciones de transmisión y falta de flexibilidad en el sistema eléctrico”.
La demanda eléctrica, en particular, registró durante el 2025 un crecimiento marginal de apenas 0,4% respecto de 2024, “insuficiente para acompañar la velocidad y magnitud de la expansión renovable”, acotan en el gremio. En Acera informan, asimismo, que a noviembre de 2025 más del 70% de las obras de transmisión en desarrollo presentaban atrasos, afectando la operación del sistema,
el nivel de vertimientos y la eficiencia de la inversión renovable.
El último año será recordado también por el extendido apagón del 25 de febrero y por el cálculo errado de tarifas eléctricas.
“El blackout ocasionó pérdidas de producción al país de unos 450 millones de dólares. A esto se sumaron problemas en la valorización de los activos de transmisión, la cual fue significativamente sobreestimada, lo que va a implicar la devolución de cargos cobrados de más a todos los clientes”, precisa Bustos.
Carvallo califica el citado apagón
“
Hubo avances en los cambios reglamentarios de la operación del sistema, del régimen
PMGD y de la transmisión, pero estos se han demorado y varios reglamentos aún no inician su tramitación en Contraloría”, Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor
como el hecho más negativo de 2025 en el sector “por ser un evento crítico que expuso debilidades importantes en la gestión de activos de generación y transmisión”. Agrega que esa contingencia, y lo ocurrido posteriormente, “ha evidenciado que la rápida transformación de la matriz no ha estado acompañada de la necesaria gestión de riesgos”.
También cuestiona el debate en torno al proyecto de ley de subsidio eléctrico y el error de la CNE en el cálculo de las tarifas eléctricas.
Verdejo, en tanto, expone que el 2025 será recordado por “los problemas técnicos asociados al apagón de febrero y por las dificultades regulatorias derivadas de errores que afectaron el cálculo de las tarifas eléctricas. Ambas situaciones han provocado una crisis de institucionalidad en el sector y un creciente cuestionamiento ciudadano hacia una industria que históricamente había gozado de alta credibilidad”.
Los especialistas abogan por un desarrollo mayor y oportuno de la red de transmisión eléctrica
A su juicio, la falta de líneas de transmisión, la complejidad y lentitud en la tramitación de permisos, y el abandono relativo del segmento de distribución son otros tres factores que siguen sin enfrentarse adecuadamente.
Desafíos
2026
En Acera explicitan que en 2026 el SEN deberá “avanzar en la eje-
“ Hoy en día se hace prioritario atender otros desafíos como el desarrollo de las redes transmisión y la gestión eficiente y segura del sistema eléctrico”, Rafael Carvallo, socio consultor de EnergiE
cución oportuna de las líneas de transmisión, profundizar el despliegue del almacenamiento, recuperar el crecimiento de la demanda eléctrica y alinear el diseño del mercado con una matriz altamente renovable, resiliente y competitiva”.
A su vez, en Acenor esperan que la regulación eléctrica se focalice en eliminar distorsiones que hoy reducen la competencia y la eficiencia del sistema. En particular, aspiran a “que se concrete la reforma al mecanismo de compensación a los PMGD, se reduzca el período de control de punta y que la expansión de la transmisión incorpore ajustes a la señal de localización que eviten obras innecesarias o sobredimensionadas”, afirma Bustos.
Si de urgencias se trata, Verdejo apuesta por el inicio este año de una reforma al segmento de distribución. Agrega: “sería prudente y razonable revisar la institucionalidad del sector. Es imperativo fortalecer el rol que tiene la SEC, que debiese ser un servicio crítico como el Servicio de Impuestos Internos. Y la Comisión Nacional de Energía debiese tener un contrapeso que detecte situaciones como los errores asociados a los cargos de energía y transmisión, que no han sido puntuales y se han acumulado por varios semestres. Por último, el Estado debe otorgar garantías para que se respete la regulación vigente”.
Rafael Carvallo coincide en la necesidad de avanzar en la modernización del segmento de distribución, “que ha sido uno de los grandes postergados a través de los años”. Además, espera que en 2026 se realice “una evaluación completa a la gobernanza y funciones del Coordinador, buscando potenciar sus labores principales en la operación segura y económica del SEN, y elevando su estándar de rendición de cuentas”.
RAFAEL CARVALLO, socio consultor de EnergiE.
JAVIER BUSTOS, director ejecutivo de Acenor.
JOSÉ IGNACIO ESCOBAR
CARGO : CEO
ORGANIZACIÓN : COLBÚN
RUBRO : GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.
Ingeniero civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y magíster en Regulación Económica de la Universidad Adolfo Ibáñez. Cuenta con más de 20 años de trayectoria en el sector energético y de energías renovables en Chile y Sudamérica. Actualmente es CEO de Colbún, cargo que asumió en 2022, tras desempeñarse en roles ejecutivos y directivos en compañías como Acciona Energía y Mainstream Renewable Power, además de presidir Acera por más de una década.
“Hay un escenario de mayor
dispersión gremial
y se requiere una mirada mucho más transversal”
José Ignacio Escobar, CEO de Colbún
LA RECIENTE DECISIÓN DE ABANDONAR ASOCIACIONES DEL RUBRO SIRVE COMO PUNTO DE PARTIDA PARA UNA REFLEXIÓN MÁS AMPLIA
SOBRE INSTITUCIONALIDAD, COORDINACIÓN Y DEFINICIONES ESTRUCTURALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO.
Adías de que la compañía informara su desvinculación de dos entidades representativas de la industria, desde Revista ELECTRICIDAD abordamos los motivos de esa decisión, como parte de una reflexión de largo plazo que se venía desarrollando al interior de la compañía. La conversación profundiza también en el contexto que atraviesa la actividad ener-
gética, los cuellos de botella en infraestructura y los desafíos pendientes en materia regulatoria y de planificación de largo plazo.
¿Cómo describiría el momento actual de Colbún en términos de desarrollo y consolidación de su portafolio de generación?
Como compañía estamos comenzando una etapa de consolidación, optimización y focalización
“ Las soluciones urgentes pasan por una planificación de la transmisión más anticipada y coherente con la velocidad de incorporación de energías renovables y almacenamiento”.
para enfrentar la segunda mitad de esta década de forma aplomada. Estamos próximos a cumplir 40 años y a la fecha estamos presentes desde Arica a Puerto Montt, y en Perú. Contamos con más de 5.000 MW de capacidad instalada a través de 29 centrales, de diversas tecnologías.
Luego de un período intenso de inversión y transformación de nuestra matriz, incorporando una importante cantidad de energía solar, eólica y baterías a nuestra matriz, hoy el foco está puesto en optimizar y gestionar eficientemente nuestros activos, priorizando la seguridad y flexibilidad del suministro. Avanzamos hacia un crecimiento selectivo y disciplinado, alineado con la demanda de nuestros cerca de 400 clientes y con las necesidades del sistema eléctrico.
¿Cuáles son los principales hitos que marcaron a la compañía en el último año?
En términos de expansión, los principales hitos de la compañía este año fueron: la inauguración y
el inicio de la operación comercial del Parque Eólico Horizonte (816 MW) en Antofagasta, la central renovable más grande de Chile y la segunda eólica más grande de América Latina; el inicio de la construcción y el arribo de las primeras baterías megapack de Tesla para el proyecto de almacenamiento Celda Solar (233MW 4hrs) en Arica; el inicio de la construcción del proyecto de almacenamiento Diego de Almagro Sur (233MW 4hrs) en Atacama; la adquisición de la totalidad de Fenix Power Perú con miras al crecimiento internacional de la empresa.
En cuanto a otros ámbitos, como hitos puedo destacar: contar con Mario Ruiz-Tagle, CEO de Iberdrola España, como orador principal en nuestro seminario anual “Voces con Energía”; el primer año de la Cátedra “Transición Energética Responsable Colbún” junto a la Pontificia Universidad Católica; la realización de conversatorios junto a los representantes económicos de las principales candidaturas presidenciales.
