El proyecto de ley "Ordenemos la Cuenta" presentado por el Ministerio de Energía para contener nuevas alzas en las cuentas de luz combina medidas de corto plazo con ajustes regulatorios de fondo: extensión del subsidio eléctrico, reliquidación de deudas, mitigación de incrementos en Los Ríos y Los Lagos, regularización de procesos tarifarios y nuevas atribuciones frente a riesgos de suministro.
Pero el punto que concentra la atención del mercado no es el ordenamiento tarifario en sí, sino la apertura de una vía institucional para modificar condiciones económicas de contratos regulados vigentes, siempre bajo un esquema voluntario y con acuerdo de las partes. Allí se juega una discusión sensible: hasta dónde puede avanzar el Gobierno para aliviar cuentas eléctricas sin afectar la certeza contractual ni la señal de largo plazo de las licitaciones.
La ministra de Energía, Ximena Rincón, precisó el alcance de esa herramienta durante su presentación ante la Cámara de Diputadas y Diputados: “Respetando los contratos vigentes, se habilita la facultad excepcional por una única vez para que la Comisión Nacional de Energía, previo mandato y autorización del Ministerio, pueda establecer mecanismos voluntarios que permitan modificar los contratos de suministro”.
La señal es relevante para la industria. El Ejecutivo no propone intervenir unilateralmente los contratos ni forzar rebajas obligatorias, pero sí abrir una ventana formal para que generadoras y autoridad puedan acordar modificaciones con impacto directo sobre el componente de energía que pagan los clientes regulados.
El fundamento tarifario también fue planteado por la ministra ante los parlamentarios: “El precio está asociado a contratos que se firmaron hace más de 15 años. En esa época eran, por las condiciones, más caros. Se arrastran esos precios al día de hoy”.
En el sector, según fuentes de Energía Estratégica, la pregunta es si esa cláusula llegó al proyecto solo como una herramienta disponible o si fue incorporada después de conversaciones preliminares con empresas relevantes del mercado.
La versión que circula no descarta gestiones en Chile, pero apunta a que parte de esos tanteos pudo haberse dado durante la reciente agenda de la ministra en Argentina, donde coincidió con generadoras con presencia relevante en el sistema eléctrico chileno.
Ese dato no confirma preacuerdos, pero sí entrega contexto. En mayo, durante una mesa redonda empresarial realizada en el Palacio San Martín, la delegación chilena incluyó representantes de AES Andes, ENEL, ENGIE, Generadora Metropolitana y Colbún, entre otros actores del sector. Oficialmente, el encuentro estuvo orientado a integración energética, inversiones, gas, petróleo, electricidad, minería e infraestructura estratégica; sin embargo, la presencia de compañías con exposición en Chile vuelve atendible la pregunta que hoy circula en la industria: si el artículo de renegociación fue precedido por algún nivel de conversación con privados.
La agenda bilateral tuvo continuidad en junio, cuando la ministra visitó Vaca Muerta, recorrió oficinas de YPF y participó de una mesa técnica binacional. Ese segundo hito estuvo centrado en seguridad energética, gas e infraestructura, pero confirma que el vínculo con Argentina no fue un episodio aislado, sino parte de una agenda activa con autoridades y empresas del sector.
El antecedente no es menor. La revisión de contratos de suministro ya había generado resistencia en la industria eléctrica chilena. En discusiones previas, gremios como Generadoras de Chile, ACERA y GPM rechazaron esa posibilidad por sus eventuales efectos sobre la certeza jurídica, la confianza de los inversionistas y la bancabilidad de proyectos de largo plazo.
La diferencia está en el diseño. La propuesta actual no plantea una revisión forzada, sino un mecanismo voluntario, excepcional y con acuerdo de las partes. Ese matiz podría ser clave para destrabar una discusión que, hasta ahora, había encontrado reparos públicos en el mundo gremial.
El mapa de adjudicaciones desde 2015 ayuda a dimensionar el universo que mira el mercado. Enel Generación Chile aparece como el actor con mayor exposición en los procesos más recientes, especialmente en 2023 y 2025, mientras que otros contratos quedaron en manos de desarrolladores como FRV, Sonnedix, OPDE, Canadian Solar, Zapaleri, Innergex, Ibereólica y Cox, entre otras sociedades vinculadas a proyectos renovables.
La eventual renegociación no dependerá únicamente del texto legal, sino de la capacidad política y comercial del Gobierno para transformar una habilitación voluntaria en acuerdos concretos. Allí estará el verdadero alcance del artículo: si queda como una señal regulatoria o si efectivamente logra modificar precios de suministro.
