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Chile prepara reforma de redes eléctricas para 2027

El Gobierno de Chile inició el proceso participativo para elaborar una Reforma de Redes Eléctricas que busca actualizar la regulación de los sistemas de transmisión y distribución del país. La iniciativa considera la participación de organismos públicos, empresas eléctricas, asociaciones gremiales, representantes de la academia y alcaldes, y servirá como base para un nuevo proyecto de ley que será presentado en 2027.

La reforma cuenta con el apoyo del Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI) y busca modernizar un marco regulatorio que tiene más de 40 años. El proceso apunta a abordar los nuevos requerimientos derivados de la transición energética, el crecimiento de la demanda eléctrica y la necesidad de contar con redes capaces de acompañar el desarrollo de los territorios y nuevas inversiones.

Reforma busca modernizar transmisión y distribución

La ministra de Energía, Ximena Rincón, destacó que las redes eléctricas cumplen un papel estratégico para la competitividad, el crecimiento económico y la calidad de vida. En este contexto, el proceso busca pasar desde el diagnóstico existente hacia una propuesta regulatoria que responda a las necesidades actuales y futuras del sistema.

El subsecretario de Energía, Hugo Briones, señaló que la reforma busca avanzar hacia un sistema que entregue un servicio de calidad, utilice de manera más eficiente sus recursos, mantenga condiciones de seguridad y genere garantías para la inversión. También se plantea una mayor participación de los usuarios de las redes en los beneficios derivados de la modernización del sistema.

Interconexión regional también forma parte del proceso

Uno de los aspectos considerados es la creciente necesidad de fortalecer las conexiones eléctricas entre países de la región. El Ministerio de Energía señaló que Chile trabaja de manera coordinada con Argentina, Perú y Bolivia para avanzar en iniciativas de interconexión eléctrica.

Esta dimensión regional adquiere relevancia ante la expansión de las energías renovables y la necesidad de contar con sistemas eléctricos capaces de intercambiar energía y responder de manera más flexible a los cambios en la generación y la demanda.

Propuesta conceptual estará lista en diciembre

El proceso contará con asistencia técnica del Banco Mundial y apoyo especializado del académico Rodrigo Moreno. Además de las mesas de trabajo técnico, se desarrollarán encuentros con alcaldes y mesas regionales en las zonas norte, centro y sur del país.

El objetivo es recoger las distintas perspectivas antes de cerrar la primera etapa del proceso. Con los resultados de estas instancias, el Ministerio de Energía presentará en diciembre de 2026 una propuesta conceptual, que posteriormente servirá como base para la elaboración del proyecto de ley que será ingresado al Congreso durante 2027.

La iniciativa busca, de esta manera, establecer un nuevo marco para la evolución de las redes eléctricas chilenas y adaptar su regulación a las necesidades de la transición energética, la expansión de la demanda y el desarrollo de nuevas inversiones en infraestructura eléctrica.

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Isagen adquiere parque solar Puerta de Oro

Isagen acordó adquirir el 100 % de la participación controlante de Patria Investments en Puerta de Oro, el mayor parque de generación solar de Colombia. La operación se produce apenas dos meses después de que el proyecto iniciara su operación comercial y aún está sujeta a las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Ubicado entre Guaduas y Chaguaní, en Cundinamarca, Puerta de Oro cuenta con una capacidad instalada de 360 MWp y más de 511.000 módulos fotovoltaicos distribuidos en aproximadamente 900 hectáreas. El complejo genera cerca de 732 GWh al año, suficiente para abastecer el equivalente al consumo de unos 450.000 hogares, y está conectado al Sistema Interconectado Nacional mediante una línea de transmisión de 230 kV de aproximadamente 23 kilómetros.

Isagen amplía su cartera solar

La adquisición forma parte de la estrategia de crecimiento de Isagen, que busca incorporar otros 1.000 MW de capacidad solar durante los próximos años. La compañía señaló que la incorporación de Puerta de Oro representa un paso relevante dentro de esta expansión y ratifica su interés en aumentar su participación en generación renovable.