Las restricciones y congestiones en la transmisión siguen siendo uno de los desafíos más relevantes para los generadores. ¿Qué impactos concretos han tenido estas limitaciones para Colbún y qué soluciones consideran urgentes desde el punto de vista regulatorio y de planificación?
Las restricciones y congestiones en la transmisión han tenido impactos para el sistema en su conjunto, principalmente en mayores vertimientos de energía renovable, pérdidas de eficiencia económica y una menor capacidad de capturar el valor pleno de los activos de generación ya instalados.
Desde la mirada de Colbún, las soluciones urgentes pasan por una planificación de la transmisión más anticipada y coherente con la velocidad de incorporación de energías renovables y almacenamiento, junto con un fortalecimiento institucional que permita decisiones técnicas de largo plazo, con independencia de los ciclos políticos.
En el plano regulatorio, se requiere acelerar la ejecución de obras de transmisión, mejorar la coordinación entre generación, transmisión, distribución y almacenamiento, y avanzar en marcos normativos que reconozcan y remuneren adecuadamente la flexibilidad y la seguridad que aportan tecnologías como el almacenamiento y el respaldo térmico.
“
Hoy el foco está puesto en optimizar y gestionar eficientemente nuestros activos, priorizando la seguridad y flexibilidad del suministro”.
“ Se requiere regulación más flexible que permita al gas natural acompañar de mejor forma el desarrollo de las energías renovables, especialmente como respaldo en el centro-sur del país”.
¿Cuáles son las reformas regulatorias que Colbún considera más críticas para asegurar estabilidad y viabilidad de nuevas inversiones?
Colbún considera que hay tres ejes regulatorios críticos para fortalecer el sistema eléctrico.
El primero es fortalecer la institucionalidad y planificación del sistema eléctrico, garantizando independencia y excelencia técnica, transparencia y continuidad más allá de los ciclos políticos. Esto implica revisar y modernizar
ciertas instituciones del sistema eléctrico, poniéndolas al día con una industria que se ha hecho más compleja, atomizada y diversa.
La Comisión Nacional de Energía, por ejemplo, debe fortalecer su rol técnico e idealmente tender a ser un órgano de supervisión autónomo y colegiado, a la manera del Banco Central y la CMF. Por otra parte, revisar si las funciones del Coordinador Eléctrico Nacional son las adecuadas, o se requiere separar -por ejemplo- la operación del sistema de aquella relativa a la
Proyecto Horizonte de Colbún, actualmente el parque eólico más grande de Chile.
“ Es fundamental contar con un marco que resguarde la sostenibilidad operativa integral del sistema eléctrico, velando por la seguridad, continuidad y resiliencia del mismo”.
formación de precios, como ocurre en algunos países desarrollados.
En segundo lugar, es fundamental contar con un marco que resguarde la sostenibilidad operativa integral del sistema eléctrico, velando por la seguridad, continuidad y resiliencia del mismo. Para esto se requiere regulación más flexible que permita al gas natural acompañar de mejor forma el desarrollo de las energías renovables, especialmente como respaldo en el centro-sur del país, y que anticipe y acompañe el fuerte crecimiento del almacenamiento en baterías.
En tercer lugar, se requieren re-
formas que permitan que los clientes y usuarios accedan a energía a precios competitivos, lo que implica corregir distorsiones del sistema que hoy encarecen la energía y modernizar la distribución eléctrica. En cuanto a la distribución, es clave mejorar las condiciones de transparencia y competencia, permitir que los usuarios accedan a mejores ofertas de energía, facilitar la elección de proveedor e incorporar medidores inteligentes que permitan una gestión más eficiente del consumo y generen ahorros reales. Un elemento adicional es migrar a un mercado de ofertas, que permita precios
más competitivos y transparentes para los consumidores.
Creemos que estas reformas son esenciales para generar certidumbre en la inversión y avanzar de manera sostenida en la transición energética del país, fortaleciendo al sistema eléctrico.
¿Qué fue lo que motivó la salida de Colbún de ambos gremios?
¿Es algo que se venía pensando desde hace un tiempo o fue una decisión reciente?
La decisión de Colbún de optimizar y focalizar nuestra participación en gremios y diversas instituciones, se enmarca en un contexto en que el sector energético chileno vive un momento singular. La transición energética abre una oportunidad única para construir un sistema eléctrico más robusto, competitivo y sostenible para las próximas décadas, y en ese escenario la discusión y participación en la política pública resulta determinante, porque las decisiones que se adopten hoy definirán el desempeño, la legitimidad y la resiliencia del sistema en el largo plazo. Y en esa discusión, más que conversaciones sectoriales, se requiere una mirada mucho más transversal, donde todo el país entienda y perciba los beneficios de contar con un sistema eléctrico moderno, eficiente y sostenible.
También responde a un esce-
“
Se requieren reformas que permitan que los clientes y usuarios accedan a energía a precios competitivos.
nario de mayor dispersión gremial y a la necesidad de recuperar una mirada global de la energía como habilitador del desarrollo y crecimiento, con visión de largo plazo y colaboración entre los distintos actores del ecosistema. En paralelo, forma parte de un proceso interno de actualización estratégica de Colbún, que asigna alta relevancia a la gestión regulatoria y a una participación más directa y visible en el debate sobre los desafíos del sector, aportando desde nuestra experiencia técnica, operativa y territorial.
Se trata de una reflexión con mirada-país de largo plazo que se venía desarrollando hace tiempo y que es coherente con iniciativas impulsadas por la compañía para contribuir, desde la evidencia y el diálogo, al fortalecimiento institucional y regulatorio del sector energético, independientemente de su pertenencia a gremios.
Precio estabilizado PMGD: un mecanismo que dejó de cumplir
Durante años, el precio estabilizado para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) cumplió un propósito claro: permitir que proyectos de menor escala pudieran incorporarse al sistema eléctrico, ante la necesidad que tenía el sistema de incorporar mayor oferta. Ese escenario, sin embargo, cambió.
El sistema eléctrico evolucionó, la tecnología se masificó y las condiciones de mercado se transformaron, pero el diseño del precio estabilizado no se actualizó adecuadamente. Hoy, este mecanismo opera como un precio fijo definido administrativamente, que no refleja el comportamiento real del mercado ni los costos horarios de la energía, generando distorsiones que ya no pueden considerarse menores.
Un estudio reciente encargado por Acenor y el Consejo Minero a energiE y PPU Legal dimensiona el impacto de este desajuste. De mantenerse el esquema vigente, las compensaciones asociadas al precio estabilizado podrían acumular US$4.650 millones entre 2025 y 2043. Estos costos son asumidos principalmente por los clientes libres y, a partir de 2027, comenzarían también a traspasarse gradualmente a los clientes regulados. Lo que nació como una habilitación para incorporarse al sistema hoy se traduce
su función
en sobrecostos para quienes consumen electricidad.
Parte importante de este efecto se explica por la incorporación de los precios promedio de contratos en el cálculo del precio estabilizado, que introduce costos propios de los contratos de suministro y no del valor técnico de la energía inyectada al sistema. Un PMGD no tiene riesgos ni costos de contratación, por lo que no tiene sentido que el precio estabilizado se calcule como si así fuera. Además, la expansión de PMGD solares, cuya generación se concentra en horas de costos marginales muy bajos dada la sobreoferta existente, ampliando la brecha entre el precio estabilizado y los costos reales del sistema.
La discusión reglamentaria en curso reconoce estas distorsiones y avanza en la dirección correcta. Sin embargo, la magnitud de los impactos exige ir más allá y actuar con mayor rapidez. Man tener el diseño actual sólo profundiza distorsiones y costos evitables. Corregir el mecanismo de estabi lización es una decisión urgente para proteger a los consumidores, la competencia y la eficien cia del sistema eléctrico.
