Revista Electricidad 316

Combustibles fósiles y seguridad energética:

Flexibilidad y Respaldo

Entrevista Central:

Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile

Actualidad

Ley de Protección tarifaria: El nuevo escenario para las cuentas de la luz

Reportaje

BESS: El desafío de integrar almacenamiento para un sistema eléctrico flexible y estable

¿Qué sigue en transporte sustentable?

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Reportaje Central Combustibles fósiles y seguridad energética: Flexibilidad y Respaldo

Actualidad

Ley de Protección tarifaria: El nuevo escenario para las cuentas de la luz

Rafael Loyola, Asociación de Generación Renovable

Transición energética: los desafíos de la siguiente etapa 41 ENTREVISTA

Diego Pardow, académico de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile y ex Ministro de Energía

Entrevista Central Juan Villavicencio, Ceo de Engie Chile

Ángela Castillo, gerente Desarrollo de Negocios, Skava Consulting

Hidrógeno en la industria:

Aplicaciones que toman impulso

Reportaje

BESS: El desafío de integrar almacenamiento para un sistema eléctrico flexible y estable

Flexibilidad y Respaldo

Nº 316 | JULIO 2026

Revista Electricidad

ISSN 0717-1641

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Periodistas: Rodrigo Sánchez (rsanchez@b2bmg.cl), Álvaro Guerrero (aguerrero@b2bmg.cl)

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Fotografía: Archivo B2B Media Group

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L Los desafíos de una nueva etapa

a transición energética en Chile continúa avanzando, impulsada por una creciente participación de las energías renovables y por el compromiso de avanzar hacia una matriz cada vez más limpia. Sin embargo, los principales hitos registrados durante julio evidencian que el desafío ya no consiste únicamente en incorporar nuevas tecnologías de generación, sino también en asegurar que esa transformación se traduzca en un sistema eléctrico confiable, resiliente y preparado para responder a las crecientes exigencias del país.

En ese contexto, la aprobación de la Ley de Protección Tarifaria marcó uno de los principales hitos regulatorios del mes. Si bien la iniciativa busca mitigar el impacto de las alzas en las cuentas de la electricidad y otorgar mayor certeza a los usuarios, también reabrió el debate sobre cómo compatibilizar tarifas competitivas con las inversiones necesarias para fortalecer la infraestructura eléctrica y garantizar un suministro seguro y de calidad. La ley también abrió, por única vez, una ventana para la renegociación voluntaria de los contratos de suministro regulado, una medida que será uno de los principales focos de atención del sector durante los próximos meses.

En paralelo, las cuentas públicas del Ministerio de Energía y de la Co-

misión Nacional de Energía (CNE) delinearon las prioridades para la siguiente etapa, poniendo el foco en el fortalecimiento de la transmisión, el desarrollo del almacenamiento, la modernización regulatoria y la consolidación de una red más robusta como condiciones esenciales para sostener el proceso de descarbonización.

Al mismo tiempo, las mayores exigencias operacionales registradas durante el invierno han vuelto a poner sobre la mesa la importancia de contar con recursos capaces de aportar flexibilidad y respaldo cuando disminuye la disponibilidad de generación renovable o el sistema enfrenta condiciones más complejas. La seguridad del suministro continúa siendo un elemento central de la transición energética y exige avanzar con una visión integral que combine sostenibilidad, eficiencia y confiabilidad.

Precisamente, ese es el debate que aborda el reportaje central de esta edición. Mientras Chile avanza hacia una matriz cada vez más renovable, las centrales térmicas, principalmente a carbón y gas natural, siguen desempeñando un papel relevante para mantener la continuidad del suministro en determinados escenarios operacionales. Comprender cómo compatibilizar ese rol con los objetivos de descarbonización representa uno de los principales desafíos que enfrenta hoy el sector eléctrico y que, sin duda, seguirá marcando la agenda energética en los próximos años.

Combustibles fósiles y seguridad energética:

Flexibilidad y Respaldo

LAS CENTRALES

TÉRMICAS, PRINCIPALMENTE EN BASE A CARBÓN Y GAS NATURAL,

SIGUEN GENERANDO MÁS DE UN TERCIO DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA EN CHILE Y CONTRIBUYEN

A MANTENER LA CONTINUIDAD DEL SUMINISTRO.

¿HASTA CUÁNDO?

Aunque los paneles solares y los aerogeneradores acaparen flashes y cámaras, las centrales a carbón y gas natural siguen siendo parte importante del elenco de la generación eléctrica en Chile.

Juan Vásquez, jefe del Departamento de Análisis Económico de la Gerencia de Mercado en el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) revela, eso sí, que su participación en la matriz “ha disminuido sostenidamente debido a la incorporación de energías renovables, pasando de un peak de 67% de la generación en 2013 a 34% en 2025. Sin embargo, durante este 2026, la generación térmica en base a carbón, gas y diésel ha crecido 4%, representando el 35% del total”.

¿Cómo se entiende lo anterior? El experto del CEN lo explica: “Las centrales que usan estos combustibles cumplen un rol relevante para mantener la seguridad y confiabilidad de la operación, especialmente en períodos de menor disponibilidad de recursos hídricos o ante la variabilidad propia de la generación renovable. Estas tecnologías aportan la flexibilidad y respaldo necesarios para responder de manera segura a contingencias y mantener la continuidad del suministro”.

“Hoy, el Sistema Eléctrico

Nacional mantiene unidades térmicas operando a mínimo técnico solo para sostener la seguridad, con el sobrecosto que ello implica”, Juan Andrés Vergara, director de Mercado de EnergiE

En la misma línea, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile, sostiene que “los combustibles fósiles siguen cumpliendo un rol relevante en la generación eléctrica, particularmente en la seguridad del sistema. Además de aportar energía, distintas unidades entregan suficiencia, flexibilidad y servicios que ayudan a mantener estable la red y a recuperar el suministro ante una interrupción”.

Enseguida entrega también algunos datos: “Debido a las condiciones requeridas por el sistema, su participación en la generación aumentó de 37,3% en abril a 43,7% en junio y se mantiene en 43,5% durante julio. Esto muestra que, bajo determinadas circunstancias, el sistema aún necesita estas centrales para complementar la generación renovable y operar de manera segura. En el norte, algunas unidades deben permanecer disponibles incluso cuando generan solo una parte de su capacidad”.

Doble cara

Para Juan Andrés Vergara, director de Mercado de EnergiE, el aporte de los combustibles fósiles a la generación eléctrica tiene doble cara: “en el promedio anual es minoritario y viene bajando con la entrada de las fuentes solar, eólica y baterías, pero su peso sube con fuerza cuando el sistema está más exigido y los recursos naturales escasean. Por otra parte, al ser generación síncrona (máquinas rotatorias sincronizadas con la frecuencia de la red), la térmica convencional aporta dos atributos que sostienen la operación: inercia, que estabiliza la frecuencia; y corriente de cortocircuito, que sostiene la tensión, la fortaleza que mantiene estable la red cuando una unidad generadora o una línea salen de servicio. A ello se suma la seguridad que dan las reservas de combustible almacenado para que las centrales sostengan el suministro de forma continua durante varios días”.

“Estado de los combustibles

Central termoeléctrica Guacolda.

FOTO: GENTILEZA GUACOLDA ENERGÍA

fósiles en Chile” se denomina el estudio que recientemente se publicó con participación de la Fundación Heinrich Böll. En relación al informe, Rodrigo Astorga, coordinador del programa de Transición Socioecológica de su oficina en Santiago, expone que “la caída del aporte del carbón a la generación eléctrica no es descarbonización neta, ya que el gas ocupó ese espacio, aunque en teracalorías el sistema sustituyó un fósil por otro de menor factor de emisión”

Factor diésel

Además del carbón, el petróleo diésel es el combustible más apuntado por el elevado impacto ambiental de su combustión. Y aunque en junio pasado contribuyó con apenas el 1% a la generación eléctrica, en los meses invernales, sobre todo, aumenta su protago-

nismo. ¿Por qué? “El diésel cumple principalmente una función de respaldo. Su utilización se concentra en escenarios donde se requiere una respuesta rápida para enfrentar contingencias o condiciones de estrechez del sistema. A medida que avancen el almacenamiento, la transmisión y las tecnologías que fortalecen la red, su participación en la operación debiera reducirse. De hecho, durante 2026 los sistemas de almacenamiento BESS ya han inyectado más energía al Sistema Eléctrico Nacional que las centrales a diésel (2 TWh vs. 0,37 TWh), reflejando el proceso de transformación del sistema”, revela Juan Vásquez.

Charme complementa: “Junto con cumplir un papel relevante como respaldo del sistema eléctrico en períodos de alta exigencia, menor disponibilidad de otros recursos o contingencias operativas, su aporte depende además de la capacidad instalada, de la ubicación de las centrales, su rapidez de respuesta, autonomía y disponibilidad efectiva de combustible. Hacia adelante, su participación podría disminuir en la medida que nuevas tecnologías demuestren que pueden entregar prestaciones equivalentes”.

El ejecutivo de EnergiE, ratificando su importancia, precisa que

JUAN VÁSQUEZ, jefe del Departamento de Análisis Económico de la Gerencia de Mercado en el Coordinador Eléctrico Nacional

CAMILO CHARME, director ejecutivo de Generadoras de Chile

“ Existe la necesidad de reemplazar funciones que hoy aportan las centrales convencionales, como la estabilidad de la red, el control de frecuencia y tensión, y la recuperación del servicio”, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile

su valor no pasa por la cantidad de energía entrega, sino por el momento en que lo hace: cuando coinciden factores como la sequía, la baja generación solar y eólica, o las restricciones de gas, entre otros.

Añade: “Este invierno lo ha dejado a la vista. El consumo de diésel para generación saltó de cerca de 1.000 metros cúbicos diarios en junio a unos 6.000 en los primeros días de julio, y la estrechez llevó a la CNE a emitir el Informe del artículo 163 de la Ley General de Servicios Eléctricos, antesala de un

decreto de racionamiento preventivo, con déficit de abastecimiento proyectado para julio y agosto”. Deja en claro, asimismo, que su respaldo todavía no tiene reemplazo a la mano. “Las baterías, muy útiles para la transición, entregan potencia por pocas horas y no cubren varios días seguidos de baja generación renovable. Y las unidades a diésel, en cambio, pueden sostener el suministro mientras dispongan de combustible almacenado. Es, eso sí, un respaldo caro con una logística limitada de reposición”, especifica.

“ A medida que el sistema retira carbón, gas y diésel, se requiere ampliar el rango tecnológico de respaldo, desde baterías de corta duración hacia soluciones de mayor autonomía”, Rodrigo Astorga, coordinador del programa de Transición Socioecológica de la oficina en Santiago de la Fundación Heinrich Böll

JUAN ANDRÉS VERGARA, director de Mercado de EnergiE

Por su parte, Astorga comenta que el diésel y el gas cumplen hoy la función de capacidad firme, remunerada mediante un cargo por potencia. “El problema de fondo es que el mercado mayorista chileno remunera energía y potencia bajo una lógica térmica heredada, sin una señal de precio que capture explícitamente el valor de la flexibilidad.

RODRIGO ASTORGA, coordinador del programa de Transición Socioecológica de la oficina en Santiago de la Fundación Heinrich Böll

Mientras eso no cambie, el diésel sigue siendo la opción de respaldo por defecto, aunque ya no sea la más eficiente en costos de sistema. Es una

falla de diseño regulatorio, no de disponibilidad tecnológica”, acota.

