La nueva licitación de suministro para clientes regulados en Chile llega en un momento clave para el mercado eléctrico: vuelve a poner en juego contratos de largo plazo, incorpora una segmentación horaria más profunda y reconoce al almacenamiento como parte de las soluciones de respaldo para las ofertas renovables.
“El principal desafío es aumentar la competencia efectiva. Las últimas licitaciones han mostrado adjudicaciones altamente concentradas, precios crecientes y costos sistémicos al alza, lo que amerita revisar si existen espacios para mejorar el diseño en beneficio de los consumidores”, advirtió Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Generación Renovable (AGR), en diálogo con Energía Estratégica.
La expectativa sobre la Licitación de Suministro 2026/01 se explica por su escala y por el momento en que llega. El proceso contempla 2835 GWh/año para clientes regulados, contratos de 15 años e inicio de suministro entre 2029 y 2030, en un mercado que necesita nuevas señales de contratación para proyectos renovables, almacenamiento y soluciones capaces de entregar energía en distintos horarios del día.
“Es un avance porque permite reflejar mejor el aporte de cada tecnología al sistema. Sin embargo, es importante monitorear que los requisitos de suministro no terminen favoreciendo únicamente a actores con portafolios con activos en operación”, planteó el representante de AGR.
La advertencia apunta al diseño práctico de la licitación. Los bloques horarios y el reconocimiento del almacenamiento pueden abrir oportunidades para ofertas más flexibles, pero también elevan la exigencia para quienes deben demostrar capacidad de suministro en distintos tramos del día.
Ese requisito puede ser más accesible para compañías con centrales operativas, baterías instaladas, portafolios diversificados o mayor respaldo financiero que para proyectos renovables nuevos que todavía deben cerrar permisos, financiamiento, construcción y conexión.
Por eso, para AGR, la discusión no pasa solo por cuánta energía renovable se licite o qué lugar ocupe el almacenamiento, sino por si las condiciones permiten ampliar la cantidad de oferentes reales y evitar una nueva concentración de adjudicaciones.
La licitación contempla dos bloques de suministro. El Bloque N°1 suma 1575 GWh/año, con inicio el 1 de enero de 2029 y término el 31 de diciembre de 2043. El Bloque N°2 alcanza 1260 GWh/año, con suministro entre el 1 de enero de 2030 y el 31 de diciembre de 2044.
El cronograma preliminar fija el llamado a licitación para el 1 de julio de 2026, el período de consultas hasta el 28 de agosto, la presentación de propuestas el 4 de diciembre de 2026, la apertura económica el 5 de enero de 2027 y la adjudicación para enero de 2027.
“Lo más positivo es la profundización de los bloques horarios, que reconoce mejor el valor de la energía según la hora de suministro y abre oportunidades para renovables y almacenamiento”, señaló Loyola.
El diseño divide la demanda en tres tramos. El Bloque A cubre desde las 00:00 hasta las 07:59 horas y desde las 23:00 hasta las 23:59; el Bloque B va de 08:00 a 17:59; y el Bloque C comprende el período entre las 18:00 y las 22:59.
Esa segmentación permite distinguir con mayor precisión el aporte horario de cada tecnología. La energía solar puede encontrar mayor competitividad en el tramo diurno, mientras que el almacenamiento permite desplazar generación hacia momentos de mayor exigencia, especialmente en la punta vespertina.
Las bases incorporan exigencias específicas de respaldo. Los oferentes deberán declarar la tecnología de generación o sistema de almacenamiento que sustenta su oferta, junto con información sobre capacidad, factor de planta, energía anual y condición de instalación existente o proyectada.
Además, el respaldo no podrá provenir de tecnologías como carbón, petcoke, petróleo diésel o fuel oil N°6, lo que configura una señal favorable para proyectos renovables, híbridos y soluciones con baterías conectadas al Sistema Eléctrico Nacional.