Por Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor AG.
Año Nuevo, Ministra Nueva:
Ximena Rincón asume como
titular de energía
en una coyuntura decisiva para la industria
LA EXSENADORA Y ABOGADA LLEGA A LA CARTERA EN UN CONTEXTO DE CAMBIOS ESTRUCTURALES, CON ÉNFASIS EN SEGURIDAD OPERATIVA, TRANSICIÓN ENERGÉTICA Y ACTUALIZACIÓN NORMATIVA.
El Ministerio de Energía inicia una nueva etapa con la llegada de Ximena Rincón a la conducción de la cartera, en un contexto marcado por profundas transformaciones del sector eléctrico, crecientes exigencias regulatorias y una agenda de transición energética que demanda decisiones estratégicas de largo plazo. Su nombramiento, anunciado por el Presidente electo José Antonio Kast durante la presentación oficial del gabinete, sitúa a una figura de amplia trayectoria política y administrativa al frente de uno de los ministerios más relevantes para el desarrollo económico y ambiental del país.
Abogada de la Universidad de Chile y militante del Partido Demócratas, Rincón asume el cargo con una experiencia que combina gestión pública, liderazgo legislativo y trabajo técnico en materias clave para el Estado. Su llegada al Ministerio de Energía se produce en un escenario complejo, donde confluyen desafíos como la seguridad del suministro eléctrico, la presión
por contener alzas tarifarias, el fortalecimiento de las energías renovables y la necesidad de modernizar la institucionalidad del sector.
Trayectoria
Con más de cuatro décadas de participación en la vida política nacional, desarrolló gran parte de su carrera en la Democracia Cristiana, colectividad que integró por más de 40 años, antes de renunciar en 2022 para cofundar el Partido Demócratas, del cual fue presidenta hasta su reciente designación ministerial. Desde ese espacio, se consolidó como una de las figuras del centro político, con énfasis en la gobernabilidad y el diálogo transversal.
En el ámbito del Ejecutivo, ha ocupado cargos de alta responsabilidad, entre ellos la dirección de Prodemu, la Superintendencia de Seguridad Social entre 2000 y 2005, y la Intendencia de la Región Metropolitana, siendo la primera mujer en ejercer dicho cargo. Posteriormente, durante el segundo mandato de la ex Presidenta Mi-
chelle Bachelet, lideró la Secretaría General de la Presidencia y el Ministerio del Trabajo y Previsión Social, participando activamente en reformas estructurales en materia laboral y previsional. Su trayectoria legislativa incluye dos periodos como senadora por la Región del Maule, etapa en la que presidió el Senado entre 2021 y 2022. Paralelamente, ha desarrollado una carrera profesional ligada a la consultoría en seguridad social, derecho laboral, medio ambiente y derecho minero, además de integrar diversos directorios en el ámbito privado e institucional, como AFP Provida y el Centro de Estudios para el Desarrollo.
Prioridades para la cartera
Desde la perspectiva energética, Ximena Rincón ha planteado la necesidad de avanzar hacia una
transición energética que combine ambición climática con seguridad operativa y sostenibilidad económica. En ese marco, se espera que su gestión aborde temas estructurales como la revisión de los marcos regulatorios de generación, transmisión y distribución eléctrica, el impulso a proyectos de almacenamiento energético y el fortalecimiento de la gobernanza de organismos clave como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
Un escenario bajo presión
Asimismo, ha manifestado una postura crítica frente a problemáticas contingentes del sector, como los cortes masivos de suministro registrados en distintas zonas del país. Si bien ha reconocido que la Intervención de Ximena Rincón en sesión.
caducidad de concesiones es una herramienta disponible, ha enfatizado que el foco debe estar en la prevención, la planificación de largo plazo y la mejora de los estándares de operación. En materia tarifaria, ha planteado la necesidad de revisar los mecanismos de cálculo, abriendo el debate sobre ajustes estructurales que vayan más allá de medidas paliativas como los subsidios.
Expectativas del sector
La llegada de Ximena Rincón al Ministerio de Energía coinci-
de con un periodo decisivo para el sistema eléctrico chileno. La consolidación de las energías renovables, el desarrollo de infraestructura de transmisión y almacenamiento, y la estabilidad regulatoria serán factores determinantes para cumplir las metas de descarbonización y garantizar un suministro seguro y competitivo. En ese contexto, su gestión será observada de cerca por una industria que demanda certezas, coordinación institucional y una visión estratégica acorde a los desafíos del país.
Comisión de Hacienda.
MÁS DE AÑOS 35
Abordamos las principales temáticas relacionadas con generación, transmisión y distribución de energía.
VERSIÓN DIGITAL
MÁS DE 64.150 VISITAS
MÁS DE 56.433 USUARIOS MÁS DE 50.600 SESIONES
LECTORES POR EMPRESA
Productores
Proveedores Instituciones Otros
LECTORES POR CARGO
Presidentes, Gerente General Gerentes, Superintendentes Jefes, Supervisores Geólogos, Ingenieros
Más de Cartera Energética en Expansión:
US$18.000 millones
impulsan un portafolio diverso y desafiante
RENOVABLES, BATERÍAS E HIDRÓGENO VERDE CONCENTRAN LAS INICIATIVAS, MIENTRAS TRANSMISIÓN, PERMISOS Y PLANIFICACIÓN APARECEN COMO FACTORES CRÍTICOS PARA SU CONCRECIÓN.
La cartera de iniciativas vinculadas al sector eléctrico mantiene un alto dinamismo, con inversiones comprometidas de gran magnitud y una marcada diversificación tecnológica. Actores del ámbito público, gremial y empresarial coinciden en que Chile sigue ofreciendo condiciones atractivas para el desarrollo energético, aunque advierten que la viabilidad de estos proyectos estará estrechamente ligada a la capacidad de resolver restricciones en infraestructura, procesos regulatorios y coordinación del sistema.
Inversión comprometida y composición de la cartera
Desde la Corporación de Bienes de Capital (CBC), su gerente general Orlando Castillo menciona que “del total estimado para el quinquenio, el sector energía representa el 23% de la cartera de inversión”, agregando que “para 2026 se prevé que concentre cerca de un cuarto del monto anual total”. Según el catastro de la CBC, la inversión comprometida en proyectos
energéticos para los próximos cinco años asciende a US$18.047 millones, cifra que, de acuerdo con Castillo, es “56% superior a la estimación realizada para el mismo período el año anterior, constituyéndose en el nivel más alto desde el cuarto trimestre de 2016”.
Junto con el aumento del monto total, en cuanto a la composición tecnológica de esta cartera, Castillo detalla que “el 38% corresponde a iniciativas de generación, mayoritariamente asociadas a energías renovables no convencionales; el 37% a proyectos de almacenamiento; el 11% a hidrógeno verde; el 10% a transmisión; y el 3% a proyectos vinculados a hidrocarburos”. No obstante, advierte que uno de los principales riesgos para la materialización de estas inversiones sigue siendo estructural: “la lenta materialización de los desarrollos en transmisión ha ido generando un cuello de botella que podría limitar el alto potencial de desarrollo futuro de las ERNC”.