Claves de la descarbonización

Para que la matriz eléctrica dependa cada vez menos de las fuentes fósiles, el representante del Coordinador apuesta por “viabilizar la transformación del SEN con foco en la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico de cara a los usuarios finales. Para ello, es fundamental continuar desarrollando infraestructura de transmisión, almacenamiento y tecnologías que aporten fortaleza a la red, habilitando una operación flexible, segura y a mínimo costo.

Desde el Coordinador hemos impulsado distintas iniciativas para habilitar esta transición, entre ellas nuevos servicios complementarios y el desarrollo de criterios técnicos para la integración de tecnologías que aportan fortaleza de red”.

Ante el mismo desafío, Charme

“

A medida que avancen el almacenamiento, la transmisión y las tecnologías que fortalecen la red, la participación del diésel en la operación debiera reducirse”, Juan Vásquez, jefe del Departamento de Análisis Económico de la Gerencia de Mercado en el Coordinador Eléctrico Nacional

afirma que “ya no se trata solo de incorporar más generación solar y eólica, sino lograr que el sistema pueda operar de manera segura cuando disminuyen el viento, la radiación o la disponibilidad de agua. El almacenamiento de corta duración permitirá aprovechar mejor la energía renovable durante el día. Sin embargo, también se requieren soluciones de mayor duración y recursos gestionables para responder en períodos prolongados de menor generación renovable”.

Juan Andrés Vergara explicita otra postura: “En la transición hacia la descarbonización, el gas natural es el combustible mejor posicionado

para dar seguridad: cuenta con infraestructura de regasificación, transporte y generación ya instalada, con contratos de suministro de GNL de largo plazo que respaldan su disponibilidad, con una huella menor que la del carbón y con la capacidad de operar de forma controlable”.

Otras claves de este proceso, según el especialista de la Fundación Heinrich Böll, son reducir el vertimiento de energía; cambiar una arquitectura de mercado diseñada para despacho térmico que no remunera flexibilidad, firmeza ni inercia; y, al igual como ocurre con el carbón, fijar un horizonte de salida vinculante para el gas”.

Seguridad de suministro y señales de mercado

Por Rafael Loyola, director ejecutivo Asociación de Generación Renovable (AGR A.G.)

La seguridad de suministro constituye uno de los objetivos centrales de cualquier sistema eléctrico. Sin embargo, precisamente por su importancia, las medidas destinadas a fortalecerla deben evaluarse cuidadosamente, considerando no solo sus beneficios inmediatos, sino también sus efectos sobre la competencia, la inversión y el funcionamiento eficiente del mercado.

En las últimas semanas ha resurgido el debate sobre la regulación aplicable al gas natural licuado (GNL) y, particularmente, sobre la posibilidad de flexibilizar ciertas

restricciones asociadas a la denominada Condición de Inflexibilidad. El argumento es conocido: existiría disponibilidad de gas que no logra ser utilizada plenamente debido a limitaciones regulatorias, afectando la operación eficiente del sistema. Más allá de la discusión específica, conviene recordar que las restricciones actualmente vigentes no surgieron por casualidad. La regulación fue modificada en 2019 y nuevamente en 2021 precisamente porque la aplicación de este mecanismo estaba generando efectos relevantes sobre la formación de costos marginales y las señales

económicas del mercado eléctrico. Los cambios introducidos buscaron corregir dichas distorsiones y resguardar condiciones adecuadas de competencia entre tecnologías.

La pregunta relevante, entonces, no es únicamente si existe disponibilidad de gas, sino si las eventuales mejoras en seguridad de suministro justifican alterar principios regulatorios que han sido construidos precisamente para preservar la eficiencia y la competencia del sistema.

Este debate adquiere especial relevancia en un contexto de profunda transformación energética. Chile necesita atraer importantes inversiones en energías renovables, almacenamiento, infraestructura y soluciones de flexibilidad. Para ello, resulta indispensable contar con reglas estables y señales económicas que reflejen adecuadamente las condiciones reales de operación del sistema.

Cuando las excepciones regulatorias se amplían más allá de su propósito original, existe el riesgo de que los precios dejen de transmitir correctamente la información necesaria para orientar las decisiones de inversión y operación. A largo plazo, ello puede generar costos que terminan siendo asumidos por el conjunto del sistema y, finalmente, por los consumidores.

La seguridad de suministro es un

RAFAEL LOYOLA, director ejecutivo

Asociación de Generación Renovable

“ La seguridad de suministro es un objetivo esencial y debe seguir fortaleciéndose”.

objetivo esencial y debe seguir fortaleciéndose. Pero ello no debiera implicar retroceder en regulaciones que buscan resguardar la competencia ni debilitar las señales económicas sobre las cuales descansa el desarrollo eficiente del mercado eléctrico.

El desafío consiste precisamente en compatibilizar ambos objetivos, evitando que soluciones concebidas para atender situaciones específicas terminen generando nuevas distorsiones para el sistema.

JUAN VILLAVICENCIO

CARGO : CEO

ORGANIZACIÓN : ENGIE CHILE

RUBRO : GENERACIÓN DE ENERGÍA Y SERVICIOS

BAJOS EN CARBONO

LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.

Juan Villavicencio es chileno, 46 años, es Ingeniero Civil Mecánico de la Universidad de Chile, posee un MBA de la Pontificia Universidad Católica y LLM de la Universidad Adolfo Ibáñez. Se unió a Engie como director general de Energías Renovables en 2023. Cuenta con una vasta experiencia liderando equipos en compañías enfocadas en implementación de proyectos y servicios mineros, de celulosa y energía, previo a su llegada a Engie y desde agosto de 2025 es el CEO de la compañía en Chile.

FOTO: GENTILEZA ENGIE CHILE.

“ Hoy estamos entrando en la segunda etapa de la

transición energética ”

Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile:

EL EJECUTIVO ABORDA LOS DESAFÍOS PARA CONSOLIDAR UNA MATRIZ MÁS FLEXIBLE, EL DESARROLLO DEL ALMACENAMIENTO, LA ELECTRIFICACIÓN DE LA MINERÍA Y LAS CONDICIONES PARA IMPULSAR NUEVAS INVERSIONES.

El sector energético enfrenta el desafío de adaptar la operación del sistema eléctrico a una matriz con una participación cada vez mayor de energías renovables, resguardando al mismo tiempo la seguridad, competitividad y confiabilidad del suministro. En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile, analiza los cambios que requiere esta nueva realidad, la evolución de

la compañía y las oportunidades que se abren para el desarrollo del sector en los próximos años.

¿En qué etapa se encuentra hoy la transición energética en Chile y cuáles son los principales desafíos para avanzar en la descarbonización del sistema eléctrico?

Chile ha avanzado significativamente en la última década, pasando de una alta dependencia de combustibles fósiles importados a una matriz donde las reno -

“

Actualmente, solo cerca del 22% de la matriz

energética total del país está electrificada, por lo que avanzar en una descarbonización efectiva requiere aumentar significativamente ese porcentaje”.

vables tienen un rol protagónico. Sin embargo, el sistema fue diseñado para una realidad distinta y ahora enfrenta desafíos asociados a la variabilidad solar y eólica, como congestión en transmisión y vertimientos. Hoy estamos entrando en la segunda etapa de la transición energética: lograr que el sistema opere de manera eficiente, segura y competitiva a través de fortalecer la transmisión, incorporar almacenamiento y servicios complementarios, implementar racionalmente el rol del gas como respaldo de suministro y modernizar el diseño de mercado.

A esto se suma un desafío igualmente urgente: la electrificación. Actualmente, solo cerca del 22% de la matriz energética total del país está electrificada, por lo que avanzar en una descarbonización efectiva requiere aumentar significativamente ese porcentaje y reducir la dependencia de combustibles importados.

¿Cuáles han sido los principales hitos del proceso de transformación que ha impulsado Engie Chile en los últimos años?

Engie lleva más de 100 años en Chile y ha estado presente

FOTO: GENTILEZA ISA ENERGÍA.

en los momentos clave del desarrollo energético del país. Fuimos parte de TEN, la línea que interconectó los sistemas del norte y del centro. Fuimos la primera empresa en anunciar el cierre anticipado voluntario de centrales a carbón y los primeros en apostar por el almacenamiento a gran escala. Hoy somos pioneros en reconversión: en lugar de cerrar y abandonar los sitios industriales, los rediseñamos.

En 2018 apenas el 1% de nuestra capacidad era renovable; hoy superamos el 50%, con más de 1,5 GW en operación, resultado de una transformación ejecutada con rigor técnico y en los plazos comprometidos. En los últimos meses hemos acelerado con fuerza, avanzando a ritmo récord en la energización simultánea de siete proyectos que suman 1,1 GW entre energía renovable y sistemas de almacenamiento, desplegados desde Arica hasta Ñuble, incluyendo la Región Metropolitana. Además, obtuvimos la entrada en operación comercial de la Subestación Totihue.

Este impulso convive con un proceso sostenido de salida del carbón: desconectamos CTM1 y CTM2 en Mejillones e iniciamos la reconversión de Infraestructura Energética Mejillones a gas natural. Además, entró en operación

“

No estamos desmantelando el pasado; estamos construyendo el futuro sobre esa base, avanzando hacia el cierre definitivo de nuestras operaciones a carbón durante 2027”.

comercial BESS Tocopilla, lo cual marca un hito emblemático: donde antes había carbón, hoy hay almacenamiento y energía limpia. No estamos desmantelando el pasado; estamos construyendo el futuro sobre esa base, avanzando hacia el cierre definitivo de nuestras operaciones a carbón durante 2027.

¿Cuáles son las principales prioridades de la compañía y qué metas se han fijado para los próximos años?

Nuestro norte es consolidarnos como la mejor utility para la transición energética. Para eso, la hoja de ruta es clara: una matriz mayoritariamente renovable y flexible, crecimiento responsable

“ Solo en los últimos cinco años

hemos invertido

más

de US$3.000 millones en Chile, y seguiremos apostando por este país porque creemos que tiene todos los atributos para liderar la transición energética”.

y rentable, y soluciones integradas para clientes industriales. Con nuestros activos en fase final de construcción, proyectamos alcanzar 3,6 GW de capacidad instalada en 2027, con más del 70% en renovables y BESS.

A 2030, nuestra ambición es alcanzar 4,5 GW de capacidad renovable y de almacenamiento, con mayor presencia en transmisión, nuevos contratos PPA de largo plazo y ofertas de energía limpia verificable en períodos de corto plazo, ya sea mensual, semanal y eventualmente horaria. También seguiremos desarrollando soluciones que proporcionen servicios complementarios como condensadores síncronos, críticos para la estabilidad de una red cada vez más renovable. Y sin duda, como un eje claro que nos diferencia, que nuestro crecimiento continúe siendo sostenible: con finanzas sanas y respeto irrestricto por seguridad y salud de las personas, la ética y la responsabilidad ambiental y social.

¿Cómo se está preparando Engie Chile para responder al crecimiento de la demanda energética de la minería y qué oportunidades identifica en este escenario?

Engie ha acompañado a la minería durante décadas y hoy está presente en su nuevo desafío: la descarbonización y electrificación de sus operaciones. El precio del cobre está al alza, la nueva administración quiere usar la minería como motor de inversión, y el sector está electrificando procesos y requiriendo energía limpia siempre disponible. Los grandes clientes no buscan solo megawatts verdes; buscan un socio que les garantice energía limpia en todo momento, a precios estables y con los más altos estándares técnicos, ambientales y de gobernanza. Energía verde 24/7, pero también confianza en quién la entrega, por cómo la entrega. Nosotros participamos en generación, transmisión, suministro eléctrico y transporte de

“ A 2030, nuestra ambición es alcanzar 4,5 GW de capacidad renovable y de almacenamiento”.

gas natural, lo que nos permite estructurar soluciones a la medida combinando renovables, almacenamiento y respaldo flexible a gas, sin que el cliente tenga que articular esas piezas por separado. La transición no la hace solo la generación; la hacen también los grandes consumidores que electrifican procesos y demandan energía limpia. Nuestro objetivo es ser un socio confiable que reduzca sus riesgos, entregue cer-

teza de implementación y opere con los estándares que una industria como la minería exige.