El parque también adquiere relevancia dentro del sistema eléctrico colombiano por su escala. Según la información divulgada por Valora Analitik, su generación representa cerca del 5 % de la meta nacional de incorporación de energías renovables y contribuye a evitar alrededor de 361.000 toneladas de CO₂ al año.

Patria completa ciclo de inversión

Para Patria Investments, la venta representa la primera desinversión de un activo de infraestructura de la firma en Colombia. Pablo Cano, managing director de Infraestructura de Patria, explicó que la operación forma parte del ciclo habitual de inversión del fondo, que contempla desarrollar activos, materializar su valor y devolver capital a sus inversionistas para posteriormente destinarlo a nuevas oportunidades.

Puerta de Oro fue desarrollado por Patria junto con Ashmore y contó con un financiamiento estructurado superior a $1 billón. Durante su construcción generó más de 2.000 empleos, con aproximadamente 95 % de participación de mano de obra local, además de inversiones en educación, acceso al agua e infraestructura comunitaria en su área de influencia.

La operación marca así un cambio de propietario para uno de los principales activos solares del país, mientras Isagen incorpora nueva capacidad de generación renovable y Patria libera capital para continuar con su estrategia de inversión en infraestructura y energía.

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Bergen Engines busca crecer con centros de datos

Bergen Engines México busca ampliar su participación en el mercado de centros de datos ante el crecimiento de la demanda eléctrica asociada con la infraestructura de nube, la inteligencia artificial y el cómputo de alta densidad, con especial atención en Querétaro.

México cuenta actualmente con cerca de 280 MW de capacidad instalada en centros de datos, de los cuales alrededor del 72% se concentra en Querétaro. Las proyecciones de la industria apuntan a que el estado podría alcanzar aproximadamente 1,3 GW hacia 2031, aumentando la necesidad de soluciones de generación confiable, escalable y con capacidad de respaldo.

Generación eléctrica detrás del medidor

Ante las restricciones que pueden presentarse en la disponibilidad de red y en los procesos de interconexión, Bergen Engines plantea ampliar el uso de sistemas de generación detrás del medidor, una configuración que permite producir electricidad directamente en el sitio donde se consume.

Esta alternativa puede cubrir parte o la totalidad de la demanda de instalaciones de gran escala y combinarse con sistemas de respaldo, almacenamiento y gestión energética. Para los centros de datos, que requieren continuidad permanente para sus operaciones, este tipo de infraestructura permite reducir la dependencia exclusiva de la red pública.

La compañía forma parte de la División de Energía de Langley Holdings, que integra motores de gas de velocidad media de Bergen Engines, alternadores de Marelli Motori y tecnología SHIELDX de Piller. Según la empresa, esta solución ya ha sido seleccionada para proyectos de centros de datos que suman hasta 3 GW de capacidad detrás del medidor en Estados Unidos.

Bergen Engines fortalece presencia en Querétaro

Como parte de su estrategia de crecimiento, Bergen Engines México se incorporó como socio activo de la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC) y participa en su Consejo de Energía. La compañía también busca involucrarse en las conversaciones técnicas relacionadas con disponibilidad eléctrica, continuidad operativa y expansión de infraestructura digital.

El acercamiento adquiere relevancia ante el crecimiento previsto del mercado mexicano de centros de datos. La expansión de la nube y de las aplicaciones de inteligencia artificial está elevando los requerimientos de capacidad eléctrica, mientras los operadores buscan alternativas que garanticen suministro continuo y escalabilidad.

Para Bergen Engines, este escenario abre una oportunidad para trasladar a México soluciones de generación utilizadas en otros mercados y atender los requerimientos energéticos de la próxima generación de infraestructura digital.

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Colbún y USACH crean simulador de tarifas eléctricas

Colbún y la Universidad de Santiago de Chile (USACH) desarrollaron un simulador de tarificación eléctrica que permite analizar distintos escenarios regulatorios y proyectar el comportamiento de las tarifas del sector. La herramienta busca facilitar la comprensión de un sistema que combina variables técnicas, regulatorias y de mercado.

