Las licitaciones eléctricas comienzan a instalarse como un nuevo foco de atención para las acciones del sector en Chile.
Aunque parte de las miradas de los analistas suelen estar puesta en los precios spot o el avance de los proyectos, el calendario de vencimientos de contratos regulados y libres puede transformarse en una variable relevante para proyectar los ingresos de compañías como Engie Energía Chile, Enel Chile y Colbún.
Las fechas que vienen son clave: 2027 será el año que concentrará la mayor atención del mercado por el volumen de energía que deberá volver a adjudicarse.
“En los próximos tres años se van a licitar cerca de 21.350 GWh, y gran parte será en 2027”, explicó a DF el subgerente de estudios renta variable de BICE, Aldo Morales.
Para una generadora, tener energía contratada a largo plazo o PPA permite asegurar demanda y reducir exposición al mercado spot. Pero ese atractivo tiene una contraparte: en procesos competitivos, adjudicarse nuevos bloques puede implicar ofertar precios más bajos, lo que podría comprimir márgenes futuros.
“Los contratos regulados tienen una alta relevancia para las generadoras eléctricas, representando más del 40% de los ingresos en los últimos años”, agregó Morales.
Para la head regional de equity research de Credicorp Capital, Steffania Mosquera, es "altamente relevante" el ciclo de licitaciones y renovación contractual que viene para las generadoras.
Detalló que el mercado eléctrico está atravesando una transformación estructural impulsada por la rápida expansión de energías renovables no convencionales y sistemas de almacenamiento. Un proceso que, a su juicio, “debería traducirse en menores precios spot promedio” en el tiempo.
“En ese contexto, se vuelve más atractivo para las generadoras asegurar contratos por la mayor parte de su capacidad, dado que mantener energía disponible para vender en el mercado spot perdería atractivo económico frente a precios estructuralmente más bajos”, indicó.
De acuerdo con información consolidada en base a contratos vigentes por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), los contratos regulados suman cerca de 23,1 TWh en 2026, pero bajan a 18,7 TWh en 2027 y luego a 17,2 TWh entre 2028 y 2032.
Engie y Enel bajo la lupa
En ese cronograma, Engie Energía Chile asoma con el vencimiento individual más relevante: un contrato de 2.530 GWh al año asociado a Emelsing que termina en diciembre de 2026.
Además, la compañía mantiene otro bloque relevante de 5.040 GWh anuales vigente hasta 2032, por lo que el análisis también pasa por la capacidad de estas empresas para sostener su posición durante la próxima década.
Los estados financieros de Engie muestran que la relevancia de estos contratos no es menor. Al primer trimestre de 2026, la compañía reportó ingresos por ventas de energía y potencia por
US$ 461,8 millones. Por tipo de cliente, los regulados representaron cerca de 55,7% de las ventas del período, mientras que los libres explicaron el 44,3% restante.
Mosquera estimó que Engie tiene un mix de ingresos de aproximadamente 48% regulado y 34% libre. Sin embargo, advirtió que en 2027 enfrentará el vencimiento del contrato Emelsing, equivalente a 2.530 GWh anuales, “lo que implica una reducción cercana a 35% de su energía contratada”.
Agregó que Engie se encuentra "sobrecontratada", lo que implica que su capacidad instalada es menor a la energía que debe entregar. Por eso, sostuvo, la compañía tiene exposición al spot, contratos de respaldo con otras generadoras y está incorporando capacidad renovable durante este y el próximo año.
Morales también puso a Engie entre los nombres que deberán competir para defender su escala. “Engie Energía y Enel Chile enfrentarán vencimientos de contratos regulados por cerca de 2.530 GWh y 1.700 GWh, entre 2026 y 2029, respectivamente. Ambas compañías han manifestado públicamente la intención de mantener el tamaño empresa, lo que implica necesariamente ser competitivo de cara a las licitaciones que se vienen en 2027”, señaló.
Enel Chile, por su parte, exhibe una mayor base de contratos regulados en el sistema. Considerando los bloques asociados a Endesa, la compañía suma del orden de 10,4 TWh anuales en 2026, con vencimientos más repartidos.
La compañía reveló en sus estados financieros que, desde 2025, la principal fuente de ingresos pasó a estar asociada a contratos de clientes libres, mientras que los clientes regulados habían sido la fuente principal hasta 2024.
Este año es particularmente relevante dado el vencimiento de contratos regulados a inicios de 2026 -CHL 2006/02 y SIC 2013/03- por cerca de 2.250 GWh, según Mosquera.