¿Qué ajustes requiere hoy el marco regulatorio para facilitar las inversiones que demanda el sector?

El marco regulatorio fue diseñado para un sistema distinto al actual. Hoy avanzamos hacia una matriz con alta participación de energías renovables variables,

FOTO:

Proyecto BESS Los Loros de Engie Chile.

donde el gas cumple un rol clave como respaldo seguro del suministro. Por eso, Chile debe evolucionar hacia un mercado que reconozca el valor de la flexibilidad y del respaldo firme que aporta esta tecnología. Al mismo tiempo, es fundamental preservar la certeza jurídica y el respeto a los contratos, bases que han permitido atraer inversiones de largo plazo y sostener la transición energética.

Además, el marco debe adaptarse en tres áreas prioritarias: integrar plenamente el almacenamiento con reglas claras para su

participación en energía, potencia y servicios complementarios; fortalecer la planificación de la transmisión para acompañar el crecimiento renovable; y modernizar los permisos, combinando rigurosidad ambiental con mayor previsibilidad.

¿Qué elementos serán determinantes para garantizar un suministro seguro y confiable en un sistema con una creciente participación de energías renovables?

Primero, almacenamiento. Los

sistemas BESS permiten desplazar energía solar hacia la noche, reducir vertimientos y aportar estabilidad, pero no son suficientes por sí solos. Segundo, la generación flexible a gas, que cumple un rol habilitador: permite que la expansión renovable sea operativamente sostenible. La variabilidad estacional, inviernos con baja radiación o años de sequía, recuerda que el suministro no puede depender exclusivamente de recursos variables.

Y tercero, los servicios complementarios: inercia, grid-forming, control de tensión y estabilidad dinámica. Si retiramos generación síncrona sin proveerlos, el sistema queda debilitado. Por eso nos adelantamos: instalamos el primer condensador síncrono del país en Tocopilla y estamos desarrollando sistemas grid-forming. En Engie creemos que hay que ser audaces, pero no temerarios: aprovechar oportunamente los cambios tecnológicos, siempre poniendo por delante la seguridad de suministro.

¿Cómo imagina el sistema eléctrico chileno en los próximos 10 a 20 años y qué rol espera que desempeñe Engie en ese escenario futuro?

En 10 a 20 años, Chile debería

haber resuelto su principal desafío técnico: operar un sistema con alta penetración renovable de forma segura, eficiente y competitiva. Esto requiere una transmisión robusta, mercados que valoren la flexibilidad, almacenamiento a escala y servicios complementarios que aseguren la estabilidad del sistema.

Chile tiene una ventaja única: combina algunos de los mejores recursos renovables del mundo con una industria altamente demandante de energía como la minería del cobre. Si logramos vincular ambos elementos, el país puede convertirse en un actor estratégico de la transición energética global.

El rol de Engie en ese escenario es el de una utility que entiende el sistema completo: generación, transmisión, flexibilidad y soluciones a clientes, con el respaldo técnico y financiero de un grupo global presente en 30 países y con un sello de actuación responsable y excelencia operacional en todas sus geografías. Solo en los últimos cinco años hemos invertido más de US$3.000 millones en Chile, y seguiremos apostando por este país porque creemos que tiene todos los atributos para liderar la transición energética.

INVERTIR EN RESILIENCIA: UNA CONDICIÓN PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA

• Inédito estudio del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería analiza los impactos económicos y sociales de interrupciones masivas del suministro eléctrico y plantea la resiliencia como un elemento estratégico para la planificación energética y el desarrollo sostenible del país.

La electrificación avanza con fuerza en Chile, la incorporación de nuevas tecnologías, el crecimiento de la electromovilidad y la descarbonización de procesos productivos están transformando la manera en que el país consume energía. Es en este escenario que la resiliencia del sistema eléctrico se convierte en un factor clave para el desarrollo económico y social.

Con el objetivo de aportar evidencia a este debate, Fundación Enel encargó al Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) el estudio “Estimación de Impactos de Blackouts en Chile”, una investigación que cuantifica, por primera vez, el costo económico y social de interrupciones masivas del suministro eléctrico y pone en valor la importancia de fortalecer la resiliencia de la infraestructura energética.

La investigación usa como caso de análisis el apagón nacional ocurrido en febrero de 2025, estimando que el costo económico y social alcanzó cerca de US$ 984 millones. Uno de sus principales hallazgos es que estos impactos no dependen únicamente de la energía que deja de suministrarse, sino también del valor que esa electricidad tiene para las distintas actividades productivas y para el funcionamiento de la sociedad.

Rodrigo Moreno, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez y uno de los responsables del estudio, señaló al respecto que “ahora que somos más conscientes de la falta de resiliencia, o que hay

que mejorar la resiliencia precisamente para evitar estas grandes pérdidas cuando ocurren estos eventos a futuro, la idea es poder promover política pública y nueva regulación que nos lleve, a su vez, a promover inversiones que, precisamente, actúen como cobertura frente a estos riesgos”.

El informe también aborda efectos menos visibles, pero igualmente relevantes: una menor percepción de confiabilidad del sistema puede ralentizar la adopción de tecnologías como la electromovilidad o la electrificación de procesos industriales, además de incentivar inversiones individuales en sistemas de respaldo, con mayores costos y emisiones.

Una mirada compartida por Claudio Seebach, decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, quien destaca que “finalmente invertir en resiliencia no es un costo, sino que es un seguro, es un beneficio para la sociedad chilena. La conclusión más relevante es que esto no hay que mirarlo como un costo, sino que mirarlo como un valor que se pierde, pero que se puede evitar perder invirtiendo”.

La importancia de esta discusión también adquiere fuerza en el escenario energético actual, para el exministro de Energía, Juan Carlos Jobet, “es un tema del que nos acordamos solamente cuando el sistema falla, y es muy importante ponerlo como prioridad en la agenda de la discusión pública. Hoy, sin ir más lejos, la generación está en una situación de estrechez dada la sequía, y es importante que se tomen a tiempo las medidas necesarias”.

El estudio busca aportar evidencia para fortalecer la discusión de cómo construir un sistema eléctrico más resiliente, disminuir pérdidas tanto económicas como sociales e impulsar la competitividad de país en un contexto donde la electrificación y la transición energética avanzan cada vez más rápido.

Cuentas Públicas

Transición energética: los desafíos de la

siguiente etapa

Ministra Rincón y subsecretario Briones.

FOTO:

LAS CUENTAS PÚBLICAS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA EVIDENCIARON QUE FORTALECER

LA INFRAESTRUCTURA, LA CERTEZA TARIFARIA Y LA SEGURIDAD DEL SUMINISTRO SERÁ CLAVE PARA CONSOLIDAR UNA MATRIZ CADA VEZ MÁS RENOVABLE.

La transición energética en Chile avanza en un escenario marcado por la expansión de las energías renovables, la necesidad de reforzar la infraestructura eléctrica y el desafío de entregar mayor certeza en materia tarifaria. Estos fueron algunos de los principales ejes abordados en las cuentas públicas del Ministerio de Energía y de la Comisión Nacional de Energía (CNE), instancias que permitieron revisar los avances del último periodo y delinear las prioridades que marcarán la agenda del sector.

Ministerio de Energía: Transición y normalización tarifaria

En la Cuenta Pública Participativa 2025-2026 del Ministerio de Energía, realizada en Molina, Región del Maule, la ministra Ximena Rincón y el subsecretario Hugo Briones presentaron los principales avances de la gestión y los desafíos que enfrenta el país. Entre los principales avances expuestos destacó el creciente

protagonismo de las energías renovables, que al cierre del periodo representaban el 70% de la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Este avance consolida la transformación de la matriz, pero también plantea nuevas exigencias en materia de transmisión, flexibilidad operativa, almacenamiento y seguridad del suministro.

En materia tarifaria, las autoridades relevaron el trabajo destinado a ordenar las cuentas de la electricidad tras el descongelamiento tarifario y los retrasos acumulados en los procesos de fijación del Valor Agregado de Distribución (VAD). En este contexto, el Ministerio destacó el proyecto de ley “Ordenemos la Cuenta”, que busca abordar la deuda con las empresas distribuidoras asociada a la reliquidación del VAD y, al mismo tiempo, mitigar el impacto sobre los consumidores.

La iniciativa considera tres ejes: mitigación del impacto tarifario, regularización y certeza tarifaria, y seguridad y calidad de servicio.

Junto con ello, la transición energética constituye otro de los ejes

Cuenta Pública del Ministerio de Energía.

La iniciativa considera tres ejes: mitigación del impacto tarifario, regularización y certeza tarifaria, y seguridad y calidad de servicio. “

centrales de la gestión. La descarbonización de la matriz, el despliegue de infraestructura de transmisión, el cumplimiento de la meta de Carbono Neutralidad y el desarrollo de tecnologías como el almacenamiento y la electromovilidad aparecen como líneas prioritarias.

En este ámbito, la ministra destacó la inauguración del Complejo Energético Tocopilla, proyecto de Engie Chile que reconvierte una

antigua unidad termoeléctrica a carbón en un polo que integra almacenamiento mediante baterías, un condensador síncrono y generación flexible a gas.

Otro de los ámbitos abordados fue la atracción de inversión al sector energético. El subsecretario Hugo Briones resaltó el papel del Comité de Ministros del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) en la resolución de proyec-

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

tos que mantenían reclamaciones pendientes. De acuerdo con lo señalado durante la actividad, en menos de dos meses y medio se destrabaron 12 proyectos por más de US$6.200 millones de inversión.

A ello se sumó el objetivo de avanzar hacia un acceso universal y equitativo a servicios energéticos de calidad, con la meta de que para 2030 todos los hogares del país cuenten con suministro eléctrico permanente.

CNE: Regulación

para un sistema energético más complejo

Los desafíos identificados por el Ministerio también estuvieron presentes en la Cuenta Pública

Participativa 2026 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que presentó los principales hitos de su gestión durante 2025 y sus proyecciones para los próximos años.

La actividad fue encabezada por el secretario ejecutivo (s) de la CNE, Mauricio Funes, quien definió 2025 como un periodo especialmente exigente para el organismo.

La seguridad del suministro, las tarifas, la expansión de la infraestructura y la transición energética concentraron buena parte de la agenda pública, en un contexto que ha incrementado la compleji-

dad del sistema energético.

La Comisión destacó la adopción de decisiones basadas en evidencia técnica, con el objetivo de entregar certezas al sector y resguardar el interés público. Uno de los principales desafíos identificados es el crecimiento de la generación renovable y sus efectos sobre la infraestructura eléctrica, lo que exige acelerar la expansión de la transmisión, fortalecer la flexibilidad operativa y resguardar la seguridad del suministro.

En esa línea, la CNE avanzó en instrumentos de planificación destinados a incorporar nuevas obras de expansión y ampliación de la red de transmisión, con especial atención en territorios donde las

Secretario ejecutivo (s) Mauricio Funes.

GAS

Integre su marca en las conversaciones estratégicas y técnicas más relevantes de la industria.

Tanques de almacenamiento

Se necesitan tanques especiales para almacenar el GNL a temperaturas criogénicas.

Terminales de regasificación

Instalaciones donde el GNL se vuelve a convertir en gas para su distribución.