El simulador permite analizar los distintos componentes de las tarifas eléctricas establecidas por la regulación chilena, tanto para consumidores de alto voltaje, como grandes usuarios de energía, como para clientes de bajo voltaje, entre ellos hogares, comercios y pequeñas y medianas empresas. La herramienta también permite modelar cambios normativos y evaluar sus posibles impactos.

Tecnología aplicada al análisis energético

El desarrollo surgió de la colaboración entre Colbún y el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la USACH. El proyecto comenzó con el objetivo de contar con una plataforma capaz de validar los cargos asociados a las tarifas reguladas, replicar sus resultados y realizar proyecciones para apoyar la gestión de los clientes de la compañía.

Para Humberto Verdejo, académico del Departamento de Energía de la USACH, la iniciativa permite transformar materias regulatorias y tarifarias de alta complejidad en una herramienta de análisis que facilita la evaluación de escenarios y sus impactos. La colaboración también busca generar transferencia de conocimiento entre la universidad y la industria energética.

Innovación para un sector eléctrico en transformación

El proyecto forma parte de la estrategia de innovación abierta de Colbún, mediante la cual la empresa busca incorporar capacidades de universidades, centros de investigación y startups para abordar desafíos técnicos y regulatorios de la industria.

Durante 2025, Colbún mantuvo 10 acuerdos y alianzas con el ecosistema de innovación, dentro de una cartera de 127 iniciativas y una inversión de US$3,6 millones en investigación, desarrollo e innovación (I+D+i). El simulador desarrollado junto con la USACH forma parte de este conjunto de iniciativas.

La herramienta adquiere relevancia en un escenario en que los cambios regulatorios y de mercado del sistema eléctrico son cada vez más frecuentes. En este contexto, contar con modelos que permitan anticipar escenarios tarifarios puede apoyar la toma de decisiones comerciales y mejorar la comprensión de los costos asociados al suministro eléctrico.

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Sur del Perú lidera crecimiento eléctrico

La zona Sur del Perú registró un crecimiento de 25% en su generación eléctrica durante el primer semestre de 2026, al alcanzar 6.598 GWh, frente a los 5.274 GWh producidos en el mismo periodo de 2025, según el informe de la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

El incremento estuvo impulsado principalmente por Arequipa, Puno y Moquegua, regiones que registraron importantes aumentos en su producción. Arequipa alcanzó 1.561 GWh, un 81% más que en el primer semestre de 2025, mientras Puno llegó a 1.406 GWh, con un crecimiento de 74%. Moquegua, por su parte, produjo 672 GWh, un 42% más interanual.

Sur concentra el mayor dinamismo

El desempeño de la zona Sur contrasta con el crecimiento más moderado de otras áreas del país. La zona Centro, que mantiene el liderazgo en volumen de generación, alcanzó 25.014 GWh entre enero y junio, con un incremento de apenas 0,3% frente al mismo periodo de 2025.

Lima continuó siendo la principal región generadora del país, con 12.731 GWh, equivalente a un crecimiento de 5%. También destacaron Junín, con 2.193 GWh; Pasco, con 481 GWh; y La Libertad, con 347 GWh.

Generación nacional aumenta 4,4%

A nivel nacional, la producción eléctrica acumulada llegó a 33.874 GWh durante el primer semestre de 2026, superando en 4,4% los 32.431 GWh registrados en igual periodo del año anterior.

La zona Oriente también registró un aumento de 4%, hasta 249 GWh, mientras la zona Norte pasó de 1.979 GWh a 2.013 GWh, equivalente a un crecimiento de 2%. En Oriente destacó Ucayali, cuya generación aumentó 59%, de 52 GWh a 83 GWh.

El resultado confirma una expansión de la generación eléctrica en distintas regiones del país, aunque con ritmos diferentes. Para el MINEM, el fortalecimiento de la infraestructura eléctrica regional será relevante para acompañar el crecimiento de las actividades productivas y consolidar un sistema energético seguro y confiable.

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Contraloría alerta riesgos en Refinería de Talara

La Contraloría General de la República (CGR) alertó sobre diversos riesgos ambientales, operativos y económicos identificados en la Refinería de Talara, administrada por Petroperú, que podrían agravarse ante la ocurrencia del Fenómeno El Niño (FEN).

