Informe Técnico
Revisión del DS 13: Termoeléctricas en alerta
Entrevista a David López, gerente País Chile de Redinter y gerente general de TEN
Reportaje Infraestructura eléctrica frente al cambio climático
DESCARBONIZACIÓN DE LA MATRIZ ELÉCTRICA:
Plan de
Integrando fuentes renovables para la próxima era de energía sostenible.
Reportaje Central Descarbonización de la matriz eléctrica: Plan de salida
Entrevista Central David López, gerente País Chile de Redinter y gerente general de TEN
04 Editorial
13 Columna Miguel Iglesias, CEO de Enegyasset
24 Reportaje Para agilizar la evaluación ambiental de los proyectos de transmisión
27 Actualidad Enel inicia operación comercial de sistema BESS en la RM
Expertos analizan la amenaza de ciberataques a infraestructura crítica
Análisis
Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de
Análisis
Hernán Cáceres, director de Lithium I+D+i de la UCN
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Como en todo viaje en la vida, el rumbo puede cambiar de un momento a otro. Este ha sido el caso de la matriz energética nacional de Chile, que en 2019 decidió, mediante un acuerdo voluntario público-privado, iniciar su ruta definitiva hacia la descarbonización. Han pasado cinco años desde este hito y los avances son evidentes. A inicios de 2019, antes del acuerdo, existían 28 unidades termoeléctricas a carbón con una capacidad total de 5,5 GW. Hasta la fecha, se han retirado 11 de ellas, que suman 1,7 GW, y se estima que para 2026 habrá otras nueve unidades disponibles para retiro o reconversión, totalizando 2,2 GW.
Este recorrido se ha caracterizado por la gradualidad y progresividad en la implementación de este compromiso nacional, con una meta establecida al año 2040. Se trata, sin embargo, de un objetivo intermedio, ya que es un peldaño hacia un logro superior: alcanzar la carbono neutralidad a mediados de siglo.
Hoy, la travesía ha entrado en una nueva etapa con el proceso de consulta pública del Plan de Descarbonización, marcando así el inicio de la recta final en la definición de esta
“
Desde la industria, la evaluación del instrumento en consulta es en general positiva, destacando el consenso y el carácter participativo que han caracterizado su proceso de elaboración”.
hoja de ruta. Desde la industria, la evaluación del instrumento en consulta es en general positiva, destacando el consenso y el carácter participativo que han caracterizado su elaboración.
No obstante, también se identifican áreas de mejora. Por ejemplo, algunos gremios han señalado que se requiere un mejor tratamiento hacia las obras de transmisión eléctrica, junto con la necesidad de optimizar la visibilidad de los PMGD en la operación del sistema, mientras que otros han advertido que las medidas de flexibilidad no deberían generar mayores costos.
Con todo, el país, en su proceso de descarbonización, con sus hitos alcanzados y las brechas aún por superar, sigue avanzando hacia buen puerto.
CON UNA UNA HOJA DE RUTA EN CONSULTA PÚBLICA, AVANZA
TERMOELÉCTRICAS A CARBÓN EN EL PAÍS A 2040.
La generación termoeléctrica a carbón continúa su retirada en el país. A la fecha, ya se han retirado once de las 28 unidades de esta tecnología que había a inicios de 2019. Es decir, de los 5,5 GW de capacidad térmica a carbón ese año, se han desconectado 1,7 GW (ver tabla 1) y en el mediano plazo se espera continuar con el proceso.
Todo lo anterior, para llegar a la meta del retiro total de estas unidades a 2040, tal como se estableció en el acuerdo voluntario entre las empresas generadoras y el gobierno, en 2019.
Ahora, este proceso entró en una segunda etapa, luego de que el viernes 8 de noviembre se inició el periodo consulta pública del Plan de Descarbonización, proceso que se extenderá hasta el 16 de diciembre de 2024.
En el presente reportaje, recogemos las visiones de distintos actores de la industria y
de la institucionalidad respecto a los avances en el proceso de descarbonización de la matriz eléctrica chilena.
Desde el Ministerio de Energía estiman que la evaluación de lo avanzado en este camino ha sido positiva. “Desde su origen, el acuerdo voluntario entre empresas y gobierno, acompañado de una mesa de diálogo multiactor para definir responsablemente un cronograma inicial de retiro para los primeros años, da muestras de que existió una voluntad real de las distintas partes para avanzar hacia la carbono neutralidad de manera gradual, pero decidida”, señalan.
De igual manera, en la cartera se recalca la “gradualidad y progresividad” en la implementación de este compromiso. “La búsqueda de un atributo −en este caso, sistema bajo en emisiones− no debe significar la merma de otros que son igualmente relevantes y que repercuten en el bienestar social, el desempeño productivo y la competitividad país, por ejemplo, la eficiencia, seguridad y resiliencia del sistema energético”, agregan.
Próximos retiros
El Plan de Descarbonización, hoy en consulta pública, traza una hoja de ruta para alcanzar un sistema eléctrico descarbonizado eficiente, seguro y resiliente, con el objetivo
DESCARBONIZACIÓN DE LA MATRIZ ELÉCTRICA:
de proveer las condiciones habilitantes que permitan prescindir del carbón y avanzar de manera más acelerada hacia un matriz eléctrica baja en carbono.
Con ese fin, contiene 45 medidas para impulsar un retiro o reconversión ordenada y eficiente de las centrales a carbón, que se agrupan en cuatro ejes: Desarrollo urgente de proyectos energéticos para la descarbonización nacional; Transmisión eléctrica como habilitante para el carbono neutralidad; Operación de corto plazo segura y flexible en un sistema eléctrico altamente renovable; y Robustecimiento del mercado de largo plazo y promoción de electrificación limpia de la demanda.
Según el Ministerio de Energía, este documento preliminar tiene como foco establecer las condiciones de esta segunda fase. “La concreción efectiva del retiro de al menos nueve centrales que podrán estar disponibles para ser retiradas o reconvertidas antes de terminar 2026 está sujeta a la capacidad del sistema eléctrico y de la infraestructura asociada”, afirman desde la cartera.
“Por tanto, este plan aborda las brechas identificadas para concretar el retiro y reconversión de centrales a carbón, asociado principalmente a: modelo de los mercados energéticos y sus incentivos para incorporar flexibilidad y nuevas tecnologías a la red; la agilidad para concretar el desarrollo de infraestructura habilitante relacionadas a la transmisión y sistemas de almacenamiento, entre otras; y las condiciones para que combustibles de transición, como el gas natural (GN), aporten entregando flexibilidad y seguridad al sistema”, añaden.
Con respecto a este último punto, Carlos Cortés, presidente ejecutivo de AGN Chile, afirma que “el reconocimiento dado al gas natural en este plan reafirma lo que indica la evidencia local e internacional, junto con diversos estudios técnicos: el GN permite apoyar el proceso de transformación de la matriz chilena, otorgando seguridad de
“Observamos con cautela cómo se desarrollarán en específico algunas modificaciones fundamentales para la transmisión. En particular, seguiremos monitoreando atentamente las medidas que puedan impactar los atributos de seguridad y calidad de servicio, aspectos que consideramos prioritarios en el funcionamiento del sistema de transmisión”, Transmisoras de Chile.
suministro, facilitando la operación a precios competitivos y reduciendo emisiones por sustitución de otros energéticos altamente contaminantes”.
Al respecto, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), comenta que “entendemos el enfoque del uso del gas natural como combustible en la transición, siempre y cuando sea todo lo flexible que la matriz requiera, para que su empleo en la generación eléctrica nunca le reste espacio a la generación de energías renovables y al uso del almacenamiento, cuando estos estén disponibles en el sistema eléctrico”.
En esa línea, precisa que es relevante “asegurar que la flexibilidad en el uso de máquinas térmicas sea adecuadamente auditada y remunerada, de forma tal que el desgaste de las máquinas térmicas flexibles se remunere en su justo valor”.
“Para poder terminar de retirar todo el parque generador a carbón es necesario disponer de alternativas seguras que puedan reemplazar los atributos que éste presta. Esto es muy relevante, porque la generación renovable tiene importantes desafíos con el fin de expandirse en las magnitudes que se requieren”, Carlos Cortés, presidente ejecutivo de AGN Chile.
El retiro de las unidades termoeléctricas a carbón, pese a ser gradualidad, ya ha mostrado impactos positivos en términos ambientales.
Carlos Benavides, investigador y docente del Centro de Energía de la Universidad de Chile, comenta que las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del sector de generación eléctrica en el país provienen principalmente de las centrales a carbón y gas natural.
“En 2022, las emisiones de las centrales a carbón fueron aproximadamente 15,5 millón tCO2e, lo cual representa un 68% de las emisiones del sector generación y un 15% con respecto a las emisiones nacionales. Mientras que en 2023, las emisiones fueron aproximadamente 11,3 millones tCO2e, lo que corresponde a un 63% de las emisiones del sector generación y un 11% de las emisiones nacionales”, explica el especialista.
Con todo, el Plan de Descarbonización ha tenido en general una valoración positiva por parte de la industria eléctrica.
La Asociación de Transmisoras de Chile
A.G, estima que este instrumento es “una hoja de ruta colaborativa que promueve la colaboración público-privada y contiene importantes consensos en torno a lo que se requiere para cumplir las metas de carbono neutralidad del país a 2050”. Particularmente en materia de transmisión eléctrica, la entidad gremial considera que el plan contiene “importantes medidas para otorgar mayor certeza y estabilidad a una industria altamente regulada como la nuestra”.
No obstante, a la vez distinguen brechas de mejora: “Por ejemplo, si bien nos parece adecuado que el plan contemple un tratamiento especial para las obras de transmisión estratégicas, permitiendo su identificación y acelerando los permisos necesarios, cree-
mos que esta oportunidad también debería aprovecharse para abordar la totalidad de las obras dentro de la planificación anual, ya que el proceso vigente demora en promedio más de tres años desde las propuestas iniciales hasta la adjudicación de las obras”.
Por su parte, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.), sostiene que “el Plan de Descarbonización es positivamente ambicioso por cuanto propone medidas que van más allá del simple retiro de las centrales a carbón. También incluye propuestas para corregir trabas a la modernización y el desarrollo del sector en distintos ámbitos”.
Sin embargo, advierte que “en la implementación de esas propuestas es necesario asegurar que el beneficio a la ciudadanía no
Tabla 1
sea superado por los costos de llevar adelante el plan propuesto, admitiendo flexibilidad en los hitos de cumplimiento de los objetivos”.
Desde el ámbito de la consultoría, Arturo Brandt, asesor estratégico y Legal Advisor de Cinergia, resalta que el Plan de Descarbonización se abordan temas centrales. Uno de ellos, relacionado con que “hay un amplio consenso entre los especialistas, que es la necesidad de acelerar la tramitación ambiental, haciéndola más eficiente
Central
Termoeléctrica
Tarapacá
Tocopilla
Nueva Tocopilla
NT 01
NT 02
Ventanas
Bocamina
Ventanas 1 Ventanas 2 Bocamina 1 Bocamina 2
Engie
Engie
AES Andes
AES Andes
AES Andes
AES Andes
Enel
Enel
Arturo Brandt, asesor estratégico y Legal Advisor de Cinergia.
Comuna Iquique
Tocopilla
Tocopilla
Tocopilla
Tocopilla
Tocopilla
Tocopilla
Puchuncaví
Puchuncaví
Coronel
Coronel
Estado Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN Retirada. Desconectada del SEN
favoreciendo la descarbonización, tanto en la generación como en la transmisión eléctrica”.
Asimismo, subraya que el documento en consulta pública promueve la creación de incentivos a la inversión privada en infraestructura clave para la descarbonización.
“Creo que es la propuesta es algo genérica, refiriéndose solo a exenciones tributarias, cuando hay más mecanismos para atraer la inversión extranjera. Pero hay que hacer especial mención de las oportunidades que se ofrecen respecto a los mercados de carbono, especialmente en lo referido al artículo 6 del Acuerdo de París, donde aún estamos al debe en aprovechar las oportunidades que ahí se generan para entregar financiamiento a los proyectos de ERNC con sistemas de almacenamiento”, comenta el experto.
La recta final
Se espera que la materialización de las condiciones habilitantes para la descarbonización dentro de esta década dé paso a una tercera fase, de finaliza-
“La entrada de capacidad de generación renovable cuenta con la madurez tecnológica y competitivos costos a nivel mundial; sin embargo, sin las condiciones adecuadas y complementarias por parte del sistema, continuar su integración masiva resultaría cada vez más complejo”, Ministerio de Energía.
ción, a partir de 2030, que permitirá concretar los últimos retiros de centrales y así prescindir del carbón en la matriz eléctrica.