Renovables lideran el dinamismo del sector
Desde una mirada gremial, la
“
La lenta materialización de los desarrollos en transmisión ha ido generando un cuello de botella que podría limitar el alto potencial de desarrollo futuro de las ERNC”, Orlando Castillo, gerente general, Corporación de Bienes de Capital (CBC).
directora ejecutiva de Acera A.G., Ana Lía Rojas, destaca que durante 2025 “93 proyectos entraron en operación, con una inversión estimada de US$4.489 millones, incorporando 2,9 GW al sistema”. Según la asociación, el portafolio se mantiene diversificado, aunque liderado
por la energía solar fotovoltaica y la eólica. Rojas agrega que “al considerar los proyectos declarados en construcción a diciembre de 2025, se detectan 9,6 GW de proyectos, con una inversión estimada de US$9.463 millones, lo que convierte al sector de generación eléctrica en una de las actividades económicas que más invierte en Chile”. En línea con este escenario, desde la industria eólica se observa que el desarrollo de la cartera no solo responde a un aumento en capacidad instalada, sino también a una mayor sofisticación de los proyectos. Rodrigo Terc, Country Head de Vestas en Chile, resalta que “más allá de los megawatts, el valor de la cartera hoy está en su calidad tecnológica, en su aporte a la estabilidad del sistema y en su capacidad de adaptarse a un entorno regulatorio y operativo en transformación”, destacando que los proyectos actuales buscan res-
Planta fotovoltaica
Atacama Solar de AES Andes.
El almacenamiento dejó de ser un complemento experimental para convertirse en un recurso central del sistema eléctrico”, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera.
ponder a las nuevas exigencias del sistema eléctrico.
Un pipeline que proyecta crecimiento
A este dinamismo se suma, además, una cartera en etapas tempranas de desarrollo que supera los US$60.000 millones, concentrada mayoritariamente en proyectos ERNC y almacenamiento. “Este robusto pipeline confirma que Chile sigue siendo un destino atractivo
para la inversión en transición energética”, afirma Rojas, quien subraya la necesidad de “señales regulatorias claras y condiciones habilitantes adecuadas” para que estas iniciativas se concreten.
Almacenamiento: de complemento a eje estratégico
Entre los cambios más relevantes de los últimos años, destaca el avance del almacenamiento. La di-
rectora ejecutiva del gremio explica que “el almacenamiento dejó de ser un complemento experimental para convertirse en un recurso central del sistema eléctrico”, detallando que a diciembre de 2025 existen
1.575 MW en operación, 737 MW en pruebas y 6.770 MW en construcción. Según las proyecciones de Acera, hacia 2027 el sistema podría contar con 9 GW de almacenamiento en operación, mayoritariamente asociado a proyectos de generación solar. Desde la perspectiva empresarial, Vestas mantiene una presencia relevante en el desarrollo eólico. Rodrigo Terc señala que la compañía cuenta con
“más de 1.600 MW ya instalados, 600 turbinas operando y una cartera cercana a los 2.000 MW en distintas etapas de desarrollo”. Terc menciona que los proyectos actuales reflejan una evolución del mercado, donde “los parques eólicos tradicionales conviven con repotenciaciones y proyectos híbridos que integran almacenamiento”, permitiendo aportar mayor flexibilidad y previsibilidad al sistema eléctrico.
Cuellos de botella y desafíos pendientes
Pese al avance de la cartera, Terc coincide en que las principales barreras no son tecnológicas. “La infraestructura de transmisión sigue siendo uno de los principales desafíos, ya que en ciertas zonas limita la evacuación de energía y genera pérdidas significativas de generación renovable”, afirma, junto con mencionar la complejidad de los permisos y los desafíos logísticos asociados al transporte de componentes de gran tamaño. Desde otra vereda del sector, AES Andes destaca el crecimiento de su cartera renovable y de almacenamiento. La compañía manifiesta que desde el lanzamiento de su estrategia Greentegra ha invertido más de US$2.300 millones, incorporando 2.290 MW de capacidad
ANA LÍA ROJAS, directora ejecutiva Acera.
ORLANDO CASTILLO, gerente general Corporación de Bienes de Capital (CBC).
RODRIGO TERC, Country Head de Vestas en Chile.
Parque eólico Los Cururos de AES Andes.
“
Más allá de los megawatts, el valor de la cartera hoy está en su calidad tecnológica, en su aporte a la estabilidad del sistema y en su capacidad de adaptarse a un entorno regulatorio y operativo en transformación”, Rodrigo Terc, country head de Vestas en Chile.
eólica, solar y baterías. Actualmente, AES cuenta con 2.363 MW en construcción, con una inversión estimada superior a US$2.100 millones, y una cartera avanzada con RCA aprobadas por hasta 4.131 MW adicionales, principalmente solares y de almacenamiento.
En relación con el rol de estas tecnologías, la empresa generadora señala que “las energías renovables y los sistemas de almacenamiento responden directamente a los desafíos actuales del sistema eléctrico”, permitiendo avanzar en la transición energética sin comprometer la seguridad del suministro. En ese sentido, AES subraya que el almacenamiento cumple un rol clave
para reducir vertimientos y desplazar energía hacia horarios de mayor demanda.
Condiciones clave para la materialización
En conjunto, distintos actores del sector coinciden en que la cartera de proyectos energéticos en Chile es amplia y diversificada, con un fuerte énfasis en renovables y almacenamiento. Sin embargo, también advierten que su materialización efectiva dependerá de la capacidad del sistema para resolver los cuellos de botella en transmisión, permisos y planificación, factores que serán determinantes para el desarrollo energético de los próximos años.
ElecGas: diálogo estratégico para un sistema energético en transición
Chile se encuentra en un punto decisivo en la evolución de su sistema energético. El avance hacia una matriz más limpia y competitiva convive con desafíos estructurales que exigen una mirada integral, coordinación público-privada y espacios de conversación con capacidad real de incidencia. En ese escenario, el Encuentro ElecGas, con 23 años de trayectoria, retorna como una instancia renovada de diálogo estratégico entre autoridades, empresas, academia y expertos del sector.
La transición energética plantea hoy retos que van más allá de la descarbonización. Asegurar un sistema resiliente, flexible y seguro, capaz de integrar altos niveles de energías renovables, requiere avanzar en infraestructura crítica, regulación, digitalización, resiliencia climática y sostenibilidad, generando condiciones habilitantes para la inversión y el desarrollo del sector.
Uno de los principales desafíos es la congestión del sistema de transmisión, que limita el aprovechamiento del potencial renovable. Proyectos estructurales como Kimal–Lo Aguirre y Nueva Maitencillo aparecen como piezas clave para fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional. En paralelo, el almacenamiento y las tecnologías BESS se posicionan como habilitadores fundamentales de la flexibilidad, con proyectos emblemá-
ticos como Oasis de Atacama y nuevas soluciones híbridas impulsadas por compañías como Engie y AES Andes.
En este contexto, el gas natural mantiene un rol estratégico como respaldo flexible en períodos críticos, apoyado por infraestructuras como los terminales de GNL de Mejillones y Quintero, que contribuyen a la seguridad del suministro. Todo ello ocurre en un entorno regulatorio en transformación, con reformas de mercado, licitaciones de almacenamiento y el rediseño de los pagos por capacidad en desarrollo, en respuesta a una matriz cada vez más compleja.
A lo anterior se suma un escenario de inversión con crecientes exigencias sociales y medioambientales. La trazabilidad de los proyectos, la gestión de permisos y el diálogo territorial se vuel ven factores determinantes para avanzar hacia una transición energética sostenible. ElecGas se proyecta así como un espacio para abordar estos desafíos de mane ra transversal, promovien do una colaboración efectiva entre los distintos actores del ecosistema energético.
Por Cristián Solís, gerente general B2B Media Group
IA
y Data Centers:
La digitalización
redefine el mapa del
consumo eléctrico
EL AUMENTO DE CARGAS INTENSIVAS Y PERMANENTES DESAFÍA LA PLANIFICACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA ENERGÉTICO.
La expansión de soluciones avanzadas de procesamiento y operación continua está modificando los requerimientos del suministro eléctrico a nivel global. Este escenario instala nuevos desafíos para la industria, que debe responder con mayor capacidad, eficiencia y coordinación para acompañar el crecimiento de estas actividades de forma sostenible.