La advertencia se produjo luego de una inspección realizada entre el 19 y el 25 de agosto de 2026, durante la cual se detectó la presencia de aguas oleosas en una zona de la planta. Según la Contraloría, si estas no son retiradas oportunamente podrían extenderse hacia otras áreas del complejo y generar impactos ambientales y mayores costos para la empresa estatal.

Infraestructura expuesta al Fenómeno El Niño

La inspección también identificó infraestructura de la refinería que presenta condiciones susceptibles de verse afectadas por el FEN. Una eventual afectación podría comprometer la operatividad de determinadas instalaciones y dificultar la continuidad de las actividades del complejo.

Otro de los puntos observados corresponde al mantenimiento de las motobombas, equipos necesarios para responder ante eventuales emergencias. La Contraloría señaló que no se ejecutaron las acciones de mantenimiento previstas debido a que el contrato correspondiente fue resuelto por incumplimientos del proveedor.

De acuerdo con el órgano de control, esta situación podría comprometer la disponibilidad de las motobombas durante una emergencia asociada al Fenómeno El Niño y afectar también la vida útil de estos equipos.

Oleoducto presenta deterioro en sus estructuras

La Contraloría también puso atención sobre el Oleoducto Overales, infraestructura utilizada para transportar crudo. Durante la evaluación se identificaron deterioros en algunos de sus soportes y bases de concreto, una condición que podría incrementar la vulnerabilidad del ducto ante eventos asociados al FEN.

Las observaciones planteadas por el órgano de control ponen de manifiesto la necesidad de atender las condiciones identificadas en la infraestructura y los equipos de la refinería antes de que puedan verse agravadas por eventos climáticos.

La situación adquiere relevancia debido al papel de la Refinería de Talara dentro de la infraestructura energética peruana. La atención de los riesgos señalados busca reducir posibles impactos ambientales, interrupciones operativas y costos asociados a eventuales emergencias durante el periodo de influencia del Fenómeno El Niño.

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AES y Ecopetrol avanzan con parque eólico en La Guajira

AES Colombia y Ecopetrol avanzan en el desarrollo del clúster eólico Jemeiwaa Ka’I, en La Guajira, cuya primera etapa contempla 549 MW de capacidad instalada. De este bloque, los proyectos JK1 y JK2, que suman 259 MW, son los más avanzados y podrían iniciar su construcción durante 2027, con una entrada en operación prevista para 2029.

La iniciativa se desarrolla mediante una alianza en la que AES Colombia posee el 51% y Ecopetrol el 49%. La primera fase cuenta con transmisión garantizada a través de la línea Colectora, infraestructura necesaria para conectar la generación eólica de La Guajira con el sistema eléctrico nacional.

JK1 y JK2 concentran la primera etapa

Los dos parques más avanzados representan una inversión cercana a US$500 millones y ya cuentan con los permisos necesarios para iniciar su construcción. AES Colombia prevé completar el proceso de financiación durante el primer semestre de 2027 y comenzar las obras posteriormente.

De acuerdo con Federico Echavarría, gerente general de AES Colombia, la construcción de estos proyectos tendría una duración aproximada de 24 meses, por lo que su entrada en operación se proyecta para 2029.

El clúster Jemeiwaa Ka’I contempla en total más de 1.000 MW distribuidos en diferentes parques eólicos. La primera etapa de 549 MW está compuesta por cuatro proyectos, mientras que JK1 y JK2 concentran inicialmente 259 MW.

Proyecto busca ampliar generación renovable

Una vez operativos, JK1 y JK2 podrían generar alrededor de 1.100 GWh de electricidad al año, equivalente a cerca del 12% de la demanda energética promedio de Ecopetrol. La compañía también estima que estos proyectos contribuirían a reducir aproximadamente 4,3 millones de toneladas de CO₂ equivalente.

La incorporación de nueva capacidad eólica se produce en un escenario de crecimiento de la demanda eléctrica y de necesidad de ampliar la oferta de generación. AES Colombia señaló que el desarrollo de La Guajira podría abrir espacio para nuevos proyectos de generación renovable en la región.