“Hasta el momento, el plan de retiro de las centrales a carbón se ha cumplido de acuerdo con la programación originalmente propuesta e, incluso, algunas centrales han adelantado su retiro. A partir de estos antecedentes, es esperable que la meta de retiro voluntario de centrales a carbón se concrete a más tardar el año 2040”, sostiene Carlos Benavides.
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Miguel Iglesias, CEO de Energyasset
ACTUALMENTE, EN CHILE está en proceso la reducción del límite de potencia requerida para que miles de usuarios puedan acceder al mercado de precios libres. En este segmento, los clientes pueden recibir ofertas con precios, en promedio, 30% más bajos que el mercado regulado, además de experimentar una mejora significativa en la calidad de servicio al comenzar a recibir atención personalizada y servicios innovadores de diversos suministradores de energía.
Entre estas prestaciones se pueden nombrar el análisis dedicado de consumos y buenas prácticas para la mejora de operaciones; ofertas complementarias con soluciones de autogeneración de energía para maximizar ahorros mediante potencial de generación on site, evitando estimular cargos sistémicos; optimización de consumo en horario punta, y gestión de certificados de consumo de energía renovable para acreditar suministro carbono neutral y flexibilidad contractual, entre otras ventajas que aumentan la competitividad de los usuarios y de nuestro país en general. Adicionalmente, en el mercado libre se realizan transacciones de energía que aportan mecanismos para financiar más generación renovable con sistemas de almacenamiento,
Liberar el mercado eléctrico: ventajas para los
al suscribirse contratos de venta de energía de largo plazo entre privados. Esto, en reemplazo de las tradicionales subastas públicas, más escasas y diferidas.
Lo anterior permite acelerar el proceso de diversificación de la matriz energética y avanzar en el siguiente objetivo: construir la capa nacional de almacenamiento y llevar la gran cantidad de energía barata generada durante el día hacia la demanda nocturna, para que, como país, no dependamos de los commodities térmicos (petróleo, gas y carbón), cuyo precio aumenta en porcentajes de tres cifras ante los vaivenes geopolíticos.
Tenemos una gran oportunidad de fortalecer nuestra competitividad permanente a través de una matriz diversa, sostenida por las transacciones en un mercado libre y dinámico, para convertirlo en la base de nuevas décadas de desarrollo para nuestro país.
“
En el mercado libre se realizan transacciones de energía que aportan mecanismos para financiar más generación renovable con sistemas de almacenamiento”.
SIGNIFICATIVAMENTE SU APORTE CONTAMINANTE, DEBERÁN ADECUARSE A LÍMITES DE EMISIÓN MÁS EXIGENTES
PARA MATERIAL PARTICULADO Y ALGUNOS GASES.
POR REVISIÓN DEL DECRETO SUPREMO 13: Termoeléctricas en
Haciendo un símil con aquellas personas tildadas como indeseables, al carbón se le considera hoy un combustible “non grato” por la alta carga contaminante que genera su combustión. De ahí que exista una política de Estado, con una hoja de ruta definida, para eliminar su participación en la matriz eléctrica nacional antes de 2040.
De hecho, el plan de descarbonización (cuya actualización, en proceso, contempla 45 medidas) ya registra avances. Por ejemplo, el 16 de abril pasado fue el último día de operación de la central carbonífera Norgener de AES Andes, ubicada en Tocopilla. Sus dos unidades, que suman 276 MW, fueron desconectadas del Sistema Eléctrico Nacional casi dos años antes de lo inicialmente comprometido (31 de diciembre de 2025). Con su retiro anticipado se evitará el consumo de cerca de 1,2 millones de to-
neladas de carbón y la emisión de hasta 5 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2).
Pocas semanas después, Engie le solicitó a la Comisión Nacional de Energía el cese de operaciones de las centrales termoeléctricas Andina y Hornitos, localizadas en el Complejo Térmico de Mejillones, para el 31 de diciembre de 2025, con lo que dejará de generar electricidad con carbón.
También en pro de seguir reduciendo las emisiones que generan las plantas térmicas, el Ministerio del Medio Ambiente (MMA) elaboró un anteproyecto de revisión del Decreto Supremo N°13 (DS 13 - 2011) para establecer límites más estrictos para material particulado (MP), dióxido de azufre (SO2) y óxidos de nitrógeno (NOx).
“Las disposiciones normativas deben permitir seguir avanzando en una transición energética responsable, cautelando la sostenibilidad del sistema eléctrico, su seguridad y competitividad”, Daniel Gordon, gerente de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de Colbún.
Reducción significativa
A juicio de Rodrigo Barraza, académico e investigador del Centro de Transición Energética de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (Centra-UAI) y del Solar Energy Research Center (SERC Chile), la aplicación del DS 13 −que introdujo
requisitos de monitoreo continuo y diferenció entre unidades existentes y nuevas− obligó a las centrales más antiguas, y por ende más contaminantes, a instalar tecnologías de control de emisiones para cumplir con la norma. “Sistemas de abatimiento como filtros de mangas o precipitadores electrostáticos para MP, lavadores de gases (scrubbers) para SO2 y sistemas de reducción SCR y NSCR para NOx permitieron lograr eficiencias de abatimiento superiores al 99% para MP, 95% para SO2 y 50% para NOx. Lo anterior, resultó en una reducción significativa de emisiones, mejorando la calidad del aire en cerca de un 20% en zonas como Quintero, según datos de estaciones de monitoreo locales”, afirma.
Con una evaluación también positiva, Jorge Araya, gerente de Proyectos y Ventas de Better −empresa experta en consultoría y asesoría ambiental− expone que el DS 13, que además regula las descargas de mercurio (Hg), “ha sido fundamental para establecer límites en las emisiones de las termoeléctricas independientemente del tipo de combustible, mejorando la calidad del aire en zonas geográficas donde se ubican. Fue uno de los primeros pasos importantes en el proceso de descarbonización que se impulsa en Chile. Fue seguido de otras políticas públicas como el plan de cierre de plantas de generación a carbón anunciado en el 2021”.
Junto con destacar las distintas tecnologías utilizadas en el control de emisiones, plantea que “con la digitalización de procesos se ha logrado optimizar la eficiencia de las plantas, minimizando el consumo de combustible. Y el monitoreo en línea, que es público, permite detectar incumplimientos de los niveles de emisión, posibilitando un autocontrol por parte de las generadoras para no sobrepasar los límites establecidos en el DS 13”.
La realidad de Colbún
La generadora Colbún actualmente opera dos centrales a gas natural, una con base en diésel y una cuarta con carbón, todas las cuales cuentan con sistemas de monitoreo continuo de emisiones que entregan información en tiempo real a la Superintendencia del Medio Ambiente.
“Estos sistemas muestran que las centrales térmicas de Colbún han cumplido plenamente con los limites normativos de emisiones fijados por el DS 13”, revela Daniel Gordon, gerente de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de la empresa.
Agrega que las plantas disponen de diferentes tecnologías de abatimiento y reducción de emisiones. En la central Santa María, que opera con carbón, existe un precipitador electroestático para el material particulado, un desulfurizador para las emisiones de SO2, y quemadores Low-Nox para las emisiones de óxidos de nitrógeno. Y en las generadoras a gas no hay emisiones de material particulado, por lo cual se realiza el control de los NOx mediante inyección de agua o sistemas denominados “DLN”.
Respecto al futuro de Santa María, el ejecutivo indica que la posibilidad de adelantar
“La creciente incorporación de energías renovables ha permitido reducir la dependencia de fuentes térmicas fósiles, disminuyendo las emisiones asociadas a termoeléctricas dada su menor utilización”, Rodrigo Barraza, académico e investigador del Centra-UAI.
su cierre para antes de 2040 “dependerá del desarrollo de las condiciones habilitantes, entre las cuales se encuentran un fortalecimiento de las líneas de transmisión, un despliegue efectivo y a gran escala del almacenamiento (baterías) y la existencia de incentivos para que la demanda también tenga un rol en una mayor flexibilidad al sistema. No hay que olvidar que Santa María es la única central térmica de base disponible en el centro-sur de Chile, lo cual demuestra la fragilidad del sistema en caso de años secos y con baja producción eólica, escenarios perfectamente factibles, donde esta central juega un rol clave para mantener el sistema centro-sur operando de forma confiable y costo-eficiente”.
Desde febrero de 2020, el DS 13 está en proceso de revisión por parte del MMA. Según Barraza, la propuesta de actualización “introduce límites más estrictos para contaminantes como el mercurio, níquel y vanadio, que anteriormente no estaban regulados. Además, se propone que las centrales instaladas antes de 2011 cumplan con los estándares aplicables a las plantas más nuevas. Estas medidas podrían conducir a una mejora adicional en la calidad del aire, aunque implicarían inversiones significativas para las generadoras térmicas por la implementación de tecnologías de control más avanzadas”. Araya complementa: “Todo indica que las exigencias aumentarán para los contaminan-
“Las termoeléctricas enfrentan desafíos operacionales y técnicos para transitar hacia combustibles menos contaminantes y la adopción/desarrollo de tecnologías para el control de sus emisiones”, Jorge Araya, gerente de Proyectos y Ventas de Better.
Por la actualización del DS 13, las generadoras que operan centrales térmicas deberían realizar nuevas inversiones.
tes ya regulados y se incorporarán algunos nuevos. Para las generadoras conllevará inversiones en tecnologías de control y posiblemente la reconversión de equipos o incluso el cierre de instalaciones que no puedan cumplir con los nuevos estándares. Este escenario también podría incentivar una mayor adopción de energías renovables”.
Sobre el impacto que tendrá la nueva normativa en las centrales térmicas de Colbún, Gordon especifica que “dependerá finalmente de los límites que se establezcan y otras variables de cumplimiento que fijará la norma actualizada. Lo importante es que los límites se fijen bajo criterios técnicos, que tomen en cuenta cómo ha avanzado el plan de descarbonización en Chile y el significativo avance que se observa en la reducción de emisiones del sector eléctrico”.
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Rober to Lepín
Direc tor de Ser vicios para el Clúster Andino Sur
Se trata de una nueva tecnología para la distribución de energía en media tensión que sustituye el uso de gases contaminantes como el SF6, promoviendo una mayor eficiencia en el sector.
Recientemente Schneider Electric, compañía multinacional nombrada como la más sostenible del mundo por Times y Statista, presentó la solución SM AirSet, una nueva tecnología de celdas modulares, digitales y sostenibles para distribución de energía y subestaciones de media tensión que cuenta con un diseño ecológico pensado en el futuro, combinando la tecnología de aislación en aire puro y corte en vacío para reemplazar el uso de gases de efecto invernadero.
Su desarrollo fue pensado con base en que la descarbonización de sectores productivos es una prioridad global, y esta solución responde a esta necesidad permitiendo una distribución eléctrica más sostenible. SM AirSet no solo mejora la eficiencia operativa, sino que también mantiene los altos estándares de seguridad y rendimiento que caracterizan a las soluciones de la firma. Basada en el legado del reconocido tablero SM6 (con más de 1,5 millones de instalaciones en todo el mundo), esta tecnología hereda
su fiabilidad mientras añade avances significativos en conectividad y digitalización.
Víctor Paredes, director de Power Systems South Andean Cluster de Schneider Electric, indica que “hoy, la prioridad es producir de manera sostenible sin afectar al medio ambiente. Como compañía estamos enfocados en combinar electrificación y digitalización para avanzar hacia ese objetivo. Por eso, todos nuestros equipos son cada vez más digitales. Un ejemplo es esta celda, que incluye sensores inalámbricos de temperatura y humedad, permitiendo que toda la información se integre en un sistema de control para un monitoreo y gestión más eficiente”.
Aspectos destacados
En cuanto a sostenibilidad, SM AirSet destaca por su impacto ambiental reducido gracias al uso de tecnología de vacío y aire puro, eliminando la necesidad de gases como el SF6. El uso de aire puro evita riesgos futuros asociados al cumplimiento de normativas ambientales, lo que
asegura una mayor durabilidad frente a regulaciones más estrictas.