En este contexto, las empresas procuran contar con la infraestructura energética que permita sustentar dicho proceso. Es así como Diane de Galbert, gerenta de Asuntos Corporativos y Soluciones Digitales de Engie, menciona que “a nivel global, la Agencia Internacional de Energía estima que el consumo de los data centers podría duplicarse hacia 2030, impulsado por la nube, el tráfico de datos y la IA, llegando a cerca del 3% del consumo eléctrico mundial”.
Relata que algunas proyecciones incluso apuntan a que podría triplicarse hacia 2035. “En el caso de Chile su desarrollo se encuentra en una etapa inicial, principalmente
en la zona centro del país. Si bien se prevé que el consumo de energía de los data centers llegue a más de 1.000 MWh a 2028, su ritmo de crecimiento estará condicionado a los tiempos de la obtención de permisos medioambientales y los costos. Para Engie, el reto no es sólo aumentar capacidad, sino anticipar este crecimiento con planificación que integre generación renovable, almacenamiento, transmisión y redes flexibles, asegurando sostenibilidad y seguridad del suministro”, afirma. Esta lectura es compartida desde el sector tecnológico, como lo plantea Luz María García, gerenta general de la Asociación Chilena de Empresas de Tecnología de Información, quien comenta que desde la organización ven que “el despliegue acelerado de infraestructura crítica como data centers y plataformas de inteligencia artificial está proyectado a influir de manera significativa en la demanda global de energía. Según estimaciones de Gartner, el consumo eléctrico mundial de centros de datos crecerá de 448 teravatios-hora en 2025 a 980 TWh para 2030, es decir, más del doble en apenas cinco
Desde Engie Chile impulsamos la transición energética para acompañar el crecimiento digital de manera responsable”, Diane de Galbert
ligencia Artificial que exigen mayor capacidad de Data Centers y, paralelamente, una mayor electrificación del consumo, con tecnologías que ayudan a sustituir el uso de combustible fósiles”.
años, impulsado por la expansión de cargas de trabajo de IA y servicios en la nube”.
“Este dinamismo plantea retos de planificación para los sistemas eléctricos, esto porque incrementa las necesidades de capacidad instalada y flexibilidad de redes, y resalta la importancia de incorporar energías limpias y mecanismos de gestión de demanda”, añade.
Una demanda continua que tensiona la infraestructura
Desde una mirada más estructural, Cristián de la Maza, investigador del Centro de Transición Energética de la Universidad San Sebastián, explica que “el crecimiento y configuración de la demanda energética responde hoy a dos dinámicas complementarias: el uso creciente de tecnologías asociadas a la Inte-
“Las proyecciones de la International Energy Association estiman que el consumo energético de los Data Centers podría triplicarse hacia 2035, superando los 900–1.000 TWh anuales y alcanzando aproximadamente 3% del consumo mundial de electricidad. En este caso el aumento es relevante no sólo en el volumen de la demanda, sino también por el perfil de carga distinto al de los consumos tradicionales: operación continua 24/7, alta densidad de potencia y fuerte concentración geográfica”, agrega.
Este cambio de perfil comienza a reflejarse en decisiones de inversión concretas, como lo detalla Patricio Pérez, socio adjunto en Inteligencia Artificial y Datos de EY, quien menciona que un reporte de la consultora proyecta que, en Estados Unidos, los data centers podrían pasar de representar ~8% de la demanda eléctrica en 2025 a hasta ~18% hacia 2030, y que el crecimiento de carga asociado a data centers podría aportar del orden de ~90 GW de demanda peak a 2030 en ese mercado.
En el plano local, esta tendencia
El fortalecimiento de la infraestructura eléctrica es uno de los ámbitos en que trabaja la industria.
Acuerdos de compra de energía renovable de 21 años para abastecer centros de datos reflejan ese compromiso con fuentes limpias”, Luz María García
ya es tangible. “AWS confirmó una inversión de US$4.000 millones a 15 años para el desarrollo de su región de infraestructura cloud en el país, lo que implica múltiples data centers con demandas eléctricas relevantes y persistentes. Google ha consolidado a Chile como un nodo estratégico de conectividad regional, con infraestructura digital crítica y planes de expansión asociados a servicios cloud y de datos. Huawei ha fortalecido su infraestructura
cloud local para atender tanto al sector público como privado, mientras Microsoft continúa ampliando su oferta de servicios cloud y edge desde Chile para clientes regionales, aun cuando ajustó un proyecto puntual de data center. En conjunto, estos anuncios confirman que Chile se está posicionando como un polo relevante de infraestructura digital en Sudamérica, con efectos directos sobre el sistema eléctrico”, destaca Pérez.
La digitalización, sensores IoT, control avanzado y algoritmos de optimización reducen consumos eléctricos en procesos industriales y servicios urbanos”, Cristián de la Maza
Eficiencia y sostenibilidad como ejes de respuesta
Frente a este escenario, la eficiencia y la sostenibilidad emergen como ejes centrales. Según Luz María García, la industria tecnológica ha adoptado estrategias de eficiencia energética y sostenibilidad ambiental como componente central de su expansión.
LUZ MARÍA GARCÍA, gerenta general de la Asociación Chilena de Empresas de Tecnología de Información.
“Operadores de data centers y proveedores de servicios en la nube invierten en tecnologías de enfriamiento avanzado, gestión de cargas y automatización para reducir el consumo específico de energía por unidad de pro-
cesamiento, así como en acuerdos de suministro de energía renovable de largo plazo con generadores”, detalla, poniendo por ejemplo que “acuerdos de compra de energía renovable de 21 años para abastecer centros de datos reflejan ese compromiso con fuentes limpias”.
Desde la perspectiva del sector energético, Diane de Galbert complementa que “en Chile, el sector aprovecha que más del 60% de la matriz eléctrica es renovable, impulsa acuerdos verdes para alimentar data centers con energía solar y eólica, y aplica Sistemas de Gestión Energética en sectores como minería y tecnología para reducir consumo y huella ambiental. En ese sentido, desde Engie Chile impulsamos la transición energética para acompañar el crecimiento digital de manera responsable, ofreciendo contratos 100% renovables y soluciones de almacenamiento y eficiencia para data centers. Además, en Engie Chile, las herramientas impulsadas por inteligencia artificial se están implementando a lo largo
DIANE DE GALBERT, gerenta de Asuntos Corporativos y Soluciones Digitales de Engie.
de toda la cadena de valor, aprovechando las tecnologías digitales, los datos y la IA para mejorar la gestión de activos, por ejemplo. Gracias a su capacidad para optimizar sistemas complejos, la IA también contribuye a reducir no sólo costos, sino también las emisiones de CO2, desempeñando un papel clave en la descarbonización del sistema energético”, complementa Diane de Galbert.
“
En el caso de data centers e infraestructura asociada a servicios digitales e inteligencia artificial, el foco está puesto, primero, en maximizar la eficiencia energética”, Patricio Pérez
CRISTIÁN DE LA MAZA, investigador del Centro de Transición Energética de la Universidad San Sebastián.
Esta mirada se refuerza desde el uso de analítica avanzada, como lo expone Patricio Pérez, quien visualiza que, en el caso de data centers e infraestructura asociada a servicios digitales e inteligencia artificial, “el foco está puesto, primero, en maximizar la eficiencia energética. Esto se refleja en mejoras sostenidas en indicadores como el PUE (Power Usage Effectiveness), impulsadas por diseños más eficientes, sistemas avanzados de enfriamien-
to, optimización de hardware y una gestión cada vez más sofisticada del software y de las cargas de trabajo. La analítica avanzada y la IA permiten hoy ajustar el consumo en tiempo casi real, reduciendo ineficiencias sin afectar la continuidad del servicio”.