La Guajira mantiene desafíos para los proyectos

El desarrollo de infraestructura energética en La Guajira también enfrenta desafíos relacionados con las consultas con comunidades, seguridad y presencia institucional. AES Colombia señaló que mantiene desde hace varios años procesos de relacionamiento con las comunidades de la zona y considera necesario fortalecer el acompañamiento institucional para facilitar la ejecución de los proyectos.

Con la construcción prevista para 2027 y la operación proyectada para 2029, JK1 y JK2 avanzan como la primera fase del clúster Jemeiwaa Ka’I. El desarrollo completo podría superar los 1.000 MW de capacidad eólica, sujeto al avance de los demás proyectos que conforman la iniciativa.

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Tren Santiago–Valparaíso: un desafío estructural para la conectividad ferroviaria en Chile

Se acerca el Día Mundial sin Automóvil (22 de septiembre), y el tren es una buena alternativa para desincentivar su uso ¿Qué obstáculos enfrenta Chile al respecto?

Santiago, septiembre de 2026.- El proyecto del tren Santiago–Valparaíso representa una de las iniciativas más relevantes en materia de transporte para Chile en las próximas décadas. Con una extensión de 173 kilómetros en su primera etapa, un tiempo estimado de viaje de 90 minutos y la capacidad de beneficiar directamente a 6,6 millones de personas, esta obra se proyecta como un cambio de modelo en la movilidad nacional.

Respecto de este proyecto, cuya licitación está prevista para 2026 y su entrada en operación se estima para 2030, desde la industria de ingeniería destacan algunos desafíos que enfrenta Chile en el contexto de infraestructura ferroviaria, y que van más allá del financiamiento.

Aldo de Castro, Ingeniero Civil en Obras Civiles y Administrador de Contratos de GHD en Chile, con experiencia en proyectos viales y ferroviarios explica que, “la verdadera complejidad radica en las características territoriales y estructurales que condicionan la viabilidad de un sistema ferroviario moderno y eficiente. El tren Santiago–Valparaíso es un reflejo de las oportunidades y, al mismo tiempo, de las limitaciones que impone la geografía nacional”.

Chile presenta una geografía única y exigente: La Cordillera de la Costa y otros accidentes geográficos obligan a considerar soluciones de ingeniería avanzadas, como túneles, puentes y viaductos, para garantizar la continuidad del trazado.

“A ello se suma la variabilidad de los suelos y el riesgo sísmico permanente, que demandan diseños resilientes y adaptados a condiciones geotécnicas complejas”, advierte el ejecutivo de GHD.

El uso del suelo constituye otro obstáculo relevante. Las zonas críticas de alta ocupación urbana requieren una integración cuidadosa con la infraestructura existente, evitando conflictos con sistemas viales, logísticos y urbanos. La interacción con puertos, carreteras y áreas metropolitanas convierte al proyecto en un ejercicio de planificación territorial integral.

“Además, la discontinuidad histórica del sistema ferroviario chileno añade un nivel adicional de dificultad. La pérdida de redes y la necesidad de reconstrucción parcial implican que el país debe avanzar no sólo en un proyecto aislado, sino en la recuperación de una visión ferroviaria nacional que permita articular distintas regiones bajo un modelo de conectividad total”, explica el ejecutivo de GHD.

Más que un proyecto: un cambio de modelo

El tren Santiago–Valparaíso no es únicamente una obra de transporte. Es la oportunidad de transformar la manera en que Chile concibe la movilidad y la integración territorial. La iniciativa plantea un cambio de paradigma hacia un sistema ferroviario moderno, eficiente y sostenible, capaz de responder a las demandas de conectividad de un país que busca reducir brechas y potenciar su desarrollo.

“El desarrollo ferroviario en Chile requiere más que inversión: necesita soluciones adaptadas a su geografía única, combinando innovación tecnológica, planificación territorial y eficiencia operativa”, finaliza Aldo de Castro.