En cuanto a eficiencia, esta solución permite una transición y actualización sin complicaciones, manteniendo su diseño compacto y las mismas posiciones de conexión. Con todas sus funciones listas para operar en un formato “plug-and-play”, la solución se adapta rápidamente a las necesidades actuales de las instalaciones. Su tecnología CompoDrive incrementa la resistencia mecánica, permitiendo un mayor número de operaciones sin afectar su durabilidad. Además, la conectividad integrada de forma nativa maximiza el tiempo de funcionamiento y optimiza la eficiencia operativa. Asimismo, elimina los costosos procedimientos de reciclaje de gas ya que utiliza aire puro, reduciendo considerablemente los costos de mantenimiento y el impacto ambiental.
Por último, esta tecnología garantiza una seguridad operativa ya que ha sido probada y validada en campo a través de proyectos piloto con grandes empresas, lo que respalda su fiabilidad y seguridad tanto para los operadores como para el público en general. Además, ofrece control y monitoreo cercanos de forma predeterminada, contribuyendo así a mantener altos niveles de seguridad en su operación.
El cambio climático no es solo un fenómeno ambiental, sino una variable crítica que redefine la planificación, diseño y operación de los proyectos energéticos. Su impacto trasciende las predicciones climáticas para influir directamente en la viabilidad técnica y financiera de las instalaciones.
Hoy en día, los proyectos de energía eléctrica deben incorporar esta variable de manera transversal para enfrentar fenómenos como olas de calor extremas, sequías prolongadas e incendios forestales, que desafían no solo la infraestructura, sino también los paradigmas de financiamiento, aseguramiento y resiliencia operativa.
En este reportaje, especialistas analizan cómo el cambio climático está transformando el sector eléctrico y qué estrategias se están implementando para garantizar la sostenibilidad de la industria en un
AL SECTOR, AFECTANDO LA OPERACIÓN, PLANIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO DE LAS INSTALACIONES. PERO TAMBIÉN ABRE LA PUERTA A INNOVACIONES QUE REDEFINEN LOS MODELOS TRADICIONALES.
UN DESAFÍO INTEGRAL PARA LA INDUSTRIA:
Infraestructura energética frente al
escenario de incertidumbre climática creciente.
El estudio “Adaptación al cambio climático. Un aporte desde la infraestructura de transmisión energética”, presentado por ISA Interchile en la COP16, subraya que el cambio climático no es un riesgo a futuro, sino una realidad actual. Así, se proyecta que regiones como Tarapacá y Antofagasta enfrentarán más de 90 días anuales con temperaturas superiores a 35°C hacia 2080, afectando significativamente la operación de las torres de transmisión y aumentando
el riesgo de incendios forestales, particularmente en Valparaíso.
Catalina Vera, especialista Predial de ISA Interchile, señala que “los principales riesgos físicos que logramos identificar incluyen olas de calor e incendios forestales, producto del aumento de temperaturas máximas y sequías prolongadas. Estos riesgos afectan la integridad de la infraestructura y la seguridad de las comunidades aledañas”.
Adicionalmente, fenómenos como aluviones emergen como amenazas en zonas del norte y centro del país, subrayando la necesidad de incorporar estas variables climáticas en la planificación de proyectos energéticos.
de adaptación
La incorporación del cambio climático como una variable esencial ha impulsado la adopción de estrategias de adaptación innovadoras. “Hemos planteado construir un sistema de alerta temprana que monitoree variables físicas como temperatura y velocidad del viento. Esto nos permite anticiparnos a eventos extremos y actuar de manera oportuna”, explica la especialista de ISA Interchile.
Pero la pregunta es, ¿sabemos cómo influyen las olas de calor en la eficiencia de la infraestructura energética?
Al respecto, Pedro Sariego, coordinador de Vinculación con el Medio del Departamen-
to de Ingeniería Mecánica de la Universidad
Técnica Federico Santa María (USM) explica que “las olas de calor incrementan el consumo energético para refrigeración, lo que sobrecarga las instalaciones y aumenta los costos de mantenimiento”. Para mitigar estos efectos, propone la integración de energías renovables no convencionales (ERNC), sistemas de almacenamiento y dispositivos de respaldo como pilares fundamentales de un sistema eléctrico resiliente.
La contratación de seguros para las instalaciones también constituye un aspecto clave
a considerar en el marco de las estrategias para abordar la variable del cambio climático. En este contexto, los seguros paramétricos surgen como una herramienta clave para enfrentar los riesgos financieros asociados al cambio climático.
A diferencia de los seguros tradicionales, no requieren constatar daños físicos, sino que se activan automáticamente al cumplirse parámetros climáticos predefinidos, como temperaturas extremas o disminución de radiación solar.
Siegfried King, gerente de Nuevos Negocios y Soluciones Paramétricas para América Latina de Marsh, explica que “los seguros paramétricos no solo aportan rapidez en el pago, sino que permiten a las empresas mitigar el impacto financiero de eventos adversos y acelerar la recuperación de sus operaciones”.
Un informe de Marsh destaca que la creciente frecuencia de eventos climáticos extremos ha impulsado la adopción de estos seguros en la industria energética, particularmente en los segmentos solar y eólico. La disponibilidad de datos satelitales y tecnología avanzada ha mejorado su precisión, consolidándolos como una solución ágil frente a los impactos financieros de eventos.
El ejecutivo añade que con el avance tecnológico y la disponibilidad de datos satelitales, los seguros paramétricos están evolucionando rápidamente, ofreciendo soluciones a la medida para mitigar riesgos climáticos de forma más precisa y efectiva. “La flexibilidad de estos seguros permite adaptarse a las necesidades específicas
“La normativa chilena avanza en integrar el cambio climático en la evaluación de proyectos, pero el gran desafío sigue siendo la implementación efectiva y la capacidad de prever los impactos futuros en recursos críticos como el agua y la energía”, Arturo Brandt, asesor estratégico y Legal Advisor
de cada cliente, desde bajas radiaciones solares hasta eventos extremos como huracanes o inundaciones, garantizando una respuesta rápida y efectiva frente a los impactos climáticos”, explica.
La hidroelectricidad es un subsector especialmente vulnerable al cambio climático debido a la disminución en la disponibilidad del recurso hídrico, lo que impacta directamente en su capacidad de generación y sostenibilidad a largo plazo. La reducción en los flujos hídricos generada por el cambio climático impacta directamente en la capa-
“La resiliencia frente al cambio climático no se logra solo con tecnología, sino también con una planificación integrada que considere las dinámicas locales y los riesgos específicos de cada territorio”, Catalina Vera, especialista Predial, ISA Interchile.
cidad operativa y económica de las centrales hidroeléctricas.
“El mayor desafío es calcular con certeza los flujos de agua que alimentan las turbinas, ya que la disminución de caudales afecta directamente los ingresos y la operación de las centrales”, explica Arturo Brandt, asesor estratégico y Legal Advisor de Cinergia. En esa línea, agrega que “la falta de certeza en los flujos hídricos no solo afecta la operación de las centrales hidroeléctricas, sino que también genera incertidumbre financiera para los proyectos, dificultando su desarrollo y sostenibilidad a largo plazo”.
Al respecto, Brandt destaca que una guía publicada por el SEA sobre este tema busca integrar el cambio climático en la evaluación
ambiental de proyectos hidroeléctricos, señalando un avance significativo en la materia.
Por su parte, Sariego opina que “la ingeniería hidráulica puede desarrollar embalses y sistemas de almacenamiento que aseguren el suministro hídrico para generación energética, incluso en zonas áridas o semiáridas”. El académico enfatiza que estas soluciones deben complementarse con tecnologías ERNC y sistemas de bombeo para optimizar el uso del agua y reducir la dependencia de combustibles fósiles.
Con todo, el cambio climático impone retos sin precedentes a la industria energética, pero también abre la puerta a innovaciones que redefinen los modelos tradicionales. Desde el diseño de infraestructura más robusta y adaptativa, hasta la implementación de seguros paramétricos y tecnologías de energía renovable, la integración de esta variable se ha convertido en una condición indispensable para el éxito de los proyectos energéticos en el siglo XXI.
“El almacenamiento de agua es clave para garantizar la sostenibilidad de los proyectos energéticos, especialmente en contextos de condiciones climáticas extremas. Asociar este recurso a energías renovables no convencionales, como la solar o la eólica, podría transformar la manera en que enfrentamos la escasez hídrica”, Pedro Sariego, coordinador de Vinculación con el Medio del Depto. de Ingeniera Mecánica de la USM.
La infraestructura de transmisión es clave para habilitar la transición energética.
PLANTEAN DIVERSAS MEDIDAS, COMO POR EJEMPLO LA CREACIÓN DE EQUIPOS PROFESIONALES ESPECIALIZADOS DENTRO DEL SEA.
La transmisión eléctrica se consolida como un factor clave para impulsar la transición hacia una matriz energética más sostenible, facilitando una mayor integración de las energías renovables.
En este contexto, el Plan de Obras de Expansión de la Transmisión 2024, presentado por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), contempla la ejecución de 91 proyectos, de los cuales 13 son de carácter nacional y 78 zonales.
Estas iniciativas añadirán 5.100 MVA de capacidad de transporte y más de 232 kilómetros de nuevas líneas, con una inversión estimada en 1.028 millones de dólares. Al respecto, el siguiente paso será la revisión de esta propuesta por parte de la Comisión Nacional
de Energía (CNE), encargada de elaborar el Informe Técnico Preliminar que evaluará la viabilidad técnica y económica del plan. Sin embargo, pese al portafolio en carpeta y las inversiones involucradas, el robustecimiento y expansión del sistema de transmisión hoy enfrenta distintos desafíos, uno de los cuales son los extensos períodos que toma la evaluación ambiental de los proyectos.
En el presente reportaje, expertos abordan este escenario y proponen soluciones orientadas a agilizar la evaluación ambiental de los proyectos de transmisión eléctrica en el país.
A juicio de Paulina Riquelme, abogada en
EELAW Medio Ambiente y Energía Asesorías Legales, este problema es de carácter multi-
factorial y sistémico. “El problema de origen es la ausencia de una evaluación ambiental estratégica (EAE) rigurosa y con los mismos estándares SEIA para los instrumentos de planificación territorial y los estudios de franja de transmisión eléctrica”, estima la experta.
En la misma línea, añade que “si bien, actualmente, se realiza EAE para la definición de las franjas, lo cierto es que tal proceso no tiene un correlato reconocido en el ingreso al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) del proyecto específico de la línea de transmisión, adjudicada por el Ministerio de Energía”. Por eso, en su opinión, la EAE “tiene que robustecerse y mejorar la calidad de los documentos ambientales que deben elaborarse”.
Otro aspecto que menciona, especialmente respecto a proyectos líneales, como los de transmisión que atraviesan extensos territorios, es la necesidad de contar en la dirección ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) con un equipo de profesionales que pueda abocarse a la evaluación ambiental de aquellos proyectos en particular.
Lo anterior, porque, según la especialista, todos los proyectos interregionales deberían ser evaluados por la dirección ejecutiva en lugar de las direcciones regionales del SEA.
“Resulta fundamental que en la dirección ejecutiva se cuente con un equipo especializado en este tipo de proyectos, que haya previamente revisado la información generada en la evaluación ambiental estratégica y pueda conducir la evaluación ambiental del proyecto de inversión”, explica.
Fortalecimiento institucional
Por su parte, Pablo Galarce, gerente técnico de la consultora GAC, plantea medidas para agilizar y modernizar la evaluación ambiental de los proyectos.
En primer término, sostiene que aquellas iniciativas de inversión que integran la variable ambiental desde la etapa inicial suelen tener procesos más ágiles. “Al respecto, recomendamos la elaboración de un estudio de prefactibilidad ambiental que, mediante un análisis multicriterio, identifique y jerarquice alternativas de trazado para minimizar impactos”, comenta.
Asimismo, subraya que “para proyectos de transmisión eléctrica se recomienda iniciar estudios considerando un ancho mayor a la intervención para la línea de transmisión
“Establecería períodos de vacancia para la aplicación de nuevos estándares de estudios y análisis que se exigen en las guías y documentos criterio del SEA, de manera que permita a los titulares de proyectos planificar su ingreso en conocimiento de los nuevos estándares”, Paulina Riquelme, abogada en EELAW Medio Ambiente y Energía Asesorías Legales.
“Una propuesta interesante sería que el Estado realice la evaluación ambiental de trazados de interés y luego transfiera la RCA a la empresa que se adjudique la licitación para cada uno de ellos, lo cual sin duda aceleraría la materialización de numerosos proyectos de transmisión eléctrica”, Pablo Galarce, gerente técnico de GAC.
y sus áreas complementarias. Esto permite caracterizar el área que será intervenida e identificar impactos ambientales, ajustando así el diseño de ingeniería a fin de minimizar efectos y agilizar la evaluación”.
