La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las Bases Definitivas de la Licitación de Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2026/01, que confirma 2835 GWh/año a subastar para cubrir las necesidades de clientes regulados a partir de enero de 2029 y 2030.
La energía a licitar se distribuirá en dos bloques: 1.575 GWh por año entre 2029 y 2043 y 1.260 GWh anuales entre 2030 y 2044.
¿Cómo es el cronograma? La presentación y apertura de las ofertas técnicas y administrativas se mantuvo para el viernes 4 de diciembre de 2026. La apertura de las propuestas económicas, de no requerirse una segunda etapa, se realizará el 5 de enero de 2027.
Mientras que el acto público de adjudicación se proyecta para el miércoles 13 de enero de 2027, pocos días después de la apertura económica.
Sin embargo, las condiciones definitivas también endurecen varios requisitos respecto de las Bases Preliminares aprobadas mediante la Resolución Exenta N° 292. Los cambios alcanzan la continuidad de suministro, el respaldo de las propuestas, la acreditación del financiamiento, las garantías contractuales y las fórmulas de indexación.
“En relación con las Bases Preliminares, hay varios cambios de importancia”, advirtió Teresita Vial Villalobos, abogada y socia de DV+ Abogados, en un análisis publicado en redes sociales.
Uno de los ajustes centrales amplía el plazo durante el cual un suministrador deberá mantener la entrega de energía y potencia ante un término anticipado del contrato por incumplimiento, pasando de 36 a 48 meses.
La obligación pasa así de tres a cuatro años de continuidad, una condición que refuerza la protección del abastecimiento regulado, pero también incrementa la exposición contractual y financiera de los adjudicatarios.
Las bases definitivas modifican además el régimen de información aplicable a los proyectos que respaldan las ofertas. En el numeral 4.3 se elimina el umbral de tres meses previsto en la versión preliminar.
“El proponente ya no informa solo los eventos que comprometan la interconexión por más de tres meses, sino cualquier evento que la comprometa antes de la Fecha Máxima”, explicó Vial Villalobos.
El ajuste amplía el universo de contingencias que deberán reportarse. Los oferentes tendrán que informar cualquier circunstancia capaz de afectar la conexión de los activos comprometidos, aunque su impacto estimado sea inferior a tres meses.
La modificación eleva el nivel de seguimiento sobre los proyectos y obliga a los participantes a contar con cronogramas de construcción, interconexión y puesta en servicio más robustos. También reduce el margen para que retrasos intermedios queden fuera del control contractual.
La CNE incorporó formalmente la definición de Acuerdo Directo, entendido como el documento suscrito entre el suministrador, la licitante mandataria y el propietario de los medios de respaldo.
También simplificó la definición de Días Corridos. “Ahora se entienden como todos los días de la semana, incluyendo sábados, domingos y festivos”, señaló la especialista.
La precisión resulta relevante para el cómputo de vencimientos y obligaciones. A partir de esta redacción, los plazos continuarán avanzando durante fines de semana y feriados, salvo que las propias bases establezcan una excepción.
En materia de financiamiento, el Anexo 18 incorpora una obligación específica para los suministradores que utilicen mecanismos distintos de los créditos bancarios convencionales.
“Si el suministrador opta por medios distintos a los créditos bancarios estándar, deberá entregar obligatoriamente un contrato de respaldo al menos 18 meses antes de la Fecha Máxima”, indica la socia de DV+ Abogados.
La exigencia se aplica a estructuras que no contemplen los certificados tradicionales de cierre financiero. En esos casos, el contrato de respaldo deberá acreditar con anticipación la capacidad efectiva de ejecutar el proyecto.
El nuevo requisito convierte al financiamiento en un hito contractual verificable y obliga a los oferentes a demostrar solvencia antes de la fecha límite de interconexión. Para proyectos con estructuras corporativas, fondos propios o financiamiento alternativo, la preparación documental será más exigente.
Las bases también reorganizan los mecanismos de garantía. El Anexo 19 deja de regular el Acuerdo Directo y pasa a concentrarse en la Cesión Parcial del contrato entre el generador de respaldo, el suministrador y la licitante.
Al mismo tiempo, se crea un Anexo 20 específico para los Acuerdos Directos vinculados con instalaciones existentes. Estos instrumentos deberán suscribirse junto con el Acta de Aceptación o después de la interconexión, según corresponda.
La separación normativa distingue con mayor claridad la cesión parcial de derechos contractuales del vínculo directo entre la licitante y el propietario de los activos de respaldo. El cambio exigirá una coordinación jurídica más precisa entre generadores, suministradores y propietarios de infraestructura.
En las fórmulas de indexación, el Documento 15 y el Anexo 9 ratifican el límite aplicable al índice internacional de gas natural.
“El ponderador asociado al índice de gas natural Henry Hub no podrá ser superior a 0,3”, destaca Vial Villalobos.
En términos prácticos, el Henry Hub podrá representar como máximo un 30% de la fórmula de actualización. La restricción reduce la exposición de los contratos a la volatilidad del gas y condiciona la forma en que los oferentes estructurarán sus precios.
La demanda se concentra en la zona central
La licitación mantiene la segmentación en tres bloques horarios y cuatro zonas regionales, que a su vez se dividirán en cientos de subbloques.
La Zona 1 comprende el norte del país. La Zona 2 abarca una parte relevante del centro e incluye clientes de Enel y Chilquinta. La Zona 3 concentra los consumos del centro-sur, mientras que la Zona 4 corresponde al sur austral.
La mayor parte de la energía licitada se ubicará en la Zona 2. En el Bloque N°1 se contratarán allí 1.000 GWh anuales, mientras que en el Bloque N°2 se requerirán 799 GWh por año.
En ambos casos, la zona central concentrará aproximadamente el 63% de la energía de cada bloque. Esa distribución refuerza su peso dentro de la estrategia comercial de los participantes.
La Zona 1, en cambio, licitará 146 GWh anuales en el primer bloque y 117 GWh en el segundo. Los volúmenes restantes se repartirán entre las zonas 3 y 4.
La división geográfica y horaria permitirá estructurar ofertas por zona, perfil de consumo y período de abastecimiento. También abre espacio para estrategias diferenciadas según la ubicación y el comportamiento operativo de los proyectos.
“En resumen, hay plazos más exigentes, mayores obligaciones de continuidad y respaldo, y reglas de financiamiento más estrictas”, concluyó Vial Villalobos a través de redes sociales.
La Licitación 2026/01 no se definirá únicamente por el precio de la energía. Los oferentes deberán acreditar capacidad financiera, respaldo contractual, control sobre sus hitos de interconexión y recursos suficientes para sostener el suministro durante 15 años.