La Licitación de Suministro 2026/01 de Chile llega con una señal de alerta para el mercado: más que el volumen a adjudicar, el punto crítico será cuánto apetito competitivo logra despertar entre los generadores.
Para Andrés Romero, socio y director de Valgesta Nueva Energía, el diseño no debería leerse aislado del deterioro que arrastra el segmento regulado tras el congelamiento tarifario y la intervención de contratos.
“Creo que deberíamos hacer algunos ajustes al proceso de licitación para hacerlo más atractivo”, planteó en diálogo con Energía Estratégica.
Vale recordar que el proceso contempla 2835 GWh anuales para clientes regulados, divididos en dos bloques de suministro. El primero considera 1575 GWh/año, con inicio en 2029 y vigencia hasta 2043; el segundo, 1260 GWh/año, desde 2030 hasta 2044. En ambos casos, se trata de contratos a 15 años.
El diagnóstico de Romero, por otra parte, apunta directamente a la señal de competencia. “A la licitación de suministro regulado se le aumentó el riesgo con el congelamiento de precios, entre otras cuestiones. En el último tiempo, lo que se ha visto es que no hay mucho apetito por competir en ese mercado”, advirtió.
La preocupación no es menor. En la Licitación 2023/01, para 3600 GWh/año, se presentaron cinco empresas y Enel Generación Chile terminó adjudicándose la totalidad del suministro a USD 56,679 x MWh. En la 2025/01, si bien participaron seis compañías y se recibieron ofertas equivalentes a 3,9 veces la energía requerida, nuevamente Enel concentró el 100% de la adjudicación, por 3360 GWh anuales, a USD 64,499 x MWh.
Ese antecedente instala una pregunta sobre la profundidad real de la competencia en el mercado regulado. Para Romero, el foco debe estar en restituir certeza contractual.
“Hay que tener una fórmula para reducir el riesgo de que intervengan en el contrato nuevamente”, sostuvo.
Y profundizó: “Cuando yo salía a promocionar las licitaciones de Chile, lo primero que destacábamos es que había certezas jurídicas, que era un contrato entre privados y que solo se podía modificar por un arbitraje. Resulta que, lamentablemente, se intervinieron los contratos por ley y eso trajo una deuda de USD 6000 millones. Se perdió el peso de la efectiva certeza jurídica que tenían estos contratos”.
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El punto es clave para la bancabilidad. En contratos de largo plazo, la percepción de riesgo regulatorio incide sobre precio, financiamiento, garantías y decisión de entrada. Más aún cuando la licitación incorpora bloques horarios, componente variable de demanda y respaldo con almacenamiento, en un sistema con alta penetración renovable y cambios relevantes en el perfil de consumo.
Romero también puso sobre la mesa otra necesidad: “Por otra parte, creo que hay que ajustar un poquito los plazos, que puede estar planteados así por las garantías. Creo que hay que revisarlas de nuevo”.
A su juicio, el diseño debería combinar contratos largos con instrumentos de menor duración para reducir los descalces frente a variaciones de demanda.
La estructura preliminar, sin embargo, mantiene el peso en contratos de largo plazo. Los bloques se organizan en cuatro zonas y tres tramos horarios, con una componente variable equivalente al 5% de la energía base anual requerida para absorber desvíos de demanda. Para Romero, ese margen no reemplaza la necesidad de contar con instrumentos de mediano y corto plazo que funcionen como buffer frente a cambios en el consumo efectivo.
“Yo haría ajustes de los fondos de las licitaciones. Tendría un esquema de largo plazo para un porcentaje importante de la energía, el 70% y el 80% proyectado, y después tendría contratos de mediano y corto plazo, cuestión de tener un buffer que vaya ajustándose a la demanda”, propuso.
Y desglosó: “De esta manera, los contratos de largo plazo efectivamente no tendrían riesgo de que baje la demanda y se empiecen a descalzar, como pasó hace algunos años. Creo que también eso da certeza de los flujos financieros”.
El calendario todavía deja margen para que la discusión escale. El período de consultas cierra el 28 de agosto de 2026 y la CNE tiene plazo hasta el 2 de octubre para responder observaciones y realizar rectificaciones, enmiendas o adiciones a las bases. La presentación de ofertas está prevista para el 4 de diciembre, la apertura económica para el 5 de enero de 2027 y la adjudicación para el 13 de enero.
Romero no descarta que puedan incorporarse cambios durante el proceso. “Va a depender un poquito del entendimiento que tenga la autoridad al respecto. La CNE cumplió con los plazos que la ley obliga, pero creo que si entre medio la autoridad dice ‘vamos a fortalecer esto’, puede haber tiempo para hacerlo”, señaló.
La licitación, entonces, no sólo medirá precio. También funcionará como termómetro de confianza para un segmento que necesita volver a mostrar concurrencia, profundidad de oferta y condiciones suficientes para comprometer energía a largo plazo.
“Tenemos que retomar la senda de la mayor competencia”, resumió Romero. Y concluyó: “Antes de lanzar este proceso debería haberse profundizado en alguna agenda de rectificaciones que la haga nuevamente interesante”.