Adicionalmente, y desde una mirada gremial, Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, destaca los avances en la tramitación del proyecto de ley “Evaluación Ambiental 2.0”. “Esperamos que esta reforma contribuya a agilizar la evaluación de proyectos mediante la reducción de incertidumbres y la disminución de los plazos de tramitación, sin comprometer los estándares de protección ambiental”, afirma.
A renglón seguido, propone una serie de medidas para agilizar la evaluación de los proyectos de transmisión. Entre ellas, el fortalecimiento institucional, la simplificación de procedimientos, participación ciudadana temprana, flexibilidad durante la evaluación ambiental y actualización sobre la normativa vigente.
“La implementación de estas medidas, en conjunto con las reformas propuestas en la Evaluación Ambiental 2.0, contribuiría a una tramitación más ágil y eficiente de los proyectos de transmisión eléctrica, promoviendo el desarrollo sostenible del sector energético en Chile.”, concluye el líder gremial.
CON CAPACIDAD NETA INSTALADA DE 67 MW:
operación comercial de su primer sistema BESS en la RM
ESTE PROYECTO MARCA LA CULMINACIÓN DE UN CLÚSTER ENERGÉTICO
DONDE SE COMBINA LA TECNOLOGÍA DE ALMACENAMIENTO CON LA DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA.
ENEL CHILE, A TRAVÉS DE SU FILIAL para el desarrollo de energías renovables, Enel
Green Power, anunció el inicio de la operación comercial del sistema de almacenamiento de energía de El Manzano. La compañía recibió la autorización del Coordinador Eléctrico Nacional después de haber cumplido todas las pruebas que aseguran su correcto funcionamiento, tanto en términos de seguridad para el sistema como también para sus colaboradores y comunidades cercanas.
Este proyecto corresponde a un parque de baterías (BESS) con una capacidad neta instalada de 67 MW por dos horas, lo que equivale a 134 MWh de energía. Es, además, el primer proyecto BESS que la firma de capitales italianos construye en la Región Metropolitana.
Desde la empresa resaltaron además que este proyecto marca la culminación del primer clúster energético de la compañía en la RM, al combinar de forma sinérgica la tecnología de almacenamiento con la de generación fotovoltaica bifacial, del parque solar El Manzano.
La operación conjunta del clúster ener-
gético El Manzano permitirá inyectar anualmente del orden de los 226 GWh de energía renovable al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), equivalente a abastecer alrededor de 75 mil hogares chilenos, evitando la emisión de cerca de 182 mil toneladas de CO2 por año.
Al respecto, el gerente general de Enel Chile, Giuseppe Turchiarelli, afirmó que “un proyecto híbrido a escala industrial de este tipo nos permite generar eficiencias en la utilización del recurso producido. Debido a que está inserto en una zona urbana, tiene la capacidad de conectarse directamente a la red de distribución de la región y así permitir que la energía generada y almacenada pueda ser utilizada en distintos horarios”.
CENTROS DE CONTROL:
A TRAVÉS DE TECNOLOGÍAS DE VANGUARDIA COMO LA IA, BIG DATA Y MACHINE LEARNING, ESTAS UNIDADES SE HAN CONVERTIDO EN PIEZAS CLAVE PARA MAXIMIZAR EL POTENCIAL DE LA ENERGÍA
La transición hacia un modelo energético sostenible depende en gran medida de la capacidad de gestionar eficientemente las fuentes de energía renovable. En este contexto, los centros de control juegan un papel crucial para garantizar la estabilidad del suministro, la integración en la red eléctrica de las fuentes limpias y la optimización de los recursos.
En el presente artículo conversamos con expertos de la industria sobre la forma cómo estas unidades han evolucionado en el contexto del despliegue de las centrales renovables en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y su adaptación a las necesidades del mercado eléctrico.
Rodrigo Urzúa, gerente comercial de EnorChile, comenta que hace 12 años el enfoque principal de los centros de control era el monitoreo y la atención oportuna de fallas. “Hoy en día, la atención se centra en la optimización operativa, asegurando que los niveles de
curtailment sean equitativos, que los servicios complementarios se cumplan según lo programado y que se gestione adecuadamente el almacenamiento de energía mediante sistemas BESS”, explica el ejecutivo.
Agrega que en EnorChile, con más de 5.000 MW de potencia gestionada, han integrado tecnología avanzada e implementado herramientas de desarrollo propio que permiten manejar la variabilidad e intermitencia de las fuentes renovables como la solar y la eólica, estableciendo además conexiones con fuentes de datos externas para agilizar la toma de decisiones. “Esta integración permite el monitoreo en tiempo real de los balances y genera una gestión precisa de los activos energéticos”, comenta.
En este sentido, José Arosa, CEO de EnfraGen Chile, destaca que el desafío de la variabilidad de las renovables requiere que se mantengan altos estándares de seguridad y calidad en todo momento, mientras se enfrentan también otros retos asociados a las congestiones en transmisión y distribución.
“Además, los centros de control han desarrollado una perspectiva de mercado para
optimizar tanto la operación técnica como económica. Entre las estrategias clave está el fortalecimiento de quienes operan los centros de control, tanto por el conocimiento sistémico como por la visualización en tiempo real de las restricciones y costos en las redes de transmisión y distribución. Esto permite una respuesta ágil y efectiva a los desafíos de la red actual”, señala el experto.
Sobre las situaciones específicas del mercado eléctrico, sus actuales condiciones y la estrechez de la red de transmisión, Felipe Escobar, gerente del Centro de Control de Energías Renovables (Cecoer) de Acciona Energía, sostiene que todas estas “han generado condiciones preocupantes en el sistema, como vertido de energía renovable de costo cero, desacoples de precio por falta de capacidad de transmisión y periodo extensos de horas de costo marginal cero en el sistema, llevando a los centros de control
a poner foco tanto en el seguimiento de las condiciones de la red, como en las decisiones tomadas por el Coordinador para velar por que las instrucciones operacionales estén en concordancia a la regulación y normativa vigente”.
En opinión de los expertos, la adaptabilidad parece ser la palabra clave frente al dinamismo del mercado eléctrico, con miras a mantener el equilibrio entre la operación técnica y la perspectiva económica.
De acuerdo con Escobar, la adaptación de los centros de control a las situaciones específicas del mercado eléctrico y a eventuales cambios en su dinámica ha sido un paso fundamental: “En una primera etapa, hemos ampliado el foco de vigilancia y operación desde las unidades de generación propias de Acciona Energía, hacia un entendimiento total
del mercado; de la regulación vigente, del comportamiento del resto del parque generador, de las decisiones e instrucciones operacionales del Coordinador Eléctrico Nacional y de las dinámicas que se dan en la interacción de los agentes, que pueden influir en la correcta inyección de nuestras centrales”.
Desde una mirada similar, Rodrigo Urzúa comenta que, gracias a esta adaptabilidad, el centro de control de EnorChile puede enfrentar los cambios regulatorios con agilidad, asegurando que sus clientes estén bien posicionados ante posibles modificaciones en el mercado eléctrico, como la creación de un mercado de ofertas o la implementación de servicios de flexibilidad.
La inteligencia artificial (IA) y los sistemas automatizados son fundamentales para la operación de los centros de control, ayudando, entre múltiples funciones, a lograr seguridad, eficiencia de la operación centralizada y disminuir la carga operativa del equipo. El experto de EnfraGen explica que para el
“Uno de nuestros principales diferenciadores es la alta calificación que tienen los operadores que forman parte del Cecoer. Todos nuestros profesionales cuentan con certificación externa para la correcta operación de activos de alta tensión y han cursado formaciones en mercados eléctricos, ciberseguridad y en protecciones eléctricas”, Felipe Escobar, gerente del Centro de Control de Energías Renovables de Acciona Energía.
SEN los automatismos como EDAG/EDAC y PDCE son clave para la continuidad operativa y optimización, particularmente en zonas estratégicas como las líneas de transmisión de 500 kV en el norte y las de 220 kV en el sur. “La implementación de automatismos o inteligencia artificial en líneas con congestión, a su vez, podrían permitir el incremento en transferencias de energía y promover una matriz más descarbonizada, sin depender exclusivamente de futuras expansiones en infraestructura de transmisión”, asegura.
“Contamos con un Network Operations Center (NOC) de estándar internacional, de alta tecnología y con operadores en constante capacitación. Esto nos permite una operación eficiente y capaz de proporcionar la seguridad que el sistema eléctrico requiere”, José Arosa, CEO de EnfraGen Chile.
En el caso de Acciona Energía, con un centro de control que opera 1.000 MW en Chile, además de gestionar activos de generación en Perú y España, se han creado automatismos de análisis y decisión (bots) que, ante ciertas incidencias, son capaces de realizar un análisis automático tomando decisiones de manera autónoma.
“A modo de ejemplo, si un aerogenerador es detenido por alarmas relacionadas con altas temperaturas de uno de sus componentes, el bot podrá hacer un primer análisis de la variable monitoreada y ver si efectivamente tiene un comportamiento acorde a un sobrecalentamiento o solo es un dato erróneo; o
un fallo esporádico en el sensor asociado a esta variable. En este último caso, el bot toma la decisión autónoma de poner nuevamente en servicio la unidad, evitando la interacción y uso de tiempo del operador del centro de control, y minimizando la indisponibilidad del activo”, detalla Felipe Escobar.
Según Rodrigo Urzúa, la IA aplicada permite a los centros de control de EnorChile clasificar automáticamente datos operativos y de incidencias, optimizando así la toma de decisiones y reduciendo significativamente los tiempos de respuesta.
Además, los algoritmos de machine learning empleados por la compañía detectan patrones y posibles anomalías en la operación, “lo que nos permite anticipar riesgos y activar respuestas automáticas en caso de incidentes, traduciéndose esto, en una operación más segura, eficiente y confiable. Esta capacidad de respuesta automatizada resulta en un menor tiempo de inactividad y una mayor continuidad operativa para nuestros clientes”, añade el experto.
CARGO: GERENTE PAÍS CHILE / GERENTE GENERAL
RUBRO: TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
LOCACIÓN: SANTIAGO, CHILE
ORGANIZACIÓN: REDINTER / TRANSMISORA ELÉCTRICA DEL NORTE (TEN)
Con amplia experiencia en transmisión eléctrica en España y Chile, David López suma más de 15 años de trayectoria en Redeia, incluyendo dos años en el país como subgerente de Integración Tecnológica de Redinter y gerente de Estrategia y Planificación de TEN. Su conocimiento del mercado local y regional, combinado con su formación como ingeniero industrial y eléctrico de la U. Politécnica de Madrid, lo posicionan para liderar a Redinter y TEN en esta nueva etapa.
DAVID LÓPEZ, GERENTE PAÍS CHILE REDINTER:
“La transmisión debe verse como elemento habilitante para la generación de
EL EJECUTIVO ANALIZA LOS RETOS DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA
EN EL PAÍS, DESTACANDO LA INNOVACIÓN, SOSTENIBILIDAD Y PLANIFICACIÓN COMO CLAVES PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA.
Desde fines de octubre de 2024,
David López Cortón asumió el desafío de liderar las operaciones de Redinter en Chile, uno de los mercados más dinámicos en energía renovable a nivel regional.
En esta entrevista, el ejecutivo aborda los retos y oportunidades del sector de transmisión eléctrica, desde su visión estratégica y experiencia desarrollada en Europa sobre la materia.
la mayor demanda de energía eléctrica, mientras que la generación se localiza principalmente en el norte (energía fotovoltaica) y en el sur (energía eólica e hidroeléctrica). Este escenario exige una red de transmisión robusta, segura y eficiente que permita transportar la energía generada hacia los puntos de consumo, garantizando además niveles óptimos de calidad de servicio.
¿Cuáles considera que son los mayores desafíos y oportunidades para la empresa en el mercado energético chileno?
Uno de los mayores retos que enfrentamos en Chile como transmisores es la modernización y el desarrollo de nueva infraestructura, en cumplimiento con los planes de descarbonización del sector eléctrico que Chile ha trazado como país. La zona centro concentra
Otro desafío importante tiene que ver con la situación actual de inseguridad que está afectando también a servicios críticos como es la infraestructura de transmisión. Hemos observado en el norte de Chile, que es donde tenemos principalmente localizadas nuestras operaciones, un aumento en las alteraciones por terceros, ocupaciones ilegales de terrenos, robos y ataques a instalaciones o equipamiento que afectan al normal funcionamiento de la transmisión.