Innovación tecnológica

La digitalización permite el monitoreo inteligente de ductos.

Cierre Comercial:

“

Uno de los principales desafíos identificados es el crecimiento de la generación renovable y sus efectos sobre la infraestructura eléctrica.

brechas de infraestructura pueden limitar el desarrollo de nuevos proyectos, entre ellos las regiones del Maule y Ñuble.

La modernización institucional fue otro de los ejes relevantes. Durante el periodo se implementaron nuevos sistemas de tramitación electrónica, se fortalecieron plataformas de información para los consumidores y se incorporaron herramientas para mejorar la interoperabilidad con otros organismos públicos. La Comisión informó, además, que durante 2025 desarrolló más de un centenar de procesos regulatorios, tarifarios y normativos.

En materia de mercados, la CNE relevó los avances en licitaciones de suministro eléctrico para clien-

tes regulados y el fortalecimiento de la regulación en los mercados de combustibles líquidos, gas licuado y gas natural. También se relevaron mejoras en los procesos tarifarios y en los mecanismos de control asociados a la valorización de instalaciones de transmisión, con mayores estándares de trazabilidad y calidad de la información. En conjunto, ambas cuentas públicas reflejan que, mientras el Ministerio pone el acento en la transición energética, la seguridad, la inversión y la normalización tarifaria, la CNE enfrenta la tarea de adaptar la regulación a un sistema con mayor presencia renovable, nuevas necesidades de infraestructura y crecientes exigencias de coordinación.

Cuenta Pública de la CNE.

Ley de protección tarifaria:

El nuevo escenario

para las cuentas de la luz

LA INICIATIVA BUSCA REGULARIZAR LA DEUDA ACUMULADA, EXTENDER EL SUBSIDIO ELÉCTRICO DURANTE 2027 Y AVANZAR EN MEDIDAS

DESTINADAS A CONTENER EL IMPACTO TARIFARIO Y FORTALECER LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN.

La ley “Ordenemos la Cuenta” busca responder a los efectos que dejaron los retrasos en los procesos de fijación tarifaria y establecer un nuevo marco para las cuentas de la luz y el sistema eléctrico. Entre sus principales medidas, contempla la regularización de la deuda acumulada, la extensión del subsidio eléctrico durante 2027, la revisión de determinados contratos de suministro y el impulso a inversiones en las redes de distribución.

Entre sus principales disposiciones, el texto contempla un mecanismo para abordar ese pasivo sin trasladar de forma inmediata su impacto a los consumidores. En ese contexto, la ministra de Energía, Ximena Rincón, sostiene que la ley permite enfrentar esta situación. “No solamente hemos legislado la deuda que había que pagarle, ya que, si este proyecto no se aprobaba ahora, empezaba a cobrarse de manera inmediata a todos y todas en nuestro país”, afirma. La secretaria de Estado añade que el mecanismo aprobado considera un pago gradual de la deuda

correspondiente al componente de distribución del período 2020-2024, cuyo atraso alcanza 43 meses. La regularización se extenderá entre 2028 y 2035 y, según explica, permitirá reducir el impacto que este proceso tendrá sobre las cuentas de los clientes regulados. En 2028, el cargo asociado a la deuda con generadoras bajará de $22 a $9 por kWh y se aplicará un cargo de $5 por kWh, lo que se traducirá en una reducción neta de $8 por kWh para los clientes regulados.

Certeza regulatoria

Desde la industria valoran los efectos de la iniciativa, especialmente en lo que respecta a la regularización de la deuda acumulada. Para Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, el mecanismo permite avanzar en la normalización de una deuda que se arrastra desde hace varios años. “Valoramos el despacho de este proyecto de ley, porque permite avanzar en la normalización de una deuda tarifaria que se arrastraba desde hace varios años, mediante un

mecanismo que entrega mayor certeza regulatoria y que busca evitar un alza adicional en las cuentas de electricidad”, destaca.

En materia tarifaria, la ley incorpora además medidas destinadas a contener el impacto en determinadas zonas del país. En ese contexto, la ministra Rincón explica que una de ellas beneficia a las regiones de Los Ríos y Los Lagos. “En los Ríos y

en los Lagos, sin esta norma, la tarifa sube a más de un 19%”, afirma. Además, la secretaria de Estado agrega que “hemos permitido que esas regiones que tenían un impacto tarifario a partir de la nueva tarifa por PNP y por transmisión puedan tener una contención. Y eso es parte de un principio que tiene nuestra legislación eléctrica, que es la solidaridad”.

Subsidio eléctrico

Otro de los aspectos que aborda la normativa corresponde a la extensión del subsidio eléctrico durante 2027. Al respecto, Juan XIMENA RINCÓN, Ministra de Energía

Lideres en baterías Bess

Si este proyecto no se aprobaba ahora, empezaba a cobrarse de manera inmediata a todos y todas en nuestro país”, ministra de Energía, Ximena Rincón

Ignacio Gómez, director ejecutivo de Acenor, sostiene que su financiamiento, realizado con recursos del Fondo de Estabilización de Tarifas, debe considerar la sostenibilidad del fondo. “Ordenar los procesos tarifarios es importante pero que eso se tiene que dar dentro de un marco de eficiencia”, afirma.

“La extensión para el año 2027 no se hace con recursos públicos sino con recursos del fondo, que son recursos principalmente de los clientes”, menciona Gómez. A su juicio, “los subsidios deben pagarse con recursos públicos y extensiones más allá de 2027 pueden efectiva-

mente comprometer la sostenibilidad del fondo”.

La ley incluye además un mecanismo para revisar contratos de suministro, con el objetivo de generar condiciones que permitan reducir los costos de la energía para los clientes regulados. “Incorpora medidas relevantes para los clientes, como la extensión del subsidio eléctrico y la creación de un mecanismo para revisar contratos de suministro, orientado a generar condiciones que contribuyan a reducir los costos de la energía”, afirma el director ejecutivo de Empresas Eléctricas.

“

Los eventos climáticos que ha enfrentado el país han puesto de manifiesto la importancia de seguir fortaleciendo y modernizando las redes eléctricas”, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas

Inversiones en distribución

En materia de distribución, la ley habilita planes extraordinarios de inversión para fortalecer la calidad y continuidad del servicio eléctrico. “Los eventos climáticos que ha enfrentado el país han puesto de manifiesto la importancia de seguir fortaleciendo y modernizando las redes eléctricas”, destaca Meriches. Según el ejecutivo, este instrumento “permitirá acelerar inversiones para aumentar su resiliencia y continuar mejorando la calidad y continuidad del servicio que reciben las personas”.

Desde Acenor, Gómez plantea que la aplicación de estas inversiones debe evitar que los consu-

midores paguen dos veces por un mismo nivel de servicio. “Cuando uno paga el VAD, el componente que remunera a la distribución, lo que uno hace es pagar la calidad de servicio que el regulador fija, asumiendo que esa tarifa paga todas las inversiones”, explica.

Por eso, sostiene que “la norma dice que en ejercicio de estos planes no puede haber doble pago. Y esto es fundamental, pero deben explicitarse los mecanismos para evitarlo”. Asimismo, Gómez plantea que las inversiones deben concentrarse en problemas estructurales de las redes: “Los datos sobre calidad de servicio demuestran que las inversiones deberían estar orientadas a mejoras estructurales, como

soterramiento, como recambio de medición inteligente, soluciones que permiten gestionar las diversas causas de las interrupciones”.

Seguridad y suficiencia del sistema

“

La nueva ley también amplía las herramientas para enfrentar eventuales problemas de seguridad y suficiencia del sistema eléctrico. El ejecutivo de Acenor cuestiona la incorporación de causales generales para activar mecanismos de racionamiento. “La pregunta es ¿quién paga?”, menciona. A su juicio, “una asignación ineficiente de esos costos, evidentemente una medida que limita la competitividad, la inversión y el empleo”.

El ejecutivo agrega que “si hay un problema claro, por ejemplo, restricciones de transmisión, hay que buscar soluciones que sean adecuadas para los

Los subsidios deben pagarse con recursos públicos y extensiones más allá de 2027 pueden efectivamente comprometer la sostenibilidad del fondo”, Juan Ignacio Gómez, director ejecutivo de Acenor.

problemas de transmisión”.

Más allá de las medidas incorporadas por la normativa, Gómez plantea que el desafío también pasa por evitar nuevos atrasos en los procesos regulatorios, “son los clientes los que pagan los atrasos en los procesos de tarificación. Lo pagamos por los intereses asociados a los atrasos, lo pagamos por las reliquidaciones, lo pagamos por la presión de ajustes regulatorios que generan los atrasos”.

Con la ley ya aprobada, comienza ahora la etapa de implementación.

El desafío consiste en aplicar los mecanismos de regularización de la deuda, extender el subsidio durante 2027, contener el impacto tarifario en las regiones más afectadas y avanzar en inversiones que permitan mejorar la calidad del servicio.

JUAN IGNACIO GÓMEZ, director ejecutivo de Acenor

JUAN MERICHES, director ejecutivo de Empresas Eléctricas

SIEMENS FORTALECE LA INTEGRACIÓN DE LOS SISTEMAS BESS PARA UN SISTEMA ELÉCTRICO

MÁS SEGURO Y EFICIENTE

GRACIAS A UN ECOSISTEMA INTELIGENTE, LA COMPAÑÍA TECNOLÓGICA CONTRIBUYE CON SOLUCIONES ABIERTAS, INTEROPERABLES Y PREPARADAS PARA RESPONDER A LOS DESAFÍOS DE UNA RED CADA VEZ MÁS RENOVABLE, DIGITAL Y FLEXIBLE.

El crecimiento de la generación solar y eólica, junto con el retiro progresivo de centrales convencionales, está redefiniendo el sistema eléctrico. En ese contexto, los sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) se han convertido en una tecnología clave para el país, capaz de garantizar la estabilidad, la resiliencia y la eficiencia de la red al entregar múltiples servicios simultáneamente.

Es en esa integración donde Siemens aporta un valor diferencial: un ecosistema tecnológico que reúne todo lo necesario para que un sistema BESS opere de manera segura, confiable y eficiente durante su ciclo de vida.

En Chile, donde cada nuevo proyecto BESS se conecta a una red con menos inercia y más eventos de frecuencia que hace una década, la protección eléctrica en el punto de conexión deja de ser un ítem

SIEMENS

de cumplimiento y se vuelve la primera línea de defensa del sistema. Para ello, Siemens cuenta con la familia SIPROTEC 5, una plataforma de protección digital que incorpora funciones avanzadas de protección, sincronismo, localización de fallas, medición fasorial (PMU), análisis de calidad de energía y registro detallado de eventos, permitiendo mantener la seguridad operacional tanto del BESS como del punto de conexión al Sistema Eléctrico Nacional.

Esa misma exigencia se traslada a la automatización: con una cartera de proyectos BESS que crece a un ritmo que pocos mercados están viviendo, cada instalación integra equipos de distintos fabricantes que deben operar como un solo sistema. La plataforma SICAM permite reunir esos subsistemas dentro de una arquitectura unificada, facilitando la interoperabilidad

y la escalabilidad frente a futuras ampliaciones. La digitalización es otro de los grandes habilitadores de esta transformación: con Siemens Xcelerator, tecnologías como Industrial Edge, analítica avanzada e inteligencia artificial permiten evolucionar desde una operación reactiva hacia una gestión predictiva del activo.

“La propuesta de valor de Siemens consiste en integrar protección, automatización y comunicaciones con supervisión, digitalización, analítica y ciberseguridad, todo dentro de una arquitectura abierta e interoperable. Esa combinación permite a los sistemas BESS desempeñar un rol activo en la operación del sistema eléctrico y transformar un conjunto de baterías en un activo estratégico para la transición energética”, destacó Rodrigo Alcayaga, Gerente de Ventas.