Rincón comparó este mecanismo con lo ocurrido en el mercado de clientes libres, donde generadores y consumidores han revisado condiciones contractuales para adecuar precios de energía: “Creemos que es posible hacer conversaciones que permitan maximizar los beneficios a los clientes”.
El desafío es trasladar esa lógica al segmento regulado sin tensionar la certeza jurídica ni alterar la señal de largo plazo de las licitaciones.
El proyecto también busca extender el subsidio eléctrico hasta 2027, enfrentar la deuda asociada al Valor Agregado de Distribución, ordenar procesos de transmisión atrasados y habilitar planes de inversión para calidad de servicio. Pero, para la industria, la discusión de mayor sensibilidad estará en cuántos contratos pueden revisarse, con qué empresas y bajo qué incentivos.
Los contratos adjudicados desde 2025 hasta 2015
Licitación Suministro 2025/02
En este proceso, de carácter excepcional y de corto plazo, Enel Generación Chile se adjudicó 1.470 GWh/año para abastecer a clientes regulados durante 2026. El contrato fue adjudicado a US$98,699/MWh y se estructuró en dos bloques zonales, Z2 y Z3, con combinaciones horarias A/B y C/B. El acta no identifica tecnología ni central específica asociada a la oferta.
Licitación Suministro 2025/01
Enel Generación Chile obtuvo la totalidad de los 3.360 GWh/año licitados, a US$64,499/MWh. A diferencia de los procesos de largo plazo previos, este contrato cubre cuatro años, entre 2027 y 2030. La adjudicación se distribuyó en cuatro bloques zonales y tres tramos horarios.
Licitación Suministro 2023/01
Enel Generación Chile S.A. se adjudicó 3.600 GWh/año a US$56,679/MWh. El proceso contempló dos bloques: uno de 1500 GWh/año, con vigencia entre 2027 y 2046, y otro de 2100 GWh/año, entre 2028 y 2047. La estructura combinó zonas geográficas y bloques horarios, sin individualizar tecnología de respaldo.
Licitación Suministro 2022/01
Se licitaron 5.250 GWh/año, pero solo se adjudicaron 777 GWh/año, equivalentes al 14,8% del volumen disponible. FRV Development Chile I SpA obtuvo 651 GWh/año con proyectos solar fotovoltaico y eólico, mientras que Zapaleri SpA se quedó con 126 GWh/año mediante solar fotovoltaica más almacenamiento. Los contratos rigen entre 2027 y 2041.
Licitación Suministro 2021/01
Se adjudicaron 2310 GWh/año, con vigencia por 15 años, entre 2026 y 2040. El mayor volumen quedó en manos de Sonnedix PPA Holding SpA, con 903 GWh/año, seguida por OPDE Chile SpA, Parque Eólico San Andrés SpA, Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA y Racó Energía SpA. Los precios se ubicaron mayormente entre US$13,320/MWh y US$35,000/MWh, según tramo y oferta.
Licitación Suministro 2017/01
Se adjudicaron 2.200 GWh/año para clientes regulados, con contratos a 20 años entre 2023 y 2042. Enel Generación Chile S.A. concentró el mayor volumen, con 1180 GWh/año, seguida por Energía Renovable Verano Tres SpA, Atacama Solar S.A., Cox Energía SpA y Atacama Energy Holdings SpA. El proceso combinó bloques horarios y trimestrales.
Licitación Suministro 2015/02
Se adjudicaron 1.200 GWh/año, con vigencia entre 2017 y 2036. Aela Generación S.A. obtuvo 768 GWh/año, seguida por Ibereólica Cabo Leones I S.A., Amunche Solar SpA, SCB II SpA y el consorcio integrado por Abengoa Chile, Abengoa Solar Chile y Abengoa Solar.
Licitación Suministro 2015/01
La Empresa Nacional de Electricidad S.A. se adjudicó una oferta marginal del Bloque de Suministro N°3 por 60 GWh/año, equivalente a tres sub-bloques, a US$55,440/MWh. El suministro comprometido rige entre el 1 de enero de 2022 y el 31 de diciembre de 2041.
La serie deja una lectura clara para la tramitación legislativa: los contratos no son homogéneos ni en precio, ni en plazo, ni en tecnología asociada. También muestra que la mayor exposición reciente está concentrada en Enel, mientras que las adjudicaciones de 2021 y 2022 reflejan una entrada más marcada de portafolios renovables con precios significativamente menores.