En cuanto a las oportunidades para la transmisión, como elemento habilitante de la transición energética y factor clave para el desarrollo de otras industrias, creemos que necesariamente debería experimentar un desarrollo regulatorio y normativo que favorezca la inversión y genere incentivos para introducir soluciones innovadoras que maximicen el
“Es un privilegio liderar a Redinter y TEN en este momento crucial para la industria, cuando la transmisión eléctrica es la columna vertebral de la transición hacia un sistema eléctrico más sostenible”.
país pueda cumplir con sus metas relacionadas con la transición energética.
Chile está avanzando rápidamente en la transición energética, especialmente con energías renovables. ¿Cuál es su perspectiva sobre el rol de la innovación en la transmisión y protección de redes, en este contexto?
uso de la infraestructura. Esto, de manera que permitan solucionar las necesidades de corto plazo, mientras llegan los necesarios proyectos de transmisión que otorgan las soluciones de largo plazo.
Es importante considerar que la transmisión de energía y el sector eléctrico, en general, debe verse y, por tanto planificarse, como un factor decisivo para la consecución de las políticas del país en materia de reducción de emisiones. Pero, también, en materia de desarrollo económico, como elemento habilitante para la generación de riqueza, a través de la atracción de nuevas industrias electrointensivas que puedan optar por Chile gracias a gozar de unos óptimos niveles de calidad de suministro que les permitan desarrollar su actividad de forma competitiva.
¿Cuáles son sus prioridades a corto y largo plazo en esta posición? ¿Qué metas específicas se ha propuesto en este primer año al frente de Redinter?
La prioridad siempre será poner a disposición de los países en los que operamos nuestra experiencia en transmisión, para impulsar nuevos desarrollos que solucionen las problemáticas, objetivos y aspiraciones de la sociedad.
No manejamos la inversión ni las políticas, pero estamos 100% comprometidos en convertirnos en actores estratégicos para que el
Chile se encuentra en una posición privilegiada para liderar la transición energética, considerando el abundante recurso renovable eólico y solar, además de las políticas públicas implementadas en materia energética y medioambiental que impulsan la integración de energías renovables y la reducción de emisiones de CO2
Cuando se habla de innovación, generalmente, pensamos automáticamente en tecnología. Es innegable que hoy en día existe tecnología en el mercado que permite mejorar el aprovechamiento de las redes de transmisión, dotar de mayor inteligencia a la operación, optimizar los procesos de mantenimiento e incorporar técnicas constructivas más eficientes, que generan menor impacto en los ecosistemas y medios humanos.
¿Cuáles cree que son los desafíos técnicos y regulatorios más importantes para integrar un alto porcentaje de energías renovables en la red eléctrica chilena?
Uno de los principales retos reside en la agilización de los plazos para la tramitación de permisos para los proyectos. La excesiva burocracia y los largos procesos de “permisología” ralentizan significativamente el desarrollo de proyectos, afectando no solo la construcción actual, sino también la planificación de futuras inversiones a mediano y largo plazo. Estos retrasos afectan de forma muy
López asegura que desde la compañía ven “con optimismo” la discusión parlamentaria que busca simplificar la evaluación ambiental de los proyectos.
significativa a proyectos de infraestructura lineal como son los proyectos de transmisión de energía eléctrica, los cuales se extienden a través de grandes distancias, retrasando su entrada en servicio, lo que redunda en el incremento de vertimientos de generación renovable y que el ciudadano no pueda tangibilizar con reducciones en su factura de energía eléctrica el incremento de la presencia de generación renovable en el mix de generación.
Otro desafío clave tiene que ver con la planificación de la transmisión. Es clave poner sobre la mesa una revisión del proceso de planificación de la transmisión y los criterios para la incorporación de obras de expansión, que considere en mayor medida aspectos como el beneficio a largo plazo y la mejora de la calidad de servicio, analizando la eficiencia de un portafolio de proyectos a varios años, que en su conjunto permita obtener una planificación óptima de la red a largo plazo en lugar de analizar, como se hace a día de hoy, la eficien-
cia de cada obra en forma aislada.
En cuanto a los retos técnicos, en mi experiencia como operador del sistema, considero que la observabilidad y/o controlabilidad de los puntos de generación y consumo son fundamentales para que el sistema pueda operarse con garantías y evolucionar los mercados de la energía hacia horizontes cada vez más cercanos al tiempo real.
Adicionalmente, tomando en cuenta que Chile hoy es un sistema aislado sin interconexiones con otros países que puedan apoyarnos durante perturbaciones, también considero fundamental la ejecución de los proyectos de condensadores síncronos que fueron licitados por el Coordinador Eléctrico, la revisión de requisitos para el comportamiento de los convertidores electrónicos asociados a la generación renovable y dispositivos de almacenamiento, y la incorporación de nuevas capacidades grid forming en dichos convertidores.
COMERCIALIZADORA
POTENCIA SU OPERACIÓN
ASPIRA DUPLICAR SU
DURANTE 2024:
PARTICIPACIÓN
MERCADO AL 2028
EJECUTIVOS DE LA COMPAÑÍA
COMPARTEN LAS VIRTUDES DEL MODELO INTEGRAL DE NEGOCIOS, QUE INCLUYE SERVICIOS DE ASESORÍA, DISEÑO Y EJECUCIÓN
Un favorable panorama de desarrollo futuro proyecta CGE
LA FIRMA SE UBICÓ ENTRE LOS CINCO MAYORES ACTORES PRESTADORES DE SERVICIOS EN ESTE RUBRO, DESARROLLANDO
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA PARA LOS ACTORES MÁS RELEVANTES DE LA INDUSTRIA.
UDE SOLUCIONES ENERGÉTICAS, Y LOS RUBROS PRODUCTIVOS A LOS ESTÁN APUNTANDO EN EL MEDIANO PLAZO PARA APALANCAR SU CRECIMIENTO.
n positivo balance realizó CGE Comercializadora al cierre de 2024, luego de que lograra duplicar su participación de mercado en el segmento Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
Gracias a estos favorables resultados, la empresa del Grupo CGE se ubicó entre los cinco mayores actores de la industria en el mencionado rubro.
“En 2024, hemos duplicado nuestra participación de mercado en el segmento de PMGD. Nos expandimos desde Alto Hospicio en el norte del país, pasando por Melipilla, hasta llegar a Los Ángeles
Comercializadora, filial de CGE, dada su vertiginosa evolución como socia estratégica de sus clientes-empresas para la asesoría, diseño y ejecución de soluciones energéticas desde Arica hasta Magallanes.
infraestructura lares; de ción ejecutar
En obras de que, en luciones diseño ha
en el sur”, destaca Héctor Lagos, gerente comercial de CGE Comercializadora.
Héctor Lagos, gerente de obras y servicios a terceros de CGE-C, señala que la compañía ha potenciado su operación con miras a apalancar el crecimiento esperado, a fin de atender de la mejor manera a sus clientes. “Aspiramos a duplicar nuestra participación de mercado de aquí a 2028. Es lo que tenemos definido en nuestro plan estratégico. Hoy apuntamos a la minería, además del sector público e inmobiliario”, afirmó.
ventajas comparativas es que somos el grupo energético más grande de Chile, lo que nos permite ofrecer cobertura geográfica nacional, y a nuestros proveedores tener un único interlocutor para todas las necesidades requeridas”, precisó.
“Poseemos experiencia en proyectos de alta complejidad técnica, incluyendo interferencias con redes de alta tensión y cruces de autopistas, así como en sectores que enfrentan desafíos, como el hurto de redes o áreas aisladas de centros urbanos”, afirma el ejecutivo.
Lagos sostiene que, además, la firma cumple un alto estándar en materia de seguridad. “Alcanzamos, a nivel nacional, nuestro primer año sin accidentes durante 2023 y lo que va de 2024, mientras que en el norte del país cumpliremos tres años. Asimismo, somos una empresa con solidez financiera y con amplia experiencia en el mercado”, dijo. En la zona norte, la compañía está diversificando sus fuentes de ingreso a través de dos líneas principales de acción.
Asimismo, señala que esta diversidad de escenarios fortalece la experticia de la compañía y le permite abordar una amplia gama de proyectos. “Esto, adaptándonos a los desafíos tecnológicos”, dice.
“Contamos comercial mercado este Vera plo, clientes to infraestructura ti Por incorporando
El ejecuti vo destacó que, para seguir posicionándose, están enfocados en
El ejecutivo resalta que la firma se ha posicionado como un partner energético para el segmento, apoyando a sus clientes desde la fase de diseño hasta la construcción de la infraestructura eléctrica necesaria para conectar los PMGD a la red de distribución. Lo anterior- dice Lagos- “con una propuesta de valor, que nos diferencia de la competencia, y que está sustentada en una presencia de más de 100 años en la construcción de infraestructura eléctrica en alta, media y baja tensión”.
“Una es la de desarrollo de mercado, con la que buscamos posicionarnos en la minería, y en la construcción de
Héctor Lagos también menciona la solidez financiera de la firma, dado que CGE Comercializadora cuenta con una alta capacidad de solvencia económica, respaldada por una clasificación de riesgo AA de la prestigiosa clasificadora Feller Rate.
infraestructura para centrales solares; y la otra es la de desarrollo de productos, poniendo a disposición todo lo que se requiera para ejecutar proyectos energéti cos”,
A lo anterior, se suma la eficiente gestión en seguridad, al completar dos años sin accidentes que afecten la prestación de sus servicios; y la cobertura territorial, al poder ofrecer atención personalizada desde la región de Arica y Parinacota hasta la región de La Araucanía.
como pilar de desarrollo la eficiencia energética en todos los procesos”.
“De esta manera, nuestra experiencia, solidez financiera y cobertura territorial nos permiten garantizar un alto nivel de calidad en nuestros servicios”, enfatiza Lagos.
En tanto, Mario Vera, subgerente de obras y servicios a terceros de CGE-C de la zona Arica-Coquimbo, asevera que, tras la experiencia adquirida en el sector inmobiliario, dando soluciones de alumbrado público y diseño de redes interiores, CGE-C se ha enfocado en el rubro industrial. “Contamos con un equipo técnico y comercial de amplia experiencia en el mercado de la energía para atender este tipo de clientes”, indica. Vera puntualiza que “por ejemplo, podemos asesorar a nuestros clientes desde el diseño del proyecto eléctrico, construcción de infraestructura y gesón de suministro. Por supuesto, incorporando
Resalta que entre sus clientes figuran empresas como Aguas Antofagasta, la principal empresa sanitaria del Norte Grande. “Desde 2023 a la fecha, le hemos construido todos sus empalmes de aumento de potencia.
También destaco a otros clientes, como Ausenco y Ferrovial”, afirma Vera.
Lo anterior, sustentado además en un equipo humano que cuenta con amplia experiencia técnica en la construcción de infraestructura eléctrica, y conocimientos sólidos en la gestión de permisos y autorizaciones, ante diversos stakeholders.
Dice que, asimismo, destacan clientes
Dentro de las últimas innovaciones o tecnologías
PMGD (Pequeño Medio de Generación Distribuida). “Se trata de plantas fotovoltaicas que se tienen que conectar a redes de distribución. A través de nuestra experiencia técnica y conocimientos de esta normativa, les
diseñamos las líneas de evacuación. Son líneas de media tensión que van de entre uno y 15 kilómetros, y que inyectan energía al Sistema Electrico
te baterías viene a transformar significativamente el panorama de la industria, haciendo financieramente viables los proyectos de PMGD”, afirma Lagos.
y ejecutamos obras. Ya cerramos un negocio para la construcción de 7 kilómetros de líneas de media tensión. La confianza depositada en nuestra empresa nos desafía a continuar entregando un servicio de excelencia”, agrega.
Asegura que BESS permite almacenar la energía generada durante el día e inyectarla en la red eléctrica durante la noche. “En el corto plazo, tenemos como objetivo participar en este negocio aprovechando las ventajas competitivas de nuestros socios chinos, líderes en esta tecnología a nivel mundial”, indicó el ejecutivo.
de vanguardia que han aplicado o añadido a su oferta de servicios, el gerente comercial de CGE Comercializadora destacóa la incorporación de BESS (BatteryEnergyStorageSystem).
“Lo menciono porque este sistema de almacenamiento de energía median-
www.cgecomercializadora.cl
Resalta que, en ese marco, para 2025 proyectan un crecimiento mayor, con la intención de mantener como mínimo el nivel de participación de mercado que alcanzaron en 2024 en el segmento PMGD, y que los ubicó entre los principales actores de la industria.