Siemens ha puesto en práctica este enfoque, por ejemplo, en proyectos BESS asociados a plantas fotovoltaicas de gran escala, donde el desafío ha sido transformar una generación variable en un recurso flexible y despachable, suminis-

trando protección, automatización, supervisión y comunicaciones que integran el almacenamiento con la planta solar y el Sistema Eléctrico Nacional.

El siguiente salto tecnológico parte de esa misma base: la evolución de sistemas Grid Following hacia soluciones Grid Forming. Mientras los inversores tradicionales necesitan una red estable para sincronizarse, los sistemas Grid Forming pueden contribuir activamente a establecer la tensión y la frecuencia del sistema, aportando inercia sintética y soporte dinámico, justo cuando el retiro de centrales síncronas reduce esa contribución en la matriz chilena.

“El salto hacia Grid Forming es la siguiente etapa natural: primero aprendimos a conectar el BESS con protección y control robustos, y ahora ese mismo activo puede aportar la estabilidad que antes solo daban las centrales síncronas. En un sistema como el chileno, donde esa inercia se reduce con cada retiro, ese rol será determinante en los próximos años”, concluye Alcayaga.

Dirección: Alonso de Córdova #4580, Piso 3, Las Condes, Santiago. / Email: contacto.cl@siemens.com / Web: www.siemens.com/cl/es.html

“

La respuesta debió

haber

sido más rápida y la reacción del sistema debió ser mejor ”

Diego Pardow, académico de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile y ex Ministro de Energía

A CASI UN AÑO DE DEJAR EL MINISTERIO DE ENERGÍA, EL EX SECRETARIO DE ESTADO REFLEXIONA SOBRE EL APAGÓN DEL 25 DE FEBRERO Y OTROS

EPISODIOS QUE MARCARON SU GESTIÓN, ADEMÁS DE ANALIZAR LOS DESAFÍOS QUE ENFRENTA HOY EL SISTEMA ELÉCTRICO.

Como parte de los ajustes realizados en el gabinete, Diego Pardow asumió en septiembre de 2022 uno de sus mayores desafíos profesionales: encabezar el Ministerio de Energía del entonces Presidente Gabriel Boric, cargo que desempeñó durante poco más de tres años.

Hoy, de regreso a la academia como profesor de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile, reflexiona sobre su expe -

riencia al frente de esa repartición, los aprendizajes que marcaron ese período y los momentos de mayor complejidad que debió enfrentar.

En conversación con Revista ELECTRICIDAD, entrega además su visión sobre el escenario actual del sistema eléctrico, abordando materias como la normalización tarifaria, el desarrollo del almacenamiento, la distribución y la preparación del país frente a futuras emergencias.

DIEGO PARDOW LORENZO

CARGO : ACADÉMICO DE LA FACULTAD DE DERECHO

ORGANIZACIÓN : UNIVERSIDAD DE CHILE.

RUBRO : EDUCACIÓN

LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE.

Diego Pardow Lorenzo es abogado de la Universidad de Chile y Magister y Doctor en Derecho por la Universidad de California, Berkeley (Estados Unidos), y ha sido profesor asistente del Departamento de Derecho Económico de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile. Durante los años 2017 y 2018 recibió el premio Edgardo Buscaglia a la mejor investigación empírica por la Asociación Latinoamericana y del Caribe de Derecho y Economía (Alacde). Entre el 2022 y 2025 se desempeñó como ministro de Energía en el Gobierno del ex Presidente Gabriel Boric.

Tras su paso por el Ministerio de Energía, ¿en qué está hoy y cómo ha sido su regreso a una rutina distinta después de un período tan intenso en el servicio público?

En la universidad, que era lo que hacía antes de participar del gobierno anterior. Es divertido volver a un lugar que ha cambiado poco, pero sabiendo que uno ha cambiado mucho. La universidad tiene un ritmo muy distinto, que te permite pensar, leer, aproximarte con más detención a las cosas que te interesan, y eso ha sido desafiante porque te permite bajar el ritmo. Yo tengo tres hijos, el mayor está en su primer año de universidad; la del medio (12 años) está empezando la adolescencia; el menor nació cuando yo era ministro. Entonces, ahora, feliz de acompañarlos en sus distintas etapas.

Si tuviera que escoger dos momentos que recuerda con mayor satisfacción y tres que fueron particularmente desafiantes, ¿cuáles serían y por qué?

Los de mayor satisfacción vienen asociados a programas que teníamos en el ministerio. Uno de ellos era el “Mejor Escuela”, que es donde hacíamos el reacondicionamiento térmico de más de 100 escuelas, especialmente rura -

“

La respuesta debió haber sido más rápida y la reacción del sistema debió ser mejor si uno miraba simplemente los planes que nosotros mismos financiamos y pagamos con nuestras cuentas”.

les y con riesgo social, y la inauguración de los establecimientos, ver el proceso de esos desafíos constructivos.

Otro momento desafiante: el temporal en agosto, en la Región Metropolitana, que estuvimos 21 días sin suministro eléctrico.

Segundo, el apagón de febrero, que fue muy complejo. Casi todo el país se vio afectado por el blackout y eso fue un período muy estresante.

Y tercero, el período del ajuste tarifario. Hacerse cargo de una mochila acumulada de deudas, 6 mil millones de dólares, casi dos puntos del PIB, poner al día esas cuentas fue un proceso muy desafiante desde lo político y desde lo técnico.

“

Cambiar la regulación de la distribución de un modelo a otro, estructuralmente, es muy difícil, porque te tienes que hacer cargo de las nuevas inversiones, pero también de las viejas inversiones”.

El apagón masivo del 25 de febrero puso al sistema eléctrico bajo una enorme presión. Desde su posición como ministro en ese entonces, ¿qué se siente enfrentar una emergencia de esa magnitud, qué lecciones dejó para el sistema?

Es súper complejo. Yo estaba en una zona rural en la Región de Ñuble. Ya el hecho de volver a Senapred para poder apoyar en la emergencia fue un desafío. Me tuvo que ir a buscar Carabineros y trasladarme a Concepción y luego a Santiago.

La principal enseñanza que deja es que hay muchas instituciones que, yo creo, pensaron en el peor escenario y se prepararon para ese peor escenario, y la respuesta no fue la que uno hubiera esperado. La reposición del servicio fue más lenta de lo que uno hubiera esperado, hubo más problemas de los que hubieran ocurrido. Más allá del análisis estructural y de las responsabilidades, y de cargos y descargos, multas y procesos sancionatorios que vendrán ahora, la reacción tomó más tiempo. La respuesta debió haber sido más rápida y la reacción del sistema debió ser mejor si uno miraba simplemente los planes que nosotros mismos financiamos y pagamos con nuestras cuentas.

Durante su gestión le correspondió liderar discusiones complejas, como el proceso de normalización de las tarifas eléctricas y el debate regulatorio en torno a los PMGD. ¿Cómo evalúa el escenario actual y cuáles cree que son los principales desafíos pendientes?

En temas de los PMGD, los reglamentos fueron tomados de razón. Más allá de que el nuevo gobierno los retiró y luego los volvió a reingresar, son sustancialmente parecidos a lo que me tocó impulsar a mí y eso no tiene nada que ver con algo individual. Las decisiones que adoptamos en esta materia fueron después de un extenso diálogo técnico y hay una gran parte de la industria a la que no le gusta esa solución porque se sentían muy confortables con el precio estabilizado existente. Eso cambió y el hecho de que gobiernos de distintos signos hayan sostenido una decisión habla de la fortaleza técnica de esa decisión.

En términos de tecnología de generación, el país está viviendo una revolución en materia de almacenamiento. Cuando uno mira la cantidad de proyectos que encontraron financiamiento, que solicitaron su declaración en construcción o empezaron su proceso, hay un hito muy signifi -

“

Hacerse cargo de una mochila acumulada de deudas, 6 mil millones de dólares, casi dos puntos del PIB, poner al día esas cuentas fue un proceso muy desafiante desde lo político y desde lo técnico”.

cativo en los pagos por potencia en el reglamento de transferencia de potencia.

A su vez, la gran incorporación de los sistemas de almacenamiento a nivel de generación es una súper buena noticia. El siguiente desafío es que se materialice en beneficios concretos para los consumidores, razonablemente más rápido de lo que ocurrió con los contratos del 2015.

A nivel de generación ha sido positiva la incorporación de sistemas de almacenamiento, pero en transmisión no ha sido igual. La legislación de los sistemas de almacenamiento para líneas de transmisión, en cabinas, no funcionó. La licitación se terminó declarando incierta y, a diferencia

“ A nivel de generación ha sido positiva la incorporación de sistemas de almacenamiento, pero en transmisión no ha sido igual.

de lo que ha ocurrido en Francia o en otras partes que han avanzado mucho más en la flexibilización de la red de transmisión de baterías, en Chile eso no ha terminado de cuajar y ahí hay un gran desafío.

También hay un desafío a nivel de distribución. Salvo algunos proyectos en la zona sur para sustituir diésel, nuestros mecanismos regulatorios no han habilitado suficientemente la penetración de baterías a nivel de distribución y menos atrás del medidor, a nivel del consumidor industrial.

Su paso por el Ministerio de Energía estuvo marcado por una fuerte exposición pública y por episodios políticamente complejos, como la acusación constitucional. Más allá del debate político, ¿qué aprendizaje personal y profesional le dejó esa experiencia?

En lo personal me llevo muchas lindas historias que pasaron mucho más desapercibidas que el apagón de febrero o el temporal de agosto o el proceso de estabilización, en miles de partes. Nunca había esperado conocer la

geografía del país en zonas hermosas, en ciudades donde uno ve la capacidad de innovación que tienen distintos segmentos de nuestra sociedad.

En lo profesional uno desarrolla una habilidad que antes no tenía para encontrar información correcta entre fuentes contradictorias o entre versiones difíciles de entender, encontrar información en el ruido. Eso se logra con las crisis. Las crisis son mucha información en poco tiempo, información contradictoria, incompleta y uno tiene que encontrar una línea de acción dentro de esa tempestad informativa.

En lo personal, si tengo que elegir una enseñanza: la humildad.

Después de todo lo que vivió como ministro, ¿cuáles son hoy los principales desafíos pendientes del sistema eléctrico chileno?

¿Cómo avanzar hacia tarifas más competitivas sin comprometer la sostenibilidad del sistema?

El nuevo gobierno dejó el tema de la distribución como su principal prioridad. Yo creo que es una buena idea. El último esfuerzo fue por ahí por el 2016. Una vez

“ La legislación de los sistemas de almacenamiento para líneas de transmisión, en cabinas, no funcionó.

que se termina de cerrar la normalización tarifaria, lo lógico es abordar el desafío estructural.

Ahí mi única prevención, recomendación, es que lo que yo he visto en otras partes del mundo es que cambiar la regulación de la distribución de un modelo a otro, estructuralmente, es muy difícil, porque te tienes que hacer cargo de las nuevas inversiones, pero también de las viejas inversiones.

Lo que yo he visto es que los modelos que han ido cambiando con más éxito son los que son

capaces de establecer un puente. Establecer un régimen que permita la existencia de sistemas de valorización, sistemas tarifarios un poco distintos para las nuevas inversiones que sean necesarias y para el stock de inversiones anteriores.

Tratar de encontrar algo que haga las dos pegas, se haga cargo de la historia hacia atrás y, al mismo tiempo, de los incentivos correctos a futuro, puede ser demasiado difícil, porque los sistemas de distribución en nuestro país son muy heterogéneos.