“En el eje eficiencia energética, la digitalización, sensores IoT (Internet of Things), control avanzado y algoritmos de optimización reducen consumos eléctricos en procesos industriales y servicios urbanos. En minería y manufactura, estas herramientas mejoran indicadores como energía específica (kWh/ton) y factor de carga, especialmente en conminución, bombeo, ventilación y climatización”, añade Cristián de la Maza.
PATRICIO PÉREZ, socio adjunto en Inteligencia Artificial y Datos de EY.
MAURICIO UTRERAS
SANDOVAL
CARGO : DIRECTOR EJECUTIVO
ORGANIZACIÓN : GENERADORES
INDEPENDIENTES DE ENERGÍA (GIE)
RUBRO : ORGANIZACIÓN
GREMIAL
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE
Mauricio Utreras Sandoval es ingeniero civil mecánico de la Universidad de Concepción con un Magíster en Economía Energética de la Universidad Técnica Federico Santa María y formación en Alemania, incluyendo un MBA in Energy de la Hochschule Offenburg y un Master en Derecho Energético de la Technische Universität Berlín. A lo largo de su trayectoria profesional, se ha desempeñado en Roda Energía, y en Latinoamérica para la Comisión de Integración Energética Regional en Uruguay.
Se requiere coherencia
entre planificación, regulación y operación”
Mauricio Utreras Sandoval , Director Ejecutivo de GIE
EL DIRECTOR EJECUTIVO DE GIE EXAMINA LOS DESAFÍOS ESTRUCTURALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO Y EL ROL DE LOS GENERADORES INDEPENDIENTES EN UN ESCENARIO DE MAYOR COMPLEJIDAD TÉCNICA.
En un contexto marcado por mayores exigencias operativas y regulatorias, los generadores independientes buscan fortalecer su espacio dentro del mercado eléctrico chileno. Desde esa vereda, Generadores Independientes de Energía (GIE) ha redefinido su identidad gremial y su inserción en el debate sectorial.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Mauricio Utreras, director ejecutivo de GIE, aborda la evolución del gremio, los aportes de sus empresas socias —con presencia en generación a gran escala, PMG,
PMGD y almacenamiento— y los elementos que considera clave para sostener el desarrollo del sector en el largo plazo.
¿Qué factores explican la transformación de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores en Generadores Independientes de Energía?
La transformación desde GPM hacia Generadores Independientes de Energía (GIE) responde a la evolución del sistema eléctrico chileno. Hoy existe un conjunto de empresas que diseñan, operan y gestionan
Ceremonia de conformación de Generadores Independientes de Energía.
centrales, asumiendo riesgos financieros y operativos, sin pertenecer a grupos con posiciones dominantes ni responder a una tecnología en particular. Son generadores cuya capacidad instalada individual no supera los 3.000 MW y que, en conjunto, cumplen un rol relevante sin concentrar el mercado. Esa identidad —la del generador independiente— requería una representación más precisa. GIE surge para reflejarla y para promover un mercado eléctrico con reglas claras y competencia efectiva, con una mirada de largo plazo.
¿Cuáles serán los principales ejes de acción del gremio en esta nueva etapa?
El trabajo de GIE se orienta a incidir de manera clara y consistente en los espacios donde se definen las re-
glas del sistema eléctrico. Esto implica aportar evidencia técnica, promover estabilidad normativa y cuidar que las decisiones regulatorias y de mercado no introduzcan distorsiones que limiten la participación de algunos actores, pongan en riesgo inversiones ya comprometidas o afecten la continuidad de proyectos viables, ni refuercen innecesariamente la concentración existente. En ese marco, el gremio acompaña y defiende a sus socios sin ambigüedades, con posiciones fundadas y coherentes con el buen funcionamiento del sistema.
¿Qué rol le cabe a un gremio como GIE en el proceso de transición energética que se desarrolla en Chile?
GIE cumple un rol de articulación técnica y equilibrio institucional. La transición energética no se define sólo por metas, sino por cómo es-
tas se implementan en un sistema que debe seguir siendo confiable y competitivo. Los generadores independientes aportan diversidad de soluciones, flexibilidad y presencia territorial; el rol del gremio es asegurar que esa contribución tenga un espacio efectivo dentro del diseño del sistema.
¿Qué se requiere para garantizar un crecimiento sostenible del Sistema Eléctrico Nacional, ante los requerimientos de flexibilidad y robustez?
Se requiere coherencia entre planificación, regulación y operación. Resulta clave fortalecer la transmisión, modernizar la permisología, diseñar licitaciones más abiertas y competitivas, e integrar adecuadamente el almacenamiento y otras fuentes de flexibilidad. El crecimiento de la generación debe ir acompañado de reglas claras, señales bien alineadas y una coordinación sistémica que permita que esa nueva capacidad se integre de manera eficiente y segura.
¿Qué aporta la experiencia internacional de los productores inde-
pendientes al diseño del mercado eléctrico chileno?
La incorporación de GIE como IPP-Chile conecta al gremio con experiencias comparadas y mejores prácticas internacionales en mercados donde los productores independientes cumplen un rol relevante. Además, facilita a los socios acceso a información, redes y oportunidades para inversiones o desarrollos en otros países, apoyando su proyección en un sector cada vez más global.
¿Cuáles considera que deben ser las áreas que el nuevo gobierno deberá priorizar en materia de desarrollo energético?
Las prioridades debieran centrarse en certeza regulatoria, permisos más eficientes, fortalecimiento de la transmisión y un marco de competencia que no reproduzca barreras de entrada. Junto con ello, será clave integrar almacenamiento y flexibilidad de forma coherente. La transición energética será sostenible en la medida en que el sistema permanezca abierto a más actores y entregue condiciones claras para que nuevos proyectos puedan desarrollarse y operar en el tiempo.
La transición energética será sostenible en la medida en que el sistema permanezca abierto a más actores”
MACARENA MELLA
CARGO : PROJECT MANAGER AMERICAS.
ORGANIZACIÓN : GRENERGY.
RUBRO : ENERGÍAS RENOVABLES.
LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.
Macarena Mella es ingeniera Civil Industrial e ingeniera Civil en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez, y actualmente cursa un Magíster en Gestión de Negocios. Se desempeña como Project Manager Americas en Grenergy, donde gestiona proyectos de energías renovables en Chile y EE. UU. en etapas de inversión y operación, y participó de la apertura del mercado estadounidense de la compañía. Fue parte de la primera generación del Programa de Liderazgo de la Asociación de Mujeres en Energía (AME).
“AME cumple un rol muy relevante al fortalecer el
desarrollo profesional
dentro de la industria”
Macarena Mella, Project Manager Americas en Grenergy:
LA EJECUTIVA ENTREGA SU MIRADA SOBRE DESARROLLO DE TALENTO Y PARTICIPACIÓN FEMENINA EN EL SECTOR.
Con proyectos en etapas de inversión y operación en Chile y Estados Unidos, Macarena Mella —ingeniera Civil Industrial e ingeniera Civil en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez— aborda los desafíos de avanzar en energías limpias en contextos regulatorios y culturales diversos. En conversación con Revista ELECTRICIDAD, comparte su trayectoria profesional y destaca el valor de los espacios colaborativos para consolidar trayectorias de largo plazo.
¿Qué la motivó a entrar en el sector de las energías renovables? Siempre quise enfocar mi trabajo en ser un agente de cambio activo
desde mi rol como profesional, por lo que busqué alinear mi carrera con un propósito claro, tanto en lo ambiental como en lo económico.
Mi motivación comenzó durante mi etapa universitaria, cuando tomé mayor conciencia de los impactos del cambio climático. En mi formación tuve ramos ligados a sustentabilidad, medioambiente y energía, y fue ahí donde entendí que una de las principales causas del cambio climático está directamente relacionada con las emisiones de gases de efecto invernadero.