PARA SEGUIR POSICIONÁNDONOS, ESTAMOS ENFOCADOS EN ENTREGAR SOLUCIONES ENERGÉTICAS A LA MEDIDA DE NUESTROS CLIENTES”, Héctor Lagos.
“
EXPERIENCIA, SOLIDEZ FINANCIERA Y COBERTURA TERRITORIAL GARANTIZAN UN ALTO NIVEL DE CALIDAD EN NUESTROS SERVICIOS”, Héctor Lagos.
CGE COMERCIALIZADORA Gerente Obras y Servicios a Terceros: HÉCTOR LAGOS
Correo: hmlagos@cge.cl
Teléfono: +56 9 8503 2167
hmlagosr@cge.cl +56 9 8503 2167
“El liderazgo femenino aporta una visión fresca y diversa que incentiva la innovación y fortalece el trabajo en equipo”, opina Barbieri.
LA EJECUTIVA, PIONERA EN LA INDUSTRIA SOLAR, TRANSFORMA DESAFÍOS EN OPORTUNIDADES, INSPIRANDO A NUEVAS
GENERACIONES A TRAVÉS DE UN LIDERAZGO
INCLUSIVO Y VISIÓN SOSTENIBLE.
BÁRBARA BARBIERI YÁÑEZ
CARGO: PRESIDENTA / GERENTA GENERAL
ORGANIZACIÓN: ACESOL / SUSTENTAMBIENTE
RUBRO: GREMIO DE ENERGÍA
LOCACIÓN: SANTIAGO, CHILE
Bárbara Barbieri es ingeniero en medio ambiente y recursos naturales de la U. de Viña del Mar y magister en Ingeniería Ambiental mención Proceso, Residuos Peligrosos y Domiciliarios de la U. Católica de Valparaíso. Además de sus roles en Acesol y Sustentambiente, ha desempeñado labores en otras líneas de desarrollo sustentable en los rubros de construcción y gestión de residuos. Adicionalmente, es socia fundadora de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile.
Con más de 12 años de experiencia en la industria solar fotovoltaica, Bárbara Barbieri se ha consolidado como una figura destacada en el sector energético, liderando diversas iniciativas que promueven la equidad de género y el uso de las energías renovables.
ciación
un directorio en el que ya contamos con tres mujeres, quienes contribuyen activamente con su experiencia y visión.
En esta entrevista, la presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar A.G. (Acesol) y gerenta general de Sustentambiente comparte sus perspectivas sobre liderazgo femenino, inclusión y los desafíos de la industria.
Mi liderazgo se basa en fomentar la integración de mujeres, impulsando un entorno de respeto mutuo. Creo que el cambio cultural en este sentido ha sido posible en gran medida gracias a la receptividad y apoyo de mis colegas, tanto hombres como mujeres, quienes comprenden que este enfoque inclusivo enriquece el trabajo en equipo y aporta valor al sector.
BÁRBARA BARBIERI, PRESIDENTA DE ACESOL:
“Debemos integrar la
¿De qué manera cree que su liderazgo ha influido en la cultura organizacional y en la inclusión de mujeres en su equipo de trabajo?
El hecho de ser la primera mujer presidenta del directorio de Acesol es, sin duda, un hito importante para la inclusión femenina en el sector, especialmente en una asociación tan relevante para la transición energética del país. En mi primer período, el directorio estaba compuesto mayoritariamente por hombres, y creo que el respeto y la colaboración en ese equipo generaron un ambiente propicio para la participación femenina. Hoy, en mi segundo periodo, me enorgullece ver uso de las energías renovables.
¿Qué habilidades considera cruciales para el éxito de las mujeres en posiciones de liderazgo en la industria energética?
En un principio, pensé que demostrar nuestros conocimientos técnicos era lo más importante para destacar en el sector, pero con el tiempo he ampliado mi perspectiva. Más allá de las habilidades técnicas, considero que las habilidades sociales son esenciales para el liderazgo efectivo: saber escuchar y fomentar el respeto mutuo entre géneros. También es importante tener apertura para reconocer el conocimiento de los demás, ya que la colaboración y la empatía son claves para construir equipos sólidos y comprometidos.
¿Cómo ha evolucionado el rol de la mujer en el sector energético desde que comenzó su carrera?
Actualmente, vemos a más mujeres en roles de liderazgo tanto en el ámbito público como en el privado, algo que ha cambiado significativamente en las últimas décadas en una industria tradicionalmente masculina.
Aunque los avances en igualdad de género han sido notables en los últimos años, las verdaderas pioneras de este cambio comenzaron en los años 70 y 80. Es gracias a ellas que hoy tenemos un camino más allanado, y la normalización de roles mixtos en el sector es una realidad creciente. Sin embargo, aún queda trabajo por hacer y mi reconocimiento va para todas esas mujeres que abrieron las puertas para las generaciones actuales.
“
Reconocer el talento sin etiquetas de género es clave para construir equipos sólidos y equitativos”.
Creo que esta evolución seguirá avanzando, ya que las nuevas generaciones crecen con la idea de que mujeres y hombres pueden desempeñar los mismos roles laborales, sin limitaciones de género. Esta mentalidad, cada vez más presente en el sector energético, nos acerca a un futuro donde la equidad sea una norma establecida y compartida. En efecto, si aspiramos a ser un país moderno, debemos integrar la equidad de género en todas las áreas, incluyendo la matriz energética.
¿Qué iniciativas de inclusión de género considera que son más efectivas en el sector energético y cuáles son los principales obstáculos que las empresas deben superar para lograr una mayor equidad en posiciones de liderazgo?
La iniciativa más efectiva es dar la oportunidad a una mujer de liderar, no como una cuota de género, sino con el respaldo y el respeto de todos los niveles de la organización. Es fundamental que la alta dirección no solo ofrezca esta oportunidad, sino que también demuestre, a través de su propio ejemplo, confianza y apoyo en su liderazgo.
“
No somos nuevas en esto: sabemos liderar, operar y gestionar con la misma capacidad y compromiso que nuestros colegas”.
Además, es esencial que una vez en el cargo, ese rol sea reconocido y valorado por todo el equipo, promoviendo una cultura en la que tanto hombres como mujeres trabajen juntos para potenciar el liderazgo femenino. Este tipo de acompañamiento permite que las líderes desarrollen su potencial en un entorno inclusivo y colaborativo, construyendo una base de confianza que favorece la equidad de género en toda la organización.
Los principales obstáculos incluyen superar los paradigmas en torno a las capacidades femeninas, asegurando que tanto sus estrategias como su experiencia sean valoradas en igualdad de condiciones. Para lograr esto, es fundamental que la confianza en el liderazgo de una mujer no esté condicionada por su género, sino por sus méritos y habilidades. La clave está en reconocer el talento y las competencias sin etiquetas, ofreciendo un respaldo auténtico y genuino que permita a las mujeres desarrollarse plenamente en sus roles. No somos nuevas en esto: sabemos
Según la presidenta de Acesol, “la inclusión de mujeres en el sector energético no es solo un imperativo moral, es una ventaja estratégica para el desarrollo sostenible”.
liderar, operar y gestionar de manera efectiva, y estamos preparadas para enfrentar los desafíos del sector con la misma capacidad y compromiso que nuestros colegas.
MÁS DE 3.800
DE ESTE SEGMENTO SE
BENEFICIARON PARCIALMENTE
DEL CONGELAMIENTO, PERO
DEBERÁN DEVOLVER MONTOS
COMO SI HUBIERAN RECIBIDO
LA ESTABILIZACIÓN POR TODO
EL PERIODO EN QUE BENEFICIÓ
A LOS CLIENTES REGULADOS.
APLICACIÓN DE CARGO MPC:
Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN A.G.
Por Eduardo Andrade Secretario ejecutivo de ACEN A.G.
Lsión Nacional de Energía”. El artículo 15° de la ley N° 21.472 incluye una redacción similar.
as leyes N° 21.185 y N° 21.472, más conocidas como leyes PEC 1 y PEC 2, tuvieron el propósito de frenar las alzas en las tarifas de electricidad para clientes regulados, beneficiando a todos los usuarios al diferir el pago de esos aumentos en el mediano plazo.
El artículo 3° de la ley N° 21.885 establecía que los clientes regulados que migraran después de la vigencia de la ley “deberán participar de este mecanismo de estabilización en igualdad de condiciones con el resto de los clientes regulados, a través de una componente específica que se adicionará al peaje de distribución, conforme lo determine la Comi-
Así, más de 3.800 clientes libres que cambiaron al régimen de precios libres durante la vigencia de las leyes PEC, entre ellos pymes, hospitales, universidades y empresas de utilidad pública, se beneficiaron del congelamiento, pero solo durante parte del periodo. Sin embargo, deberán devolver montos como si hubieran recibido la estabilización por todo el lapso en que benefició a los clientes regulados. El 8 de noviembre, la Comisión Nacional de Energía (CNE) comunicó la Resolución Exenta CNE N° 585, que aprueba el informe que establece cómo se cobrará a los clientes libres el cargo MPC (Mecanismo de Protección al Cliente).
Cabe señalar que la ley N° 21.667 (Ley de
Estabilización Tarifaria) incluía un artículo para eliminar la frase “deberán participar de este mecanismo de estabilización en igualdad de condiciones con el resto de los clientes regulados y en igualdad de condiciones entre tales clientes libres,” lo cual obligaría a los clientes libres a pagar el cargo MPC sin excepciones.
Pago desproporcionado
Durante la discusión de esta propuesta en el Congreso, el ministro Diego Pardow afirmó que “existe consenso en que los que migran paguen lo que efectivamente les corresponde” y se mostró dispuesto a evaluarlo. La Comisión de Hacienda compartió esta postura y votó a favor de eliminar esa parte de la iniciativa.
Por ello, sorprende la postura de la CNE
que, haciendo caso omiso de lo señalado por el ministro Pardow, repone lo eliminado por el Congreso y obliga al pago total del cargo MPC a los clientes libres que migraron.
Según un estudio de ACEN, una universidad con deuda PEC de $721.684 estará obligada a pagar $41.071.895; una empresa metalmecánica cuya deuda fue de $1.094.942 deberá pagar $102.704.631; y una inmobiliaria con deuda de $1.526.745 tendrá que pagar $197.082.926. Es decir, esos clientes libres deberán pagar 57, 94 y 129 veces la deuda contraída, respectivamente.
Es fundamental revisar el concepto de igualdad de condiciones con los clientes regulados. Estos se beneficiaron del congelamiento durante todo el periodo de vigencia de las leyes PEC, y en promedio pagarán un monto similar al beneficio recibido. Por lo tanto, la igualdad de condiciones debería significar que los nuevos clientes libres paguen el cargo MPC en un monto equivalente al ahorro del congelamiento, en vez de 129 veces más (¡12.900% de aumento!). Así, una definición del MPC sin distinción por tiempo o proporcionalidad de uso del mecanismo resulta arbitraria.
El derecho requiere proporcionalidad en la distribución de cargas por el Estado. Cuando esto no se cumple genera discriminación, contraria a la igualdad ante la ley. Por esto, ACEN propone una modificación que incluya, en la fórmula del cargo MPC, el periodo en que los clientes que migraron participaron del beneficio, para que cada cliente pague conforme al tiempo en que efectivamente se benefició de las leyes PEC.
Además, destacamos que, si el cargo MPC se aplica sin esta proporcionalidad, las empresas afectadas podrían iniciar acciones judiciales en defensa de sus intereses, lo cual retrasaría su implementación.
Por Hernán Cáceres
Director Lithium I+D+i de la Universidad Católica del Norte (UCN)
Director Fundación Parque Científico Tecnológico de la Región de Antofagasta
Este año se cumplen cuatro décadas desde que Chile comenzó la producción de litio. Desde 1984, el litio ha pasado de ser un recurso poco conocido a convertirse en una pieza clave en la transición energética global, situando a Chile como uno de los principales productores de este valioso mineral.
El viaje comenzó en la década de 1960, cuando el Estado chileno, a través del Instituto de Investigaciones Geológicas (hoy Sernageomin), identificó grandes depósitos de litio en varios salares.
Entre las expediciones que exploraron el Salar de Atacama, destacó la participación del Dr. Guillermo Chong, profesor de la Universidad Católica del Norte (UCN), quien fue parte de los estudios pioneros que sentaron las bases del conocimiento sobre las reservas de litio en esa zona.