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Locomotora a hidrógeno.

Hidrógeno en la industria:

Aplicaciones que toman impulso

TRANSPORTE, MINERÍA, SALMONICULTURA Y LOGÍSTICA CONCENTRAN

INICIATIVAS

QUE BUSCAN RESPONDER A NECESIDADES OPERACIONALES ESPECÍFICAS, IMPULSANDO LA ADOPCIÓN DE ESTE ENERGÉTICO EN EL MERCADO LOCAL.

La búsqueda de soluciones para descarbonizar procesos de difícil electrificación está abriendo nuevas oportunidades para el hidrógeno en Chile. En este escenario, el transporte, la minería, la salmonicultura y la logística concentran algunas de las aplicaciones con mayor potencial, mientras el foco de los instrumentos públicos comienza a orientarse hacia su adopción en el mercado local.

En este contexto, Corfo ha orientado sus instrumentos de fomento hacia iniciativas que impulsen el uso de este energético en el mercado nacional. Al respecto, Fernando Hentzschel, gerente de Capacidades tecnológicas de la entidad de fomento, explica a Revista ELECTRICIDAD que “en el escenario actual, la tendencia internacional muestra un mayor dinamismo en proyectos de hidrógeno renovable de menor escala, vinculados al consumo local y respaldados por compradores definidos y contratos de suministro que les otorgan mayor viabilidad”.

“Chile es y seguirá siendo un país con enorme potencial de producción

de hidrógeno verde de gran escala orientados a la exportación una vez que el mercado tenga compradores que signifiquen estabilizar una demanda global por lo que estas iniciativas continuarán avanzando conforme a sus procesos de desarrollo y evaluación ambiental. Lo que cambia es el énfasis de los instrumentos de fomento de Corfo, que fortalecerán la producción y adopción de hidrógeno de bajas emisiones en la industria chilena, impulsando aplicaciones con mayor grado de madurez y una demanda más inmediata”, comenta.

Desde una perspectiva internacional, esta mirada es compartida por Rianne Vriend, coordinadora de empresas del programa Partners for International Business (PIB) – The Green Energy Corridor Chile-The Netherlands, quien advierte que “industrias como la minería, la química, el transporte pesado, el transporte marítimo y la siderurgia requieren grandes cantidades de energía y procesos a altas temperaturas que no pueden sustituirse fácilmente sólo con electricidad renovable. Por lo tanto, el hidrógeno y sus derivados, como el amoníaco y

La

tendencia internacional muestra un mayor dinamismo en proyectos de hidrógeno renovable de menor escala”, Fernando Hentzschel

los combustibles de aviación sostenibles, desempeñan un papel fundamental en el logro de los objetivos climáticos, manteniendo al mismo tiempo la competitividad industrial”.

Uso estratégico

Esta orientación hacia aplicaciones específicas también es respaldada por un estudio desarrollado por la alemana WILO, GIZ y Fraunhofer, en el marco del Programa H2Uppp, el cual mostró que en Chile el hidrógeno no avanza como un reemplazo universal de la electrificación directa, sino como una alternativa com-

petitiva en nichos muy concretos. Isabella Boese, asesora técnica para el Programa H2Uppp, hace hincapié en que uno de los principales motores es la necesidad de sustituir el diésel en operaciones aisladas o de flota cautiva: “En sectores como la salmonicultura, la logística y el transporte pesado, los costos de combustible, la dificultad de abastecimiento en zonas remotas y la presión por reducir emisiones están abriendo espacio al hidrógeno como alternativa viable frente a los generadores diésel tradicionales”.

A estas ventajas se suma que el hidrógeno resuelve necesidades operacionales que la electrificación a batería no cubre con la misma eficiencia. “Mayor autonomía, tiempos de recarga de menos de 20 minutos, mejor desempeño en climas fríos y capacidad de respaldo energético de mayor duración. Estas ventajas son especialmente relevantes para flotas de buses y camiones que operan rutas intensivas o de larga distancia”, comenta.

RIANNE VRIEND, coordinadora de empresas del programa Partners for International Business (PIB) – The Green Energy Corridor Chile-The Netherlands

Desde el ámbito académico, Víctor Pérez, de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, plantea que el hidrógeno verde Por otra parte, Víctor Pérez, académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, menciona que el hidrógeno verde y sus derivados están encontrando espacio en ámbitos como el transporte

Misión tecnológica a España, en el marco de la gestión de la AGCID.

“

Industrias como la minería, la química, el transporte pesado, el transporte marítimo y la siderurgia requieren grandes cantidades de energía y procesos a altas temperaturas que no pueden sustituirse fácilmente sólo con electricidad renovable”, Rianne Vriend

de faena y equipos auxiliares, destacando “la locomotora a hidrógeno de Antofagasta Minerals en el tramo Mejillones-Antofagasta vía FCAB, la grúa horquilla a hidrógeno de Anglo American en Las Tórtolas y los camiones de motor agnóstico que esta última desarrolla junto a Komatsu, concebidos para transitar del diésel al dual, al eléctrico y al hidrógeno sin perder la inversión en el chasis”.

“Aguas arriba, el caso más maduro es el amoníaco verde para explosivos

que impulsa Enaex, orientado a sustituir sus 350 mil t/año de importaciones grises y a reducir el Alcance 3 de sus clientes mineros. En calor industrial y distribución, el piloto H2GN de GasValpo en Coquimbo abre una ruta propia.

Y quedan las trayectorias analíticamente abiertas: la aviación (SAF), el transporte marítimo y el bunkering portuario mediante metanol y derivados sintéticos, además del rol del metanol y el HVO como combustibles drop-in dentro de la estrategia de hibridación agnóstica

En sectores como la salmonicultura, la logística y el transporte pesado, los costos de combustible, la dificultad de abastecimiento en zonas remotas y la presión por reducir emisiones están abriendo

espacio al hidrógeno”, Isabella Boese

que hoy se consolida en la minería del norte”, asevera el profesor.

Áreas de desarrollo

FERNANDO HENTZSCHEL, gerente de Capacidades tecnológicas de Corfo.

Profundizando en estas oportunidades, Isabella Boese sostiene que el hidrógeno verde comienza a consolidarse en Chile como una solución energética real, aunque selectiva, haciendo hincapié en que la investigación identifica que su punto de entrada más sólido está en soluciones modulares, entre 100 kW y 5 MW de capacidad de electrólisis, aplicadas a sectores con demanda energética concentrada, aislada o dependiente del diésel.

ISABELLA BOESE, asesora técnica para el Programa H2Uppp

“Desde GIZ estamos apoyando un piloto de un bus

a hidrógeno que se incorporará al sistema RED. Esta tecnología ofrece mayor autonomía y tiempos de recarga de solo minutos frente a los buses eléctricos a batería. En carga pesada, el hidrógeno también gana terreno en flotas cautivas de la minería, los puertos y la industria manufacturera”, explica.

En ese contexto, la investigadora identifica otro ámbito con alto potencial: la salmonicultura. “En el sur de Chile existen entre 400 y 500 pontones de alimentación, y cerca de 270 de ellos reúnen las condiciones ideales para incorporar soluciones de hidrógeno modular”, menciona la investigadora.

Asimismo, la especialista resalta que “el hidrógeno también se podría perfilar como respaldo energético estratégico en centros de datos, telecomunicaciones, observatorios astronómicos y turismo de alta gama instalados en zonas aisladas, donde la continuidad del suministro eléctrico es crítica”.

A estas aplicaciones se suman otras oportunidades identificadas

por Fernando Hentzschel, quien visualiza espacios de desarrollo en áreas como “la producción de fertilizantes, proyectos como Comasa que permitirá contar con fertilizantes que podrían llegar a ser un tercio más baratos que las alternativas importadas. En marzo de 2026 anunciamos el financiamiento de US$6 millones para el desarrollo de un proyecto de hidrógeno en el sector logístico que conecta la Región Metropolitana con los principales puertos de la Región de Valparaíso, que es parte de la estrategia de Corfo para promover la creación de Anillos Industriales, integrando producción, almacenamiento, distribución y consumo de este energético en sectores productivos intensivos en transporte y logística”.

ENRIQUE O’FARILLJULIEN, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Cooperación Internacional para el Desarrollo.

Internacional para el Desarrollo (AGCID). Su director ejecutivo, Enrique O’Farrill-Julien, relata que desde 2021 la institución ha realizado esfuerzos por apoyar la industria del Hidrógeno Verde en nuestro país, a través de la negociación y ejecución de proyectos de cooperación internacional en diversas aristas, y por medio de distintos mecanismos con socios estratégicos de cooperación para Chile.

Entre las iniciativas impulsadas por la institución destaca que, en mayo de 2021, a través del Fondo Bilateral para el Desarrollo en Transición, suscrito entre la Dirección General de Asociaciones Internacionales de la Unión Europea y la AGCID, se lanzó un concurso de cofinanciamiento de estudios de preinversión de proyectos de hidrógeno verde, que tenía como finalidad acelerar el desarrollo de iniciativas y activar la industria de este energético en Chile.

Junto con los esfuerzos impulsados por Corfo, otra institución que ha contribuido al desarrollo de este energético es la Agencia Chilena de Cooperación

Posteriormente, en junio de 2024, financiado por el Fondo Mixto de Cooperación Triangular Chile-España, nuestro país lanzó el “Explorador de Hidrógeno Verde”, una herramienta de análisis online y gratuita que permite evaluar la viabilidad de proyectos de producción de hidrógeno verde en Chile, que se actualizará periódicamente con nuevos datos y potenciales hasta 2030, facilitando la evaluación de este tipo de proyectos en Chile.

VÍCTOR PÉREZ, académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez.

BESS:

El desafío de integrar almacenamiento para un

sistema eléctrico flexible

y estable

Elena, planta de almacenamiento con baterías de Grenergy

LA CRECIENTE INCORPORACIÓN DE BATERÍAS EXIGE ADAPTAR LA OPERACIÓN, LA MODELACIÓN Y EL MARCO REGULATORIO PARA RESPONDER A UNA RED CON MAYOR PARTICIPACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES Y RECURSOS BASADOS EN INVERSORES.

LLa expansión de los sistemas de almacenamiento en base a baterías (BESS) está modificando la forma en que se planifica y opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su incorporación permite aprovechar excedentes renovables y desplazar energía hacia los momentos de mayor necesidad, pero también plantea desafíos en materia de control, estabilidad, modelación y regulación, en un sistema con una creciente presencia de recursos basados en inversores.

De acuerdo con un documento elaborado por Colbún para Revista ELECTRICIDAD, “la presencia de sistemas de almacenamiento en base a baterías en el Sistema Eléctrico Nacional está aumentando de manera acelerada”. La compañía destaca que, según información de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los proyectos BESS en operación, construcción, prueba y declarados en construcción suman más de 10 mil MW, cerca de un 25% de la capacidad instalada del SEN. En el caso de Colbún, la empresa se encuentra

construyendo y poniendo en marcha dos parques BESS por un total de 456 MW y 1.824 MWh.

“Los BESS permiten gestionar de mejor manera los excedentes de generación renovable, reduciendo vertimientos y desplazando energía hacia los horarios en que el sistema más la necesita”, destaca Colbún. La generadora agrega que esto “mejora la eficiencia de la infraestructura existente y aporta flexibilidad operativa”. Al mismo tiempo, advierte que “la incorporación de almacenamiento a gran escala plantea desafíos técnicos relevantes”, especialmente para integrar estos activos a la programación y coordinación del sistema.