Para compensar estos vencimientos, la ejecutiva explicó que Enel se adjudicó tres procesos recientes: la licitación 2023-1 por 3.600 GWh a 20 años; la licitación 2025-1 por 3.360 GWh a tres años desde 2027; y una licitación de emergencia para 2026 por 1.420 GWh.
“Con esto, la compañía proyecta hacia 2028 un mix cercano a 52% en clientes libres y 42% en regulados, con el restante asociado a ventas spot y otros ingresos”, indicó.
Para Morales de BICE, tanto Engie como Enel llegan en buen pie al nuevo ciclo. “Dada la experiencia reciente y la evolución de los precios en las últimas licitaciones, se ha sincerado el costo de la energía y probablemente se busca adjudicar contratos a empresas con tamaño y presencia que les permita ser solventes. Tanto Engie como Enel Chile llegan en buen pie a las licitaciones”, sostuvo.
Colbún juega en otra cancha
En otra cancha están los contratos libres y ahí aparece Colbún como un actor central. Estos corresponden a acuerdos bilaterales entre generadoras y grandes consumidores, como mineras, industrias o clientes comerciales intensivos en energía, donde las condiciones se negocian directamente entre las partes.
En 2026, Colbún cuenta con cerca de 20,1 TWh contratados con clientes libres, equivalente a alrededor de 26% del total de ese mercado en la muestra. Sin embargo, estos contratos son más difíciles de seguir porque la “visibilidad es menor”, apuntó Mosquera.
Para los inversionistas, el punto clave no es solo cuánto volumen logra contratar, sino si ese volumen está bien respaldado por generación propia competitiva.
¿Puja en bolsa?
En bolsa, el impacto de estas licitaciones no debiera leerse solo como una noticia de “ganar o perder” contratos. El mercado mirará tres variables: volumen adjudicado, precio ofertado y efecto sobre márgenes.
Mosquera explicó que, en el nuevo contexto del sistema, “asegurar volumen será cada vez más relevante que maximizar precio”. Según la analista, el potencial deterioro en precios puede verse parcialmente compensado por menores costos de generación, particularmente en tecnologías renovables, así como por una menor dependencia de combustibles fósiles.
Sin embargo, eso no significa que las generadoras estén dispuestas a competir a cualquier valor. “Lo que está en juego es tamaño y flujos, las generadoras viven de los contratos. Eso no quiere decir que irán a cualquier precio a las licitaciones porque también están apuntando a mantener idealmente el margen eléctrico”, sostuvo Morales.
El riesgo de quedar con menor contratación también puede tener efecto en valorización. Según Mosquera, si una compañía pierde contratos relevantes por no competir agresivamente en precio, el impacto dependerá de la magnitud y del perfil de vencimientos, pero podría generar presión bursátil.
“Una menor contratación implicaría mayor exposición al mercado spot, lo que incrementaría la volatilidad de flujos y potencialmente la dejaría expuesta a un precio menor; además reduciría la visibilidad a ingresos futuros en nuestros modelos frente a esquemas contractuales más estables”, afirmó.
¿Competencia a cualquier valor?
El proceso, de todos modos, no depende solo de la mirada financiera de las generadoras. El director de la consultora enegiE, Daniel Salazar, explicó a DF que las licitaciones de suministro regulado funcionan bajo un esquema de sobre cerrado, donde los generadores compiten ofreciendo bloques de energía desagregados geográficamente y en sub-bloques horarios.
“El criterio definitivo de adjudicación es estrictamente económico: se busca minimizar el precio de todo el suministro licitado”, explicó.
Sin embargo, antes de llegar a la oferta económica existen filtros técnicos, legales y financieros. Salazar señaló que los oferentes deben acreditar respaldo financiero, capacidad de producción y garantías que permitan blindar financieramente el suministro. Además, ninguna oferta puede superar el precio de reserva definido por la CNE.
En este punto, las generadoras incumbentes parten con ventajas. “Los incumbentes tradicionales tienen ventajas estructurales innegables, ya que poseen portafolios diversificados, balances financieros robustos, infraestructura e instrumentos que les permiten gestionar riesgos”, afirmó Salazar.
El especialista cerró que la autoridad busca reducir barreras de entrada y aumentar la competencia mediante el diseño de los procesos, los plazos, la moneda de oferta y la definición de bloques horarios y zonales.
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José Tomás Rodríguez
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