El Salar de Atacama fue rápidamente reconocido como el más viable comercialmente debido a su alta concentración de litio y la ausencia de contaminantes. En 1984, la Sociedad Chilena del Litio (SCL), una colaboración entre Corfo y la empresa estadounidense Foote Minerals, inició la producción de carbonato de litio. Con el tiempo, SQM se sumó a la explotación del Salar de Atacama, inicialmente interesada en el potasio, y luego, por su auge, en el litio, convirtiendo a Chile en un actor crucial en el suministro global de este mineral.
Hoy, nuestro país sigue siendo un líder mundial en la producción de litio. Si bien, Australia nos supera en producción, las mayores reservas están en Chile, junto con los costos
EN LOS PRÓXIMOS AÑOS, EL DESAFÍO SERÁ MANTENER Y MEJORAR EL LIDERAZGO DEL PAÍS EN LA PRODUCCIÓN DE ESTE MINERAL, PERO BAJO UN ENFOQUE QUE PRIORICE LA SOSTENIBILIDAD Y LA INNOVACIÓN TECNOLÓGICA.
HACIA UN FUTURO SOSTENIBLE EN LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA:
de producción más competitivos del mundo. Además, el Salar de Atacama continúa siendo la fuente principal, con condiciones climáticas ideales que permiten procesos eficientes de evaporación.
Sin embargo, este éxito económico y estratégico viene acompañado de debates importantes sobre el impacto ambiental, la relación
con las comunidades locales y el rol del litio en la política energética global. En este contexto, la Estrategia Nacional del Litio, presentada el año pasado por el gobierno del Presidente Boric, es un paso positivo. Nos recuerda que el Estado siempre ha tenido el control sobre la explotación de este recurso crítico, lo cual es clave no solo para el desarrollo económico del país, sino también para la protección del entorno natural y las
comunidades. En este sentido, y especialmente en los últimos años, he observado cómo proliferan mitos y desinformación sobre la industria del litio. Un ejemplo es la creencia internacional de que Chile ha “nacionalizado” el litio recientemente, cuando en realidad ha evolucionado bajo el control del Estado por más de medio siglo. Este fenómeno no solo distorsiona el debate público, sino que también genera percepciones equivocadas que pueden afectar el desarrollo de la industria y la forma en que se abordan los verdaderos desafíos ambientales y sociales.
A medida que nos adentremos en los próximos años, el desafío será mantener y mejorar el liderazgo de Chile en la producción de litio, pero bajo un enfoque que priorice la sostenibilidad y la innovación tecnológica. La creciente demanda global ofrece una oportunidad sin precedentes para nuestro país, pero esta debe ser abordada con una visión que integre no solo los beneficios económicos, sino también el respeto por el medio ambiente y las comunidades. Solo así podremos celebrar no solo el pasado, sino también el futuro del litio en Chile.
El pasado mes de octubre, se realizó el Summit Internacional EMOV 2024, evento de electromovilidad que reunió en Concepción a diversos expertos en la materia. En el encuentro participó Thoralf Knote, jefe del Departamento de Seguridad del Tráfico y Automatización de Vehículos en Fraunhofer Institute for Transportation and Infrastructure Systems IVI, más conocido como Franunhofer IVI. El especialista, en su ponencia, abordó la electrificación de procesos logísticos y sistemas de carga para camiones y vehículos agrícolas.
Desde Dresden, donde Fraunhofer IVI tiene su sede, dialogó con Revista Electricidad.
THORALF KNOTE, EXPERTO DE FRAUNHOFER IVI:
pra comparativamente bajos para autobuses eléctricos e infraestructura de carga gracias a una competencia constante; precios de energía reducidos y un enorme potencial de energía eléctrica renovable, que se está utilizando de manera cada vez más eficiente. Esto significa que los costos adicionales de operación de autobuses eléctricos son mucho menores que en Alemania.
¿Cuáles son las estrategias clave para acelerar la adopción de vehículos y camiones eléctricos en las ciudades? ¿Qué papel juegan los sistemas de carga rápida en esta transición?
“Chile está aprovechando sus ventajas para electrificar el público”
Chile tiene la mayor flota de buses eléctricos para transporte público a nivel mundial, después de China. ¿Cuál es su perspectiva sobre el progreso del país en la adopción de la electromovilidad?
En primer lugar, felicito a Chile y a quienes han hecho posible este logro. Me encantaría que en Alemania ya estuviéramos tan avanzados y pudiera ver tantos autobuses eléctricos en nuestras calles como en Santiago.
Chile está aprovechando claramente sus ventajas para electrificar el transporte público. Entre estas, se incluyen precios de com-
En mi opinión, la estrategia debe tener varios niveles. Sobre todo, debe existir la voluntad política y social de descarbonizar el transporte, teniendo en cuenta las posibilidades técnicas y los costos asociados.
En un nivel más específico, es necesario evaluar en cada aplicación (por ejemplo, transporte público, distribución, vehículos municipales o taxis) si la descarbonización es técnicamente viable y cuál sería el costo en comparación con los vehículos convencionales.
Con base en esto, se debe elaborar una es-
ESPECIALISTA ANALIZÓ LA ELECTRIFICACIÓN DE PROCESOS LOGÍSTICOS, SISTEMAS DE CARGA Y BUSES, Y DESTACÓ LOS PROGRESOS ALCANZADOS POR EL PAÍS EN LA MATERIA.
CARGO: JEFE DEL DEPTO. DE SEGURIDAD DEL TRÁFICO Y AUTOMATIZACIÓN DE VEHÍCULOS
ORGANIZACIÓN: FRAUNHOFER IVI
RUBRO: INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO EN EL ÁMBITO DE MOVILIDAD E INFRAESTRUCTURA
LOCACIÓN: DRESDEN, ALEMANIA.
Thoralf Knote estudió ingeniería de tráfico en la Universidad de Tecnología de Dresden (TU Dresden), con especialización en transporte público, planificación del tráfico e ingeniería de tráfico vial, y posee el grado de Doctor en Ingeniería de Tráfico por la misma institución. Inició su carrera como investigador en la TU Dresden, para luego desempeñarse como gerente de Proyectos en el Fraunhofer IVI. Sus áreas de especialización incluyen sistemas de propulsión innovadores para vehículos de transporte público y conceptos de implementación para autobuses híbridos y totalmente eléctricos, entre otras.
trategia de conversión para cada aplicación, con un cronograma preciso y lineamientos políticos claros. No tiene sentido establecer directrices para todos los tipos de transporte si se prevé que los costos variarán significativamente. En su lugar, conviene centrarse inicialmente en aquellos más fáciles de descarbonizar. Al clima no le importa dónde se reduzcan las emisiones de CO2. Los vehículos desempeñan un papel dominante, mientras que la infraestructura de carga ocupa un nivel secundario.
“Entre las ventajas de Chile se incluyen precios de compra comparativamente bajos para autobuses eléctricos e infraestructura de carga gracias a una competencia constante, precios de energía reducidos y un enorme potencial de energía eléctrica renovable”.
Además, cuando se utiliza el término “carga rápida”, es importante definirlo con precisión. En Fraunhofer IVI, consideramos que una potencia de carga de 200 kW o más califica como carga rápida. La necesidad de esta carga rápida siempre depende de las condiciones operativas de un tipo particular de tráfico.
En las ciudades, dicha carga se utiliza principalmente para autobuses eléctricos. Si se habla de carga rápida para potencias entre 80 y 150 kW, esta será necesaria en muchas
aplicaciones de vehículos comerciales, incluidos los de tráfico urbano, para realizar recargas intermedias durante tiempos de parada programados, al menos como medida transitoria.
Según investigaciones del Fraunhofer IVI, ¿cuáles son los conceptos clave para avanzar en la electrificación de la logística?
No existe un concepto único para la electrificación de aplicaciones logísticas. Como se mencionó antes, cada aplicación logística debe analizarse de manera individual. Es necesario evaluar los procesos operativos típicos y determinar los requisitos de los vehículos en términos de tamaño de batería y capacidad de carga.
Lo que funciona bien para el tráfico de distribución no necesariamente será adecuado para vehículos de recolección de residuos, por ejemplo. Los conceptos deben responder a preguntas sobre especificaciones del vehículo, infraestructura de carga, gastos adicionales en vehículos y personal, y los costos asociados.
IX SEMANA DE LA ENERGÍA:
Países latinoamericanos acuerdan detener construcción de centrales
EL ENCUENTRO, CONVOCADO POR LA OLADE, REUNIÓ A AUTORIDADES Y EXPERTOS DE 20 PAÍSES DE LA REGIÓN. DURANTE EL EVENTO SE ANUNCIÓ ADEMÁS QUE CHILE SERÁ EL ANFITRIÓN EN 2025.
LA CAPITAL DE PARAGUAY se convirtió en el epicentro de la agenda energética de América Latina y el Caribe, tras acoger la realización de la IX Semana de la Energía, un encuentro convocado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade). El evento, que se desarrolló del 28 de octubre al 1 de noviembre, congregó a autoridades y representantes ministeriales, expertos y ejecutivos de empresas de 20 países de la región para debatir acerca de los desafíos y avances del sector.
En la apertura del encuentro, el presidente de Paraguay, Santiago Peña, resaltó que la energía es “el camino hacia un desarrollo integral y equitativo” para la región.
Por su parte, Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Olade, presentó el “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024”, reporte que proyecta un incremento del 30% en generación de energías renovables no convencionales para 2025 y una participación renovable del 69% en la matriz regional, señalando un avance en la transición energética.
Entre los acuerdos alcanzados se des-
“La transición energética requiere esfuerzos conjuntos y visión compartida para asegurar un desarrollo sostenible”, expresó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de Olade.
taca la creación de un Consejo Regional de Planificación, la adopción de una meta regional de eficiencia energética, la detención de la construcción de nuevas centrales termoeléctricas a carbón y la conformación de un Grupo de Trabajo de Energía Nuclear para reforzar la colaboración en esta área.
Asimismo, se entregaron los Premios Olade a la Excelencia Energética, donde nuestro país fue galardonado por sus programas “Mejor Escuela” y “Mi Taxi Eléctrico”, y se reconoció a iniciativas de empresas privadas en eficiencia energética y descarbonización.
Durante la cita regional, que también acogió la LIV Reunión de Ministros y Ministras de Energía, se anunció que Chile será la sede de la X Semana de la Energía, en 2025.
EN EL COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL:
• FUERON PARTE DE LOS TEMAS
EL MARCO NORMATIVO EN CIBERSEGURIDAD, ANÁLISIS DE INCIDENTES GLOBALES Y ESTRATEGIAS DE MITIGACIÓN DE RIESGOS, FUERON PARTE DE LOS TEMAS DESARROLLADOS EN CONFERENCIA INTERNACIONAL SOBRE LA MATERIA.
Expertos nacionales e internacionales se congregaron en la sede del Coordinador Eléctrico Nacional, ubicada en Pudahuel, para abordar los desafíos en la gestión de crisis ante posibles ciberataques a la infraestructura crítica del país, especialmente en el sector eléctrico.
Así, la “II Conferencia Internacional de ciberseguridad e infraestructura crítica eléctrica: gestión de crisis ante un ciberataque” reunió a especialistas del sector público y pri-
vado, de Chile, y también de organizaciones como el North American Reliability Corporation (NERC) de Estados Unidos.
Durante el encuentro, se discutieron temas como el marco normativo en ciberseguridad, análisis de incidentes globales y estrategias de mitigación de riesgos.
“En un mundo interconectado, los ciberataques son una realidad constante que amenaza nuestra infraestructura crítica. Hoy debemos anticipar, proteger y responder para salvaguardar el sistema eléctrico y el suministro a la ciudadanía”, afirmó Jaime Peralta, vicepresidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico.
Por su parte, el coordinador nacional de Ciberseguridad y presidente del Comité Interministerial sobre Ciberseguridad, Daniel Álvarez, resaltó los avances normativos tras la promulgación de la Ley Marco de Ciberseguridad. Al respecto, precisó que mediante la aprobación de seis reglamentos en Contraloría se espera
Especialistas del sector público y privado, de Chile, y también de organizaciones como el NERC de Estados Unidos participaron en el evento.
Jaime Peralta subrayó la relevancia de la colaboración intersectorial para fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico.
Panel sobre marco normativo de ciberseguridad: Mariano Corral (SEC), Valentina Muñoz (Carey), Félix Canales (CNE), Patricio Leyton (Coordinador), Daniel Álvarez (M. del Interior), Consuelo Mengual (Coordinador) y el senador Francisco Chahuán.
Jorge Rebolledo (Ejército), Katherina Canales (Corp. de Ciberseguridad Minera), Eric Donders (UAI), José Manuel Villa (Min. de Salud), Cristian Bravo (Csirt) y Rocío Ortiz (UC), durante el segundo panel.