Para cada bloque horario ofertado, la relación entre capacidad esperada de respaldo y máxima energía adjudicable deberá ser igual o superior a 0,6 en cada año proyectado. A nivel total, la relación entre respaldo y contratación potencial deberá ser igual o superior a 1.
“Los mecanismos de respaldo son necesarios, pero también deben evitar transformarse en barreras de entrada que reduzcan la competencia y la participación de nuevos actores”, sostuvo Loyola.
El antecedente reciente refuerza esa preocupación. En 2022, la licitación de suministro adjudicó 777 GWh/año a Zapaleri y FRV, con un precio promedio cercano a USD 37,4/MWh.
En 2023/01, Enel Generación Chile se adjudicó la totalidad del suministro licitado, por 3600 GWh/año, a un precio de USD 56,679/MWh. En 2025/01, nuevamente Enel fue el único adjudicatario, con el 100% de los 3360 GWh/año a USD 64,499/MWh.
“La señal es positiva porque entrega contratos de largo plazo, pero mantiene restricciones relevantes. El plazo de tres años para iniciar suministro dificulta la entrada de nuevas inversiones y nuevos desarrollos”, indicó el experto.
El punto impacta especialmente sobre los proyectos greenfield, que no solo deben competir en precio. También deben demostrar capacidad para avanzar en permisos, financiamiento, construcción, conexión e inicio de operación comercial antes de comprometer suministro firme.
En cambio, compañías con centrales existentes, contratos vigentes, baterías instaladas o carteras tecnológicas diversificadas podrían enfrentar el proceso con mayor margen para respaldar ofertas, administrar riesgos y cubrir diferentes bloques horarios.
“Está mejor preparada que licitaciones anteriores. El diseño horario entrega señales que valorizan la flexibilidad y favorecen la integración de almacenamiento y la composición de ofertas renovables 24/7 a precios competitivos”, afirmó el director ejecutivo de AGR.
La señal llega en un momento de fuerte expansión renovable. Durante 2025, la generación solar y eólica alcanzó su mayor nivel de participación en el Sistema Eléctrico Nacional chileno, con cerca del 38% de la energía total inyectada.
Si se suman otras fuentes renovables, como la hidráulica, alrededor de dos tercios de la electricidad provinieron de tecnologías limpias. En determinadas horas del año, la generación solar y eólica llegó a cubrir hasta el 79% de la demanda.
El almacenamiento también ganó escala operativa. Los sistemas BESS sumaron del orden de 2 TWh en el año, más de cuatro veces lo generado con tecnología diésel. Además, el país ya contaba con cerca de 1.700 MW de baterías operando, más 600 MW en pruebas y otros 4.500 MW en construcción.
“El principal riesgo sigue siendo la infraestructura habilitante, especialmente transmisión. Chile cuenta con una cartera importante de proyectos renovables, pero necesita que las redes y la regulación avancen al mismo ritmo”, advirtió Loyola.
AGR propone tres ajustes prioritarios antes de la versión final de las bases. El primero es incorporar mecanismos que aumenten la competencia efectiva y desincentiven ofertas condicionadas a adjudicarse una porción excesiva de la energía licitada cuando provienen de actores predominantes.
El segundo apunta a revisar la combinación entre plazo de inicio y duración de los contratos, ya que tres años para iniciar suministro pueden limitar la entrada de nuevos proyectos y nuevas inversiones.
El tercero busca fortalecer la participación de renovables con almacenamiento, reconociendo explícitamente el valor de la flexibilidad y la capacidad de suministro en distintas horas del día.
De cara al próximo semestre, la agenda de la entidad incluirá la corrección de distorsiones regulatorias que afectan la competencia, la reforma al régimen PMGD, la integración del almacenamiento y el desarrollo de un sistema tarifario consistente con una matriz cada vez más renovable.
“Compartimos una visión común: un mercado competitivo y una cancha pareja para que las energías limpias puedan competir en igualdad de condiciones. Las reglas deben premiar la eficiencia y la innovación, no los privilegios regulatorios que algunos agentes del mercado se esfuerzan por mantener vigentes”, concluyó el dirigente.