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Parque Eólico Viena proyecta inversión de US$150 millones

AustriaEnergy ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Los Lagos la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del Parque Eólico Viena, proyecto que contempla una inversión estimada de US$150 millones para su construcción y operación en las comunas de Osorno y San Pablo. La iniciativa ya fue admitida a tramitación y se encuentra en proceso de evaluación ambiental.

El proyecto considera una capacidad instalada de 120 MW, que será destinada al Sistema Eléctrico Nacional mediante la instalación de 15 aerogeneradores. La infraestructura busca incorporar nueva generación renovable al sistema y ampliar la capacidad de producción eléctrica de la Región de Los Lagos.

Uno de los componentes relevantes de la iniciativa será un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), con una capacidad de 20 MW y 80 MWh. Esta infraestructura permitirá almacenar temporalmente parte de la energía generada y gestionar su entrega al sistema eléctrico.

Nueva infraestructura de transmisión

Para conectar el parque con la red eléctrica, el proyecto contempla una línea de alta tensión de 66 kV, de aproximadamente 10 kilómetros, que enlazará las instalaciones con la Subestación La Misión.

También se considera la construcción de una subestación elevadora y una red colectora subterránea de 33 kV, además de las instalaciones necesarias para la operación y mantenimiento del parque.

Las obras principales incluirán movimientos de tierra, construcción de caminos y accesos, fundaciones, canalización de cables, montaje de los aerogeneradores, construcción de la subestación y ejecución de la línea de transmisión.

Construcción comenzaría en 2028

De acuerdo con el cronograma presentado por AustriaEnergy, la etapa de construcción tendría una duración aproximada de 18 meses. El inicio está proyectado para junio de 2028, mientras que la finalización de las obras y la conexión con la Subestación La Misión están previstas para diciembre de 2029.

Con una inversión de US$150 millones, 120 MW de capacidad eólica y un sistema BESS de 20 MW y 80 MWh, el Parque Eólico Viena se suma a la cartera de nuevos proyectos de generación renovable que buscan ampliar la oferta eléctrica y fortalecer la incorporación de tecnologías de almacenamiento en Chile.

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Cinco empresas impulsan nuevos hallazgos de petróleo y gas en Colombia

Las compañías Green Power Sucursal, Verano Energy, Amerisur, Parex y Canacol estuvieron detrás de los descubrimientos de petróleo y gas registrados en Colombia durante 2025, de acuerdo con información del Informe de Gas 2026 de Promigas.

En total, se identificaron nueve descubrimientos, de los cuales siete corresponden a petróleo y dos a gas. Los hallazgos se concentraron en los departamentos de Casanare, Putumayo y Sucre, en el marco de seis contratos suscritos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

El bloque Llanos 74, ubicado en Casanare, registró el mayor éxito exploratorio, con tres descubrimientos de petróleo. Estos resultados corresponden a Parex, compañía que recientemente adquirió los activos de Frontera Energy en Colombia y pasó a convertirse en la mayor petrolera privada del país, después de Ecopetrol.

Los descubrimientos de gas, por su parte, se localizaron en San Marcos, Sucre. Según el informe citado por Valora Analitik, los hallazgos fueron realizados por Parex, mientras que Canacol Energy figura como operador de los proyectos.

El desempeño exploratorio adquiere relevancia ante el escenario actual de la industria colombiana, marcado por la disminución de la producción nacional de gas y la creciente necesidad de fortalecer las fuentes de abastecimiento. Los nuevos hallazgos representan una oportunidad para ampliar las reservas y sostener la oferta energética en el mediano y largo plazo.

En este contexto, la exploración de nuevos recursos se mantiene como uno de los principales desafíos del sector. El desarrollo de los descubrimientos dependerá de las siguientes etapas de evaluación, delimitación y eventual desarrollo comercial de los yacimientos.

Los resultados de 2025 muestran además que la actividad exploratoria continúa concentrándose en zonas tradicionales como los Llanos Orientales, al tiempo que mantiene presencia en departamentos como Putumayo y Sucre. La evolución de estos proyectos será determinante para conocer cuánto de los recursos descubiertos puede incorporarse efectivamente a la producción nacional.