La nueva Licitación de Suministro 2026/01 de Chile es leída por la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) como una oportunidad para reactivar la contratación regulada de largo plazo, pero también como un proceso que podría elevar la barrera de entrada para nuevos actores renovables.
“Lo que vemos con preocupación es que se le exigirá al generador acreditar un calce entre el proceso de obtención del financiamiento y el momento de presentación de la oferta”, advirtió Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, en diálogo con Energía Estratégica.
La preocupación de la entidad no apunta a eliminar controles ni a flexibilizar la seriedad de las propuestas, sino a que el filtro financiero quede calibrado de forma proporcional. Para ACERA, el requisito puede ordenar el proceso, siempre que no anticipe exigencias que, en la práctica, dependen de la propia adjudicación.
“Creo que es menos esperable que un proyecto que recién se está presentando a una licitación haya, a esa altura, obtenido un cierre financiero”, indicó Rojas.
El riesgo competitivo aparece cuando ese estándar se vuelve más accesible para compañías con mayor balance, portafolios operativos o capacidad de financiamiento corporativo. En ese escenario, los desarrolladores greenfield podrían quedar en desventaja aun cuando presenten proyectos viables y competitivos.
“Es difícil distinguir el beneficio y el impacto de esta condición. Si bien es cierto que disminuye el riesgo de tener proyectos especulativos, también restringe las opciones de ofertas que, siendo serias, sí requieren de un tiempo para obtener el cierre financiero”, sostuvo.
El Anexo 18 de las bases preliminares exige acreditar cierre financiero y una orden de proceder —NTP— válida, incondicional y vigente al contratista EPC principal al menos 18 meses antes de la Fecha Máxima. Para ACERA, este estándar mejora la ejecutabilidad de las ofertas, pero puede ser una barrera para desarrolladores sin deuda avanzada o contratos EPC completamente maduros.
El proceso contempla 2.835 GWh/año, divididos en dos bloques: BS1 por 1575 GWh/año para el período 2029-2043, y BS2 por 1.260 GWh/año para el período 2030-2044. Ambos tendrán contratos de 15 años, segmentación en cuatro zonas y tres bloques horarios: nocturno/madrugada, diurno y tarde-noche.
“Yo creo que el punto más importante es que se activa un volumen importante de demanda regulada en el proceso, que siempre le da dinamismo al mercado de contratos de los clientes regulados”, señaló Rojas.
El regreso de contratos largos también es considerado una señal favorable para la bancabilidad de nuevos proyectos. A diferencia de procesos recientes más cortos, esta licitación ofrece un horizonte de ingresos que permite planificar inversiones de infraestructura con mayor previsibilidad.
“Se trata nuevamente de contratos a 15 años. Es decir, un plazo largo para poder aparejar las decisiones de inversión que requieren estos proyectos, que son proyectos de infraestructura”, destacó.
Además, el inicio de suministro en 2029 y 2030 entrega una ventana temporal para avanzar en permisos, financiamiento, construcción y conexión, cuatro etapas que suelen definir la viabilidad real de las centrales renovables.
Desde el punto de vista comercial, la segmentación horaria y zonal permite valorar mejor cuándo y dónde se entrega la energía. El bloque diurno concentra el 44,4% del volumen total licitado, lo que favorece ofertas solares competitivas, mientras que los tramos nocturnos y de tarde-noche exigen portafolios más diversificados, almacenamiento, respaldo contractual o exposición controlada al mercado spot.
En paralelo, ACERA destaca que las bases incorporan señales positivas para el almacenamiento. Estos sistemas son reconocidos como respaldo válido y pueden mejorar la competitividad de ofertas renovables capaces de trasladar energía hacia horarios de menor disponibilidad solar.
Sin embargo, el gremio advierte que el tratamiento del almacenamiento todavía requiere mayor precisión. Entre los puntos a aclarar aparecen la regla de un ciclo diario, la degradación, la disponibilidad, la energía de carga, el curtailment y la valorización de atributos sistémicos, todos elementos que inciden en la modelación económica de proyectos híbridos y BESS.
Las exigencias de respaldo también suman presión sobre los oferentes. Los contratos de respaldo pueden proteger la continuidad del suministro, pero si el suministrador incumple podrían derivar en una cesión parcial del contrato al generador de respaldo, manteniendo precio, indexación y cantidades.
Otro frente está en las garantías de fiel cumplimiento, fijadas en UF 600 por GWh contratado para el último año del bloque. Para empresas de menor tamaño, este requisito puede representar un costo relevante de liquidez, garantías y contragarantías.
También pueden aparecer cuellos de botella contractuales en los acuerdos directos con instalaciones existentes. Cuando un oferente dependa de activos de terceros para respaldar su propuesta, deberá coordinar contratos entre propietario, suministrador y licitante mandataria, lo que puede agregar complejidad jurídica y operativa.
Por eso, la evaluación de ACERA es positiva, pero condicionada. La licitación puede impulsar nueva inversión renovable y almacenamiento si los requisitos quedan bien calibrados; pero también puede concentrar la adjudicación si el estándar financiero y contractual resulta más accesible para grandes incumbentes que para nuevos desarrolladores.