Bernardita Espinoza, integrante del Consejo Directivo del Coordinador, junto al senador Francisco Chahuán.
Lonnie Ratliff, del NERC, analizó las implicaciones de los ciberataques en las redes eléctricas.
que la Agencia Nacional de Ciberseguridad comience a operar el 1 de enero de 2025.
El encuentro congregó a expertos de la academia, ejecutivos de empresas y representantes del Senado, del Ministerio del Interior, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Uno de los invitados internacionales al evento fue Lonnie Ratliff, director de Cumplimiento del NERC, quien analizó las implicaciones de los ciberataques en redes eléctricas así como las mejores prácticas para mitigar sus efectos. Por su parte, Steve Tucker, Senior Manager de Honeywell Cybersecurity, se refirió a los impactos legales, reputacionales y operacionales de estos incidentes sobre las redes eléctricas.
Cerrando la jornada, Carlos Finat, integrante del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico, destacó que “el éxito en la protección de nuestras redes eléctricas depende de la colaboración entre sector público, privado y académico. Esta conferencia es un paso decisivo para construir estas alianzas”.
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 por Baterías
- San Rafael
Empresa : Parque Solar Lircay SpA
Inversión : US$94 millones
Nombre : Línea de Transmisión y Central BESS Halcón 8
Empresa : BESS Halcón 8 SpA
DESCRIPCIÓN: Localizado en la comuna de Los Andes, región de Valparaíso, este proyecto contempla la construcción y operación de un sistema de almacenamiento de energía eléctrica mediante baterías (BESS), con una potencia nominal de 90 MW y una capacidad de almacenamiento de 360 MWh. Su objetivo es acumular excedentes de energía en horarios de baja demanda, para inyectarlos al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en horarios de alto consumo. Las instalaciones incluyen una línea de transmisión de alta tensión en 110 kV, conectada a la subestación Los Villares.
Inversión : US$43 millones
DESCRIPCIÓN: Este proyecto se desarrollará en la comuna de Huasco, región de Atacama, y consisten en la construcción y operación de un parque de almacenamiento de energía eléctrica, basado en baterías (BESS), además de una línea de transmisión de alta tensión en 110 kV, de 3,8 kilómetros. El sistema está diseñado para acumular energía generada durante el día y liberarla en los horarios de mayor demanda. Para eso, contará con una potencia nominal de 25MW y una capacidad de almacenamiento de 129,5 MWh
Nombre : Planta Fotovoltaica
Chieti Solar
Empresa : Chieti Solar SpA
Inversión : US$19 millones
DESCRIPCIÓN: Situado en la comuna de Colina, región Metropolitana, este proyecto contempla la construcción y operación de una central fotovoltaica, para la generación de 14,5 MWp de potencia nominal instalada. Las instalaciones incluyen además un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) y la instalación de una línea de evacuación de 23 kV y 570 metros de longitud.
Nombre : Parque Fotovoltaico Sol del Sur SG
Empresa : Sol del Sur SG SpA
Inversión : US$15 millones
DESCRIPCIÓN: Este parque fotovoltaico estará ubicado en la comuna de Chillán Viejo, región de Ñuble, y estará compuesto por 34.850 paneles solares, equipados con seguidores, para sumar una potencia instalada de 23 MWp. La central se complementará a través de la implementación de dos centros de almacenamiento de energía eléctrica basados en baterías (BESS).
Nombre : Parque Fotovoltaico Nueva Paillaco
Empresa : Energía Renovable Lapislazuli SpA
Inversión : US$15 millones
DESCRIPCIÓN: Este proyecto consiste en la construcción y operación de una central fotovoltaica con una potencia instalada 7,4 MW, en la comuna de Paillaco, región de Los Ríos. La planta estará conformada por 12.272 paneles, de 605
Wp, e incluirá un sistema de almacenamiento basado en baterías (BESS). La energía generada se evacuará hacia las redes de Saesa a través de una línea eléctrica compuesta por un tramo soterrado (461 metros) y otro aéreo (15 metros).
LEnel Chile Roger de Flor 2725 Torre Encomenderos, Las Condes. comunicacion.enelchile@enel.com www.enel.cl
uego de haber cumplido con éxito todas las pruebas que aseguran su correcto funcionamiento, tanto en términos de seguridad para el sistema como también para sus colaboradores y comunidades cercanas, Enel Chile, a través de su filial para el desarrollo de energías renovables Enel Green Power, recibió la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional, para dar inicio a la operación comercial del sistema de almacenamiento de El Manzano, de 67 MW de capacidad neta instalada por 2 horas, equivalentes a 134 MWh de energía.
Este hito marca el término del ciclo de desarrollo del primer clúster energético de Enel Chile al interior de la Región Metropolitana, el cual, combinando tecnologías de generación fotovoltaica bifacial y de almacenamiento, permite a la compañía seguir impulsando la implementación de producción y almacenamiento de energía 100% renovable cerca de los grandes centros de consumo. “Un proyecto híbrido a escala industrial de este tipo nos permite generar eficiencias en la utilización del recurso producido, debido a que, al estar inserto en una zona ur-
bana, tiene la capacidad de conectarse directamente a la red de distribución de la región, y de esta forma, permitir que la energía tanto generada como también almacenada, pueda ser utilizada en distintos horarios, optimizando al máximo el uso del recurso solar”, expresó el gerente general de Enel Chile, Giuseppe Turchiarelli.
De esta forma y gracias a la estrategia de hibridación de centrales renovables de la compañía, la operación conjunta del sistema BESS y parque fotovoltaico del clúster energético El Manzano permitirá inyectar anualmente del orden de los 226 GWh de energía renovable al Sistema Eléctrico Nacional, equivalente a alimentar alrededor de 75 mil hogares chilenos, evitando la emisión de cerca de 182 mil toneladas de CO2 por año.
Junto con lo anterior, este clúster energético también podrá gestionar del orden de los 44 GWh anuales, permitiendo trasladar la generación renovable a las horas de mayor consumo y con menor recurso solar disponible. El sistema BESS también tiene la capacidad de prestar servicios complementarios mediante la regulación de frecuencia, aportando estabilidad y seguridad al sistema eléctrico.
SCHNEIDER ELECTRIC
ESTRENA PODCAST SOBRE SOSTENIBILIDAD Y EQUIDAD
BAJO EL NOMBRE “IMPACT MAKERS: innovación y servicios”, Schneider Electric estrenó un podcast para abrir un espacio de diálogo sobre temas de sostenibilidad ambiental, equidad de género y eficiencia operativa en los sectores eléctrico y minero-metalúrgico. El ciclo de programas reunirá a líderes y expertos para abordar desafíos y soluciones en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).
“Queremos plantear cómo, desde nuestras diferentes tecnologías y oferta de valor agregado, aspiramos a generar un impacto positivo en
COPEC VOLTEX PRESENTÓ el primer “ecosistema” de intercambio de baterías para motocicletas eléctricas en Chile, que consta de una red de 10 puntos de carga instalados en estaciones de servicio Copec en la capital, complementada con vehículos de este tipo suminis-
el medio ambiente, basado en el ciclo de vida de nuestras soluciones a partir de una menor huella de carbono y un enfoque centrado en la economía circular”, señaló Roberto Lepin, director de Servicios para el Clúster Andino Sur de la compañía.
Agregó que “desde Chile, podríamos ser un verdadero aporte para el análisis de estas temáticas tan urgentes e importantes, que nos involucran a todos”.
trados por la marca taiwanesa Gogoro.
Las motocicletas, comercializadas por el Grupo Kaufmann, funcionan con dos baterías, que pueden ser fácilmente intercambiadas en las estaciones, considerando un proceso de recarga que toma apenas 30 segundos.
“La implementación de este ecosistema se alinea con nuestro compromiso de liderar la transición energética hacia la carbono neutralidad”, destacó Arturo Natho, gerente general de Copec.
Por su parte, Cristián Contreras, gerente de Estrategia y Desarrollo del Grupo Kaufmann, comentó que los modelos “se adaptan a las necesidades urbanas”, permitiendo una movilidad más ecológica y eficiente en Chile.
HITACHI ENERGY APUESTA
HITACHI ENERGY LANZÓ Nostradamus
AI, una solución basada en inteligencia artificial y diseñada para mejorar la previsibilidad en las inversiones energéticas. Esta herramienta permite a empresas de servicios públicos y operadores del sector la posibilidad de generar pronósticos altamente precisos y personaliza-
dos sobre carga, precios de mercado y generación de energía renovable.
“La previsión avanzada es integral para gestionar eficazmente la estrategia de la cartera de energía de una empresa”, explicó Massimo Danieli, director general de Automatización de Red de la compañía.
Nostradamus AI combina datos de rendimiento de la red, previsiones de mercado y supervisión avanzada de activos, respaldada por el aprendizaje automático y otras mejores prácticas de ciencia de datos.
“Es fundamental que las organizaciones cuenten con una herramienta dedicada diseñada específicamente para analizar la enorme cantidad de datos generados a través de una red eléctrica en evolución”, agregó Andy Howell, jefe global de Enterprise Software Solutions de Hitachi Energy.
EN LAS OFICINAS DE ABB, ubicadas en el edificio Gran Torre Costanera, comuna de Providencia, se realizó el lanzamiento de la convocatoria al Sello de Excelencia Energética 2024-2025, una iniciativa impulsada por el Ministerio de Energía para premiar a organizaciones de distintos ám-
bitos que se destacan por su compromiso con la gestión eficiente de la energía.
La ceremonia contó con la participación del subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos; la directora de AgenciaSE, Rosa Riquelme; y Martín Capo, Lead Business Area Manager Motion Latam de ABB, entre otros.
El Sello de Excelencia Energética reconoce a organizaciones en las categorías de Oro, Plata y Bronce, premiando prácticas en gestión energética, electromovilidad y transporte eficiente. Así, podrán postular a este reconocimiento consumidores con capacidad de gestión de la energía (CCGE), grandes y medianas empresas (GME), micro y pequeñas empresas (MIPE), instituciones de educación superior (IES) e instituciones del sector público (ISP).
David López Cortón asumió como nuevo gerente País de Redinter y gerente general de Transmisora Eléctrica del Norte (TEN). El ejecutivo es ingeniero industrial y eléctrico de la Universidad Politécnica de Madrid y acumula más de 15 años de experiencia en Redeia, incluyendo dos años en Chile como subgerente de Integración Tecnológica de Redinter y gerente de Estrategia y Planificación de TEN.
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) nombró a Fernanda Garrido como directora regional de Magallanes y la Antártica Chilena. La profesional es ingeniero civil electricista y magister en Ciencias de la Ingeniería, con mención en Ingeniería Eléctrica e Inteligencia Artificial, ambos grados obtenidos en la U. de la Frontera. Previo a su llegada la SEC, en 2020, ejerció como gerente de Servicios Eléctricos de Eergymas.
Óscar Álamos, jefe de Asuntos Regulatorios de ISA Interchile, asumió como consejero de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.). El profesional es ingeniero civil industrial, con mención en Electricidad, y posee un magíster en Ciencias de la Ingeniería, con mención en Mercados Eléctricos y un diplomado en Energía Nucleoeléctrica, todos estos grados obtenidos en la U. Católica. Durante su carrera se ha desempeñado en el Ministerio de Energía, como jefe de Gestión de Riesgos de Energía, y en la consultora Systep.
Mario Muñoz asumió como nuevo subgerente de TI de Generadora Metropolitana. El profesional es ingeniero informático de Inacap, ingeniero civil industrial de la U. Central y Master en Tecnología de la Información por la U. Técnica Federico Santa María. Previo a su ingreso a la compañía, en 2018, ejerció en empresas como Red to Green y Depósitos y Contenedores.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) anunció la incorporación de Adolfo Linzmayer como profesional del Departamento de Información, Innovación Energética y Relaciones Institucionales. Linzmayer es ingeniero civil en electricidad, con mención en Sistemas Electrónicos de Potencia, de la U. de Santiago. Anteriormente, se desempeñó en el área de Monitoreo de Mercado ERNC de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y en la empresa Enel.
Dartel Electricidad designó a Mariana Molina como nueva jefa del Departamento de Marketing. La profesional es ingeniero eléctrico de la U. Católica de Valparaíso, con mención en Electrónica de Potencia. Previo a su nombramiento, se desempeñó en Epson Latinoamérica, como Product Manager Chile y Bolivia, y en Legrand Chile, en el cargo de Trade Marketing Manager Retail.
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