Desde una mirada técnica, Jaime Solari, líder del Sector Energía para Latinoamérica de SLR Consulting, sostiene que “los desafíos han evolucionado desde aspectos puramente energéticos hacia temas de comportamiento y operación de sistemas eléctricos con alta penetración renovable”. La integración masiva, explica, exige “coordinar ciclos de carga y descarga, validar modelos dinámicos, verificar la respuesta ante contingen-

Los desafíos han evolucionado desde aspectos puramente energéticos hacia temas de comportamiento y operación de sistemas eléctricos con alta penetración renovable”, Jaime Solari, líder del Sector Energía de SLR Consulting para Latinoamérica

DAVID RUIZ DE ANDRÉS, CEO de Grenergy.

cias y asegurar que la operación no agrave congestiones locales o zonales”.

Según Solari, los operadores exigen “representaciones detalladas de inversores, controles, limitaciones operativas y estrategias de gestión del estado de carga”. Además, menciona que, en sistemas con baja inercia, los BESS asumen un rol creciente en “estabilidad de frecuencia, respuesta rápida ante contingencias y soporte dinámico de tensión”.

Por su parte, David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy, destaca el rol del almacenamiento en Chile y la región: “Hoy somos uno de los 3 primeros inversores internacionales en Chile. Con Elena, la planta de baterías más grande de América, estamos impulsando un hub en el norte basado en energía limpia y competitiva para la industria y para todos los chilenos”.

Para el ejecutivo de la multinacional española, el proyecto impactará de manera positiva en otro de las iniciativas de la compañía en el país: “Ese hub será la base de Atacama Data, el data center que desarrollamos en el norte dentro de nuestra plataforma GR Data, con la que buscamos atraer cerca de US$25.000 millones en inversión directa al país”.

Más allá del desarrollo de nuevos proyectos, Rodrigo Moreno, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, director del Centro de Energía Enlace y líder del Grupo Energía del ISCI, sostiene que el almacenamiento cambia “de forma

JAIME SOLARI, líder del Sector Energía de SLR Consulting para Latinoamérica.

Primeras baterías

Tesla para el proyecto

Celda Solar de Colbún.

“Con Elena, la planta de baterías más grande de América, estamos impulsando

un hub en el norte basado en energía limpia y competitiva para la industria y para todos los chilenos”, David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy.

profunda” la operación del sistema. “El estado de carga vincula lo que ocurre en una hora con lo que puede ocurrir en las siguientes”, explica. A ello se suma que “una misma batería traslada energía en el tiempo, presta servicios complementarios y aporta flexibilidad”, lo que “nos obliga a co-optimizar energía y servicios complementarios de manera conjunta”.

La estabilidad de la red es uno de los principales desafíos. Moreno sostiene que “es necesario aprovechar la capacidad de los BESS para ‘formar red’, aportando inercia sintética

y fortaleza de red”. El norte de Chile resulta especialmente relevante, “por tratarse de una zona eléctricamente débil y con altísima concentración de electrónica de potencia”.

Sin embargo, el académico resalta que las baterías no resuelven por sí solas el problema. “Hay que complementarlas con otros equipos, como los condensadores sincrónicos, y entender mejor cuál es la composición correcta de un portafolio que integre varias tecnologías”, afirma Moreno, subrayando que “el desafío de fondo es de portafolio, no de instalar un solo tipo de equipo”.

En ese contexto, los inversores grid-forming adquieren importancia. “A diferencia de los grid-following, que necesitan una red fuerte como referencia, los primeros imponen activamente magnitud y ángulo de tensión”, menciona Rodrigo Moreno.

RODRIGO MORENO, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez y director del Centro de Energía Enlace.

Sin embargo, el académico advierte que “no es una solución mágica. Persisten desafíos de sintonización de controles y de interacción entre múltiples unidades operando en paralelo”. Para SLR, además, los estándares de inversores GFM y GFL todavía están en desarrollo en Chile. Manuel Merlino, líder de Energy Advisory de SLR Consulting en Latinoamérica, considera que “la guía publicada en 2025 sobre requisitos técnicos mínimos para recursos basados en inversores grid-forming constituye un paso relevante para avanzar en su implementación en el país”.

MANUEL MERLINO, líder de Energy Advisory de SLR Consulting en Latinoamérica.

siendo una de las principales brechas. Moreno afirma que existe “una brecha importante para representar adecuadamente el comportamiento dinámico de los BESS. Representar bien esos fenómenos exige simulación electromagnética (EMT), mucho más costosa y difícil de aplicar a sistemas completos”, explica. Además, los fabricantes entregan modelos de “caja negra”, propietarios y difíciles de validar, por lo que “se necesitan modelos validados, interoperables y estandarizados”.

A ello se suma, según el académico, una separación entre la planificación económica y los estudios de estabilidad El académico identifica también una separación entre la planificación económica y los estudios de estabilidad: “Los modelos con que planificamos y operamos económicamente el sistema y los modelos con que estudiamos su estabilidad viven en mundos separados”. El desafío es “acoplar optimización y simulación, incorporando métricas de estabilidad y resiliencia directamente en las decisiones”.

La modelación sigue

La expansión del almacenamiento requiere nuevas señales regulatorias y económicas. Colbún plantea que “el desafío ya no es únicamente desarrollar proyectos de almacenamiento, sino también contar con un marco regulatorio

“Los modelos con que planificamos y operamos económicamente el sistema y los modelos con que estudiamos su estabilidad viven en mundos separados”, Rodrigo Moreno, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez y director del Centro de Energía Enlace.

que permita capturar plenamente el valor que estos activos aportan al sistema”. La compañía considera necesario contar con “reglas claras para la participación de los BESS en la provisión de servicios complementarios”.

En la misma línea, Moreno coincide en que se necesitan “requisitos claros en la normativa, modelos validados y señales de mercado que remuneren estos servicios de estabilidad”. Sin ese marco, sostiene, “la tecnología por sí sola no se despliega donde el sistema la requiere”.

Para Colbún, los BESS son “uno de los habilitadores centrales de la

segunda etapa de la transición energética chilena”. La empresa sostiene que el desafío consiste en “integrar y gestionar esa energía” y responder a las exigencias de robustez que impone la expansión renovable.

Hacia adelante, Merlino proyecta “la consolidación de los controles

Grid-Forming”, la integración de múltiples servicios en tiempo real y una mayor sofisticación en la modelación y operación digital. El cambio conceptual, afirma, es que “los BESS dejarán de considerarse únicamente como activos de generación para ser diseñados como componentes estructurales de la red eléctrica”.

Proyecto BESS Diego de Almagro Sur II de Colbún.

ÁNGELA CASTILLO

CARGO : GERENTE DESARROLLO DE NEGOCIOS

ORGANIZACIÓN : SKAVA CONSULTING

RUBRO : INGENIERÍA

LOCACIÓN : SANTIAGO, CHILE

Ángela Castillo es ingeniera civil industrial de la Universidad del Desarrollo, donde también obtuvo un magíster en Gestión Ambiental de la misma casa de estudios. Cuenta con más de 15 años liderando equipos y gestionando negocios en energía, minería y consultoría. Experta en desarrollo de estrategias comerciales, negociación de contratos complejos y transformación de modelos de negocio. Durante su trayectoria profesional ha sido reconocida por impulsar crecimiento, innovación y sostenibilidad en empresas multinacionales.

FOTO: GENTILEZA ÁNGELA CASTILLO.

“ Para mí, el desafío técnico y el de equidad van de la mano,

no se resuelven por separado”

Ángela Castillo, gerente Desarrollo de Negocios, Skava Consulting:

LA EJECUTIVA ANALIZA EL AVANCE DE LA PARTICIPACIÓN FEMENINA

EN LA INDUSTRIA, EL APORTE DEL TRABAJO COLABORATIVO Y LAS CONDICIONES NECESARIAS PARA IMPULSAR EL DESARROLLO DEL SECTOR ENERGÉTICO.

Con más de 15 años de trayectoria en los sectores de energía, minería y consultoría, Ángela Castillo, ingeniera civil industrial de la Universidad del Desarrollo, se desempeña como gerente de Desarrollo de Negocios en Skava Consulting. A lo largo de su carrera ha liderado equipos, impulsado el desarrollo de negocios y proyectos complejos, además de promover iniciativas de innovación y transformación digital.

En conversación con Revista

ELECTRICIDAD, la ejecutiva reflexiona sobre los desafíos que ha enfrentado durante su carrera en el sector energético, los avances en materia de participación femenina y las brechas que aún persisten. Asimismo, aborda el rol de organizaciones como la Asociación de Mujeres en Energía (AME) en la promoción del liderazgo femenino y plantea que la transición energética y la equidad de género deben avanzar de manera conjunta para responder a los desafíos que enfrenta la industria.

“

Con más de 15 años en esto, aprendí que la claridad técnica no basta, y que también se puede aprender: hay que conocerse a una misma, saber priorizar y tener claro hacia dónde uno quiere ir”.

¿Cuáles han sido los principales desafíos y aprendizajes que le ha dejado el sector energético?

Ha sido un camino lleno de aprendizajes y resiliencia, momentos buenos y otros no tanto. Los estereotipos de género arraigados, la discriminación o simplemente no tener modelos femeninos a quién mirar fueron parte de los desafíos más duros al inicio de mi carrera.

Con más de 15 años en esto, aprendí que la claridad técnica no basta, y que también se puede aprender: hay que conocerse a una misma, saber priorizar y tener claro hacia dónde uno quiere ir. Y algo que tengo muy internalizado es que no existe un liderazgo superior a otro, sino que hay que encontrar el equilibrio entre estilos y personas.

¿Cómo evalúa la evolución de la participación de las mujeres en la industria energética durante la última década?

Hemos avanzado muchísimo, y eso me llena de orgullo. Hoy veo cada vez más mujeres liderando proyectos de infraestructura y soluciones sostenibles, algo que hace diez años era mucho menos común. Todavía existen brechas, no puedo decir que ya llegamos, pero lo bonito es ver cómo las mujeres líderes de este sector estamos desafiando normas y estereotipos, abriendo ca-

mino para que otras sigan sus pasos. Y ahí va mi frase de siempre: si crece una, crecemos todas. Cada avance individual termina siendo un avance colectivo.

¿Cuáles son los principales desafíos que enfrenta hoy el sector y cuáles serán las prioridades para los próximos años?

A medida que avanzamos hacia un futuro con más equidad, tenemos que seguir desafiando esos estereotipos de género y fomentar que más mujeres participen activamente en industrias que históricamente han sido masculinizadas. Y en paralelo, el sector tiene un desafío técnico enorme: acelerar la transición energética. Chile tiene un potencial increíble para las renovables y nuevas tecnologías, pero para aprovecharlo de verdad necesitamos unir criterios entre lo público y lo privado. Para mí, el desafío técnico y el de equidad van de la mano, no se resuelven por separado.

Tras el crecimiento que ha experimentado AME en los últimos años, ¿cuáles son los principales desafíos para seguir fortaleciendo la participación femenina en la industria?

Creo que el desafío es no perder esa esencia de trabajar en red y de forma sinérgica a medida que crecemos. Tener un equipo y una comuni-

dad en la que puedas confiar y sentir que perteneces no solo te motiva, también te nutre de otras miradas que enriquecen todo lo que hacemos. Por eso insisto tanto en ser generosas entre nosotras: compartir lo que sabemos, ayudarnos, ponernos en el lugar de la otra sin juzgar. Al final, esa es la razón de ser de AME, y por eso siempre digo: si crece una, crecemos todas. Cuando le va bien a una compañera, mi camino también se hace más fácil.

¿Qué consejo les daría a las jóvenes profesionales que hoy están iniciando su carrera en el sector energético?