En ese contexto, la transición energética se presentó para mí como una solución concreta y estructural para reducir ese impacto. Esa convicción me
“
El rol que cumplen asociaciones sectoriales, como la Asociación de Mujeres en Energía, es relevante para visibilizar trayectorias profesionales, generar redes y contribuir a que más profesionales se sientan parte del sector energético”.
llevó a tomar la decisión de no solo estudiar Ingeniería Civil Industrial, sino también cursar una segunda carrera en Ingeniería Civil en Energía y Medioambiente, aprovechando la posibilidad de doble titulación que ofrecía mi universidad.
Desde entonces, he buscado desarrollar mi carrera profesional en proyectos que combinen lo técnico-económico con impacto positivo de largo plazo.
¿Qué desafíos ha enfrentado liderando proyectos en distintos países de la región?
Más que desafíos, considero que ha sido una gran oportunidad a nivel profesional. Los mercados eléctricos de cada país tienen sus propias características, particularidades y formas de operación, por lo que resulta clave comprender en profundidad cómo funcionan, incluso en sus detalles más específicos, para lograr una adecuada operación comercial de los proyectos.
En mi experiencia, ha sido muy enriquecedor trabajar con equipos de España, Estados Unidos y Latinoamérica. Cada país tiene su propio ritmo y contexto, lo que exige una alta capacidad de escucha, coordinación y flexibilidad. Esto me ha permitido desarrollar una visión amplia del sector energético y fortalecer habilidades esenciales de liderazgo y comunicación interpersonal, fundamentales para facilitar la alineación entre equipos, la ejecución efectiva de los proyectos y el cumplimiento de objetivos en distintos mercados.
¿Qué rol cumple hoy la Asociación de Mujeres en Energía en el desarrollo profesional dentro del sector eléctrico?
Desde el inicio de mi carrera he tenido interés en desarrollarme en la industria energética. En ese contexto, el acceso a redes profesionales y a referentes con experiencia en la industria energética ha sido especialmente relevante para entender cómo se construyen las trayectorias profesionales de otras mujeres y cuáles son los principales desafíos del sector.
En esa línea, la Asociación de Mujeres en Energía cumple un rol muy relevante al fortalecer el desarrollo profesional dentro de la industria, generando espacios de formación, mentoría y visibilización del talento, así como fomentando la colaboración entre profesionales. Ser parte de esta red me permite seguir aprendiendo, aportar desde mi experiencia y contribuir a que más profesionales consideren la industria energética como una oportunidad de desarrollo profesional y de largo plazo.
¿Cuáles brechas de género observa hoy en el sector energético?
Hoy es posible ver mujeres desempeñándose en posiciones técnicas y de liderazgo, sin embargo, a nivel de industria, el desafío está en seguir fortaleciendo condiciones que promuevan una participación equilibrada
y trayectorias profesionales sostenidas en el tiempo. Esto incluye abrir mayores espacios de visibilización del talento, fomentar equipos más balanceados en distintos niveles de responsabilidad y generar apoyos que permitan acompañar las distintas etapas del desarrollo profesional. Son temas que requieren una mirada integral y contextual, considerando la diversidad de empresas e instituciones en el sector.
¿Dónde debiera centrarse hoy el foco para que la incorporación femenina en el sector eléctrico sea sostenible en el tiempo?
Desde una mirada de industria, algunas iniciativas clave son fortalecer programas de mentoría, promover referentes del sector y darles mayor visibilidad, así como fomentar vocaciones STEM en las próximas generaciones desde etapas tempranas.
En ese contexto, el rol que cumplen asociaciones sectoriales, como la Asociación de Mujeres en Energía, es relevante para visibilizar trayectorias profesionales, generar redes y contribuir a que más profesionales se sientan parte del sector energético y proyecten su desarrollo en la industria.
Son medidas que pueden implementarse de manera gradual y adaptarse a las distintas realidades de cada organización, contribuyendo a ampliar la participación y el desarrollo de talento en el sector.
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 Eólico Wayra
Empresa : EDF Power Solutions Chile Inversión : US$623,9 millones
DESCRIPCIÓN: El proyecto consiste en un parque híbrido de generación eléctrica que se desarrollará en la Zona de Reserva Eólica Taltal, en la Región de Antofagasta. La iniciativa integra energía eólica, solar y almacenamiento en baterías. Contempla la instalación de 48 aerogeneradores con una capacidad total de 384 MW, tres áreas solares fotovoltaicas que aportan 173 MWn y un sistema de bate - rías de hasta 750 MWh, alcanzando una potencia conjunta de hasta 557 MW, que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.
Nombre : Planta de Almacenamiento de Energía BESS HUAÑIL
Empresa : Limes Renewable Energy Inversión : US$188 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en un sistema de energía mediante baterías de litio con 1.000 MWh de almacenamiento y 200 MW de potencia, que acumulará la electricidad proveniente del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y que será devuelta al mismo, en función de los balances entre demanda y generación. Adicionalmente, considera la construcción de una subestación elevadora y una línea de 2,47 kilómetros con el fin de permitir su conexión a la subestación Centella.
Nombre : Parque Eólico Junquillos
Empresa : Colbún Inversión : US$570 millones
DESCRIPCIÓN: La iniciativa, que se emplazará en la Región del Biobío, considera la instalación de hasta 63 aerogeneradores, cada uno con una potencia máxima de 7,5 MW, y durante su fase de mayor actividad se proyecta la generación de hasta 923 empleos. La energía producida será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación Mulchén, contribuyendo al fortalecimiento del suministro eléctrico y al desarrollo de energías renovables.
Nombre : Parque Fotovoltaico Ramaditas
Empresa : Zelestra Energy Inversión : US$550 millones
DESCRIPCIÓN: El Parque Fotovoltaico Ramaditas consiste en un proyecto de generación de energía limpia que se ubicará en el corazón del desierto de Tarapacá, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo. Esta iniciativa contempla la construcción y operación de una planta solar con una capacidad instalada de 360 MW, acompañada por un sistema de almacenamiento de energía de 2.160 MWh, lo que permitirá una operación flexible, continua y segura.
Nombre : Sistema de almacenamiento de energía BESS y línea de transmisión Melipilla
Empresa : Sungrow Inversión : US$157,5 millones
DESCRIPCIÓN: Consiste en la ejecución de un proyecto de almacenamiento de energía por medio de baterías (BESS) de 120 MW y su respectiva Línea de Alta Tensión (LAT) en 220 kV con una longitud de 230 m de largo, ubicado en la comuna de Melipilla, Región metropolitana
de Santiago. El objetivo del Proyecto es almacenar energía, para luego inyectarla, mediante un punto de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La capacidad de almacenamiento máxima es de 922,76 MWh, es decir, de aproximadamente 6.5 horas.
Designaciones
DENIS GIRAULT | EQUANS LATAM
Equans Latam anunció la designación de Denis Girault como su nuevo CEO. El ejecutivo cuenta con más de 25 años de trayectoria en Alstom, donde ocupó cargos clave, entre ellos managing director de Alstom Chile y vicepresidente de Mantenimiento para Latinoamérica. Girault es ingeniero civil de la École des Mines de Saint-Étienne y posee un MBA ejecutivo de INSEAD, con amplia experiencia en liderazgo industrial e infraestructura.
FRANCISCA FERRER | AES ANDES
AES Andes anunció a Francisca Ferrer como nueva gerenta de Asuntos Legales. La ejecutiva cuenta con una sólida trayectoria en el sector energético y en el ámbito jurídico corporativo, tras desempeñarse como gerenta Legal de EnfraGen Chile y ejercer roles en Prime Energía y el estudio Garrigues. Es abogada de la Pontificia Universidad Católica de Chile, posee un LL.M. en Business Law de UCLA y participa activamente en WEC Chile y Women in Energy.