Lo primero: aprendan a trabajar en red, apóyense, rodéense de gente que suma. A mí me ha ayudado muchísimo tener grupos de mujeres que me acompañan y me hacen sentir más segura en el camino. No tener claro qué es lo que quieres es como caminar en medio de la niebla, sin saber si vas por buen camino ni qué obstáculos vas a encontrar; por eso es tan importante tener una idea clara de hacia dónde quieres ir, y métricas para saber si lo que estás haciendo está funcionando. Es importante también poner límites y no tener medio a opinar o decir que no. Y sobre todo, sean generosas entre ustedes. Si a otra mujer le va bien, a ti también te va mejor, porque abre camino.

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 : Sistema de Almacenamiento de Energía Águila Andina

Titular : Aguila Andina SpA

Inversión : US$224 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción y posterior operación de un sistema de almacenamiento de energía eléctrica a efectuarse mediante baterías del tipo BESS (por sus siglas en inglés Battery Energy Storage System) con una capacidad máxima de 800 MWh por 4 horas y una potencia nominal de 200 MW, con su infraestructura complementaria necesaria, esto es, una subestación elevadora de 33/220 kV, una línea de Alta Tensión de 220 kV, un camino de acceso de 6 m de ancho y áreas para las instalaciones temporales y permanentes.

El proyecto captará energía desde la Subestación Eléctrica Agua Amarga.

Nombre : Planta Solar El Cardonal

Titular : Planta Solar El Cardonal SpA

Inversión : US$20 millones

DESCRIPCIÓN: El objetivo del proyecto es la generación de energía eléctrica a partir de la energía solar, a través de una Planta Solar cuya potencia máxima a inyectar a la red de distribución es 5 MW AC durante el día. Mientras que de noche se inyectará 5 MW por medio del Sistema de Almacenamiento de Baterías (BESS).

El proyecto se ubicará en la comuna de San Javier, cercano a líneas de distribución eléctrica existentes y de fácil acceso, situación que favorece la implementación de la planta, puesto que permitirá la inyección de la energía al Sistema eléctrico Nacional (SEN).

Nombre : Parque Fotovoltaico El Tepual Norte

Titular : Energía Renovable

Platino SpA

Inversión : US$15 millones

DESCRIPCIÓN: Este parque solar estará conformado 25.536 módulos solares distribuidos en un área de 25,58 hectáreas, alcanzando un potencial nominal de 18,13 MW. Los módulos se agruparán en strings y estarán conectados a una estación de transformación que incluirá inversores y transformadores, encargados de evacuar la energía alterna generada.

El Proyecto se conectará a las redes de distribución local, específicamente al interior del cierre perimetral se encuentra el punto de conexión que forma parte del alimentador “Tepual”, el cual llega a la subestación “Melipulli.

Nombre : Planta Fotovoltaica Perico

Titular : CLD Generación 3 SpA Inversión : US$13,24 millones

DESCRIPCIÓN: Consiste en la construcción, operación y cierre de una central solar fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio tipo BESS (Battery Energy System Storage). Esta planta solar instalará una potencia fotovoltaica de 6 MWp con una inyección al sistema de 9 MW en horarios nocturnos mediante capacidad de almacenamiento diurno de energía, traspasando la energía diurna a respaldo nocturno. Para la producción de energía utilizará 9.128 unidades de paneles fotovoltaicos de 660 Wp de potencia nominal.

Nombre : Modificación Parque Fotovoltaico Lucía Solar”

Titula : CVE Proyecto Treinta y Cuatro SpA

Inversión : US$10 millones

DESCRIPCIÓN: El objetivo del proyecto es optimizar el sistema de evacuación de energía del parque fotovoltaico previamente aprobado. En este contexto, se propone aumentar la tensión de la línea eléctrica soterrada de Media Tensión interna del parque fotovoltaico, pasando de 23 kV

a 33 kV. Asimismo, se plantea modificar el trazado de la línea de interconexión soterrada originalmente en 23 kV, elevando su tensión a 110 kV. Finalmente, se considera la reubicación de la subestación elevadora, manteniendo íntegramente su funcionalidad dentro del sistema de conexión del proyecto.

Designaciones

JULIO FRIEDMANN | ENAP

Enap confirmó la continuidad de Julio Friedmann como gerente general, luego que el directorio ratificara su permanencia en el cargo. El ejecutivo, ingeniero civil de la Universidad de Chile y magíster del MIT, lidera la empresa desde noviembre de 2022. Su trayectoria incluye cargos ejecutivos en Enap, además de responsabilidades en empresas internacionales como Alstom y General Electric, ligadas a los sectores de energía e infraestructura.

XIMENA RINCÓN | HYVOLUTION

Hyvolution Chile 2026 informó que la ministra de Energía, Ximena Rincón, asumirá la presidencia honoraria de la cuarta edición del evento, que se realizará entre el 1 y el 3 de septiembre en Santiago. La secretaria de Estado encabezará la nueva versión que reunirá a representantes del sector para abordar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde. Desde la organización destacaron que la designación ocurre en un contexto marcado por el avance de proyectos y los desafíos asociados a permisos, infraestructura y financiamient

GONZALO ATÁN | GRENERGY

Grenergy incorporó a Gonzalo Atán como managing director de Data Centers en Chile, en el marco del desarrollo de GR Data, su nueva plataforma de infraestructura digital. El ejecutivo cuenta con más de 20 años de experiencia en telecomunicaciones, TI y centros de datos, y ha ocupado cargos de liderazgo en empresas como Telefónica, Samsung, Huawei, Entel, Nabiax y NextStream. Además, participó en la creación de la Asociación Chilena de Centros de Datos

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

JORGE SILVA | UNIVERSIDAD DE CHILE

La Universidad de Chile promovió a Jorge Silva a Profesor Titular, la máxima jerarquía de su carrera académica. El investigador principal del Centro Avanzado en Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la USM y académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica (DIE) de la U. de Chile, lidera el Grupo de Investigación en Sistemas de Información y Decisión. Su trayectoria incluye 63 artículos científicos, 54 publicaciones en conferencias internacionales y la formación de 27 estudiantes de postgrado.

CÉLINE ASSÉMAT | DNV

DNV designó a Céline Assémat como Head of Section de Energy Markets Analytics LATAM, cargo desde el cual liderará el análisis de los mercados energéticos en América Latina. Asume esta función tras desempeñarse como Regional Practice Lead, Power Price Forecast. Con más de una década de experiencia en el sector, fue directora de Acera A.G. y anteriormente trabajó en Antuko. Es ingeniera eléctrica de CentraleSupélec y posee un Master of Science en Electric Power Engineering de Kungliga Tekniska Högskolan, Suecia.

RAIMUNDO VICENT WOODYATT | CARGAFACILEV

CargaFácilEV anunció la incorporación de Raimundo Vicent Woodyatt como Country Manager para Chile. El ejecutivo será responsable de liderar el desarrollo de la operación de la compañía en el país y fortalecer relaciones con distintos actores vinculados a la infraestructura de recarga para vehículos eléctricos. Vicent cuenta con experiencia en el desarrollo de proyectos comerciales y en el ecosistema de la electromovilidad, enfocándose en soluciones de carga para el mercado chileno.

COPEC ADQUIERE SU SEGUNDO

PARQUE FOTOVOLTAICO A GRAN

ESCALA Y PLANEA INCORPORARLE

SISTEMA DE ALMACENAMIENTO

La compañía anunció la adquisición del proyecto La Huella a Clean Capital Energy (CCE), incorporando así su segundo activo de generación renovable de gran escala. La planta está ubicada en la comuna de La Higuera, Región de Coquimbo, una de las zonas con mayor radiación solar del planeta.

La Huella ya se encuentra en operación y tiene una capacidad instalada de 87 MWp, con una generación anual estimada de 200 GWh, suficiente para abastecer el consumo eléctrico de cerca de 90.000 hogares chilenos. Asimis-

ACERA Y SER-CAP

FIRMAN ALIANZA

PARA POTENCIAR PROGRAMA “ENERGÍA

AL ALCANCE DE TODOS”

Según el Estudio de Fuerza Laboral para la Transición Energética, elaborado por el Ministerio de Energía y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Chile requerirá entre 12.000 y 27.000 nuevos trabajadores técnico-profesionales y universitarios durante la próxima década para responder a las necesidades y desafíos que plantea la transición energética. En este escenario, fortalecer las capacidades técnicas y especializadas se convierte en un reto estraté-

mo, permite evitar la emisión de aproximadamente 155.000 toneladas de CO2 al año. Adicionalmente, Copec contempla incorporar a La Huella un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), que permitirá almacenar la energía generada durante las horas de mayor radiación solar para entregarla al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en los momentos de mayor demanda, aportando mayor flexibilidad y eficiencia a la red.

gico para el desarrollo del sector.

Como parte de esta nueva etapa, Acera incorporó a SER-CAP como plataforma especializada para la gestión académica y operativa del programa, fortaleciendo su implementación y ampliando su alcance. Esta colaboración quedó formalizada mediante la firma de un Memorándum de Entendimiento (MoU), que permitirá desarrollar futuras iniciativas de formación y educación continua.

SUBESTACIÓN MÓVIL DE HITACHI

ENERGY BUSCA FORTALECER

RESILIENCIA DE LA RED ELÉCTRICA EN LA REGIÓN METROPOLITANA

eléctrico y mejorar los tiempos de recuperación ante interrupciones.

La multinacional, de origen japonés y suizo, energizó una nueva conexión a la red para fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico en la Región Metropolitana, contribuyendo a asegurar un suministro confiable en uno de los principales centros urbanos del país.

La solución proporcionará respaldo estratégico frente a contingencias, trabajos de mantenimiento y futuras necesidades de expansión, permitiendo mantener la continuidad del servicio

A diferencia de las instalaciones fijas convencionales, esta unidad fue desarrollada bajo el portafolio Grid-eXpand®, una gama global de soluciones modulares y prefabricadas que permiten expandir la capacidad de la red de manera rápida, sencilla y eficiente. Este tipo de soluciones responde a la creciente necesidad de contar con redes más flexibles y resilientes, en un contexto de aumento sostenido de la demanda eléctrica y mayor complejidad operativa del sistema energético.

SIEMENS ENERGY ANUNCIA

QUE UNIFICARÁ SUS NEGOCIOS BAJO UNA

NUEVA MARCA

Tras la división de Siemens AG en 2020 y el desarrollo de la compañía durante los últimos años, Siemens Energy anunció que está comenzando los preparativos para la transición hacia una marca independiente. Según explicaron, este movimiento se basa en el acuerdo de licencia por tiempo limitado que regula el uso de la marca actual.

En el futuro, las entidades actuales Siemens Energy y Siemens Gamesa Renewable Energy se unirán bajo un único nombre y paraguas de marca: Omterra. Está previsto que el proceso de cambio de marca comience a finales de este

año y se implemente de forma escalonada.

“Desde nuestra división, ha estado claro que la marca bajo licencia Siemens Energy estaría a nuestra disposición por un período limitado. Hoy en día, nuestra empresa está bien posicionada estratégica, operativa y financieramente. En este contexto, y dado que el acuerdo actual de marca tiene un límite de tiempo, ahora es el momento adecuado para comenzar la transición hacia nuestra propia marca independiente”, afirmó Christian Bruch, CEO de Siemens Energy.

B2B MEDIA GROUP

• Gerente General:

Cristián Solís A.

E-mail: csolis@b2bmg.cl

• Gerente Comercial:

Sebastián Schultz

E-mail: sschultz@b2bmg.cl

• Control y Gestión

Comercial: Isabel Díaz

E-mail: idiaz@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.

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