RODRIGO JIMÉNEZ | CGE
CGE informó la incorporación de Rodrigo Jiménez como nuevo gerente de Planificación Estratégica y Nuevos Negocios. El ejecutivo cuenta con una amplia trayectoria en la industria energética y la consultoría, destacando sus 13 años como gerente general de Systep Ingeniería y Diseños. Además, ha ocupado cargos ejecutivos en Mediterráneo S.A. e HydroChile S.A., y se desempeñó como ingeniero en la Comisión Nacional de Energía (CNE). Es ingeniero civil industrial, con especialización eléctrica, magíster y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile.
Nombramientos recientes de autoridades, ejecutivos y profesionales del sector energético.
FRANCISCO MUÑOZ | TESLA
El ingeniero chileno Francisco Muñoz asumió como Energy Systems Modeling Lead en Tesla. El ejecutivo posee experiencia en los ámbitos académico, regulatorio y de investigación aplicada al sector energético. Previamente, fue director de Investigación en Generadoras de Chile, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez y consultor independiente por más de una década. Es ingeniero mecánico de la Universidad de Chile y doctor en Economía de la Energía por Johns Hopkins University.
MARIE DESCHASEAUX | SISTEMA INTEGRADO DE GESTIÓN AUTOMOTRIZ (SIGA)
El Sistema Integrado de Gestión Automotriz (SIGA) anunció la designación de Marie Deschaseaux como nueva gerenta general. La ejecutiva cuenta con experiencia en gestión de residuos, economía circular, Ley REP y gobierno corporativo. Es MBA y posee estudios en Administración, Marketing, Dirección de Empresas y Liderazgo Adaptativo. Dentro de su trayectoria, se desempeñó como gerenta general de Sulo Chile y de la Cámara Franco Chilena.
XAVIER ROJAS | GENERADORA METROPOLITANA
Generadora Metropolitana anunció la incorporación de Xavier Rojas como nuevo director de Sostenibilidad. El ejecutivo liderará la estrategia de sostenibilidad de la compañía, abarcando los ámbitos ambiental, social, de seguridad y de cumplimiento normativo. Rojas cuenta con experiencia previa en Acciona Energía, Mainstream Renewable Power y Strabag. Es ingeniero en Pesca, con formación de posgrado en gestión ambiental y especialización en ESG.
AES ANDES CONSOLIDA SUMINISTRO ELÉCTRICO 100%
RENOVABLE PARA IMPORTANTE FAENA MINERA CHILENA
Teck y AES Andes conmemoraron un hito relevante para el sistema energético nacional: la operación de Teck Quebrada Blanca (QB), una de las faenas mineras estratégicas para la producción de cobre en Chile, cuenta hoy con una matriz energética 100% limpia y renovable.
Este logro es resultado de un proceso iniciado en 2013, cuando ambas compañías suscribieron su primer acuerdo de suministro de energía solar, lo que permitió la construcción de una planta fotovoltaica de 21 megawatts y dio inicio a una transición progresiva hacia fuentes renovables.
El avance se consolidó en noviembre de 2022, con la firma de un contrato de suministro eléctrico de largo plazo que aseguró que, a partir de 2025, el total del consumo energético de Quebrada Blanca, ubicada en la Región de Tarapacá, provenga de fuentes limpias y renovables.
La ceremonia de entrega del certificado contó con la presencia del ministro de Energía y Economía, Álvaro García; la embajadora de Canadá en Chile, Karolina Guay; y el embajador de Estados Unidos en Chile, Brandon Judd.
PARQUE ARAUCO Y COPEC
FLUX FIRMAN ACUERDO PARA EL DESARROLLO DE TRES
PLANTAS SOLARES BAJO EL SISTEMA NET BILLING
Parque Arauco y Copec Flux, filial de soluciones energéticas renovables de Copec, suscribieron un acuerdo para avanzar en la generación de energía limpia al interior de los activos del grupo.
La firma de la iniciativa fue encabezada por Andrés Torrealba, gerente general de la División Chile de Parque Arauco, y Juan Cristóbal González, gerente general de Copec Flux, junto a Gonzalo Egaña, gerente de Proyectos Industriales de Flux, y Francisco Sánchez, gerente de Operaciones de la División Chile de Parque
Arauco, en una ceremonia realizada en el edificio corporativo de Copec.
El proyecto considera la implementación de tres plantas solares que operarán bajo el sistema Net Billing, mecanismo que permite a las empresas autogenerar parte de su consumo eléctrico y entregar a la red los excedentes no utilizados.
En este marco, en el centro comercial Arauco Coronel se instalarán dos sistemas de 437,4 kWp, mientras que en Arauco Express Calama se construirá una planta solar de 104 kWp.
CGE Y UNIVERSIDAD DE CHILE FIRMAN CONVENIO DE COLABORACIÓN TÉCNICA Y ACADÉMICA
CGE, compañía distribuidora eléctrica que entrega suministro a más de 3,3 millones de clientes entre las regiones de Arica y Parinacota y La Araucanía, firmó un convenio de colaboración técnica y académica con la Universidad de Chile.
Desde ambas instituciones destacaron la relevancia del acuerdo, que busca fortalecer el vínculo entre el sector privado y la academia, así como desarrollar de manera conjunta iniciativas orientadas a potenciar la cooperación
técnica, la investigación, las asesorías y otras actividades. El convenio contempla, además, la implementación de programas de prácticas profesionales, becas y el desarrollo de proyectos preferentemente en el ámbito de la Investigación, Desarrollo e Innovación.
Asimismo, el acuerdo promueve la participación de ejecutivos y profesionales de CGE en actividades académicas, como cursos, charlas y acciones docentes dirigidas a estudiantes de la casa de estudios.
COLBÚN Y FUNDACIÓN
HUELLA LOCAL SUSCRIBEN CONVENIO QUE PROYECTA
Desde 2018, Colbún y Fundación Huella Local impulsan un convenio que ha contribuido al desarrollo de 13 comunas del país. A través de la alianza “Energía que deja Huella”, ambas entidades han trabajado de manera colaborativa con municipios que han enfrentado rezagos en su desarrollo, formulando proyectos de infraestructura pública y equipamiento orientados a mejorar la calidad de vida de las comunidades y fortalecer el tejido social.
La articulación se inició en la provincia de Bio-
bío, específicamente en las comunas de Antuco, Quilleco, Quilaco, Santa Bárbara y Alto Biobío, donde ya se han ejecutado y entregado obras como la construcción de sedes sociales, pavimentación de calles, mejoramiento de plazas y ampliaciones de infraestructura, entre otras iniciativas. A partir de los resultados obtenidos, la alianza se ha extendido progresivamente a otras localidades, entre ellas Freirina, Taltal, Canela, Los Andes, San Esteban, Codegua, Mostazal y Cochamó.
FOTO:
GENTILEZA
COLBÚN
iMercados – Estudio de Cobre y Litio en el escenario de la transición energética y Estudio de Almacenamiento de
B2B Media Group
• Gerente General: Cristián Solís A.
E-mail: csolis@b2bmg.cl
• Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L.
E-mail: acortes@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
E-mail: tgonzalez@b2bmg.cl
Tel.: +56 9 5878 2429
Electricidad es una publicación independiente publicada por B2B Media Group, que no cuenta con patrocinios de ninguna naturaleza. La revista se distribuye vía digital y de manera gratuita a profesionales y ejecutivos de compañías de generación, transmisión y distribución de electricidad, y a ejecutivos de organismos oficiales relacionados con la electricidad y cualquier otra forma de energía.
Abordamos las principales temáticas relacionadas con generación, transmisión y distribución de energía. MÁS DE 64.150 VISITAS MÁS DE 56.433 USUARIOS MÁS DE 50.600 SESIONES
