COLBUN — Resumen Q2-2026
Fecha análisis: 2026-07-28
Precio actual: CLP 134.80 (mercadosenconsorcio.cl, monto transado del día MM$ 3,613.78)
Acciones: 17,536,167,720 (serie única)
Moneda de reporte: USD (EEFF en MUS$; AR en US$ MM)
TC cierre Jun-26: 922.21 CLP/US$
Fuentes: 2026/COLBUN_AR_2026_Q2.pdf (Análisis Razonado CMF), 2026/COLBUN_EEFF_2026_Q2.pdf, 2026/COLBUN_HR_2026_Q2.pdf
1. Recomendación
| Campo | Valor |
|---|---|
| Recomendación | MANTENER |
| Convicción | Media-Baja |
| TP 12M | CLP 135 (sin cambio) |
| Precio actual | CLP 134.80 |
| Upside | +0.1% |
| Bull case | CLP 150 (BESS Celda Solar aporta desde H2-26 + spot alto sostenido + Fenix normalizado full-year) |
| Bear case | CLP 108 (roll-off regulados sin reponer + GF estructural >US$110 MM/año + renegociación a la baja de PPA regulados vía nueva ley) |
| Asimetría | Simétrica-negativa: +11% / −20% |
| Zona de entrada | CLP 115–120 |
El trigger que yo mismo fijé en el Q1 se cumplió en la banda intermedia. La tabla de analisis/07_ANALISIS_Q1_2026.md decía: EBITDA Q2 <130 → VENDER TP 110; 140–160 → mantener; >160 → upgrade TP 145. El Q2-26 llegó a US$156.9 MM, en el techo de la banda "mantener" pero sin gatillar el upgrade. Mantengo TP en CLP 135 por disciplina del framework; el trigger de re-rating se traslada al Q3-26.
2. Tesis en una línea
Colbún normalizó el shock de Camisea y volvió a crecer en EBITDA trimestral (+12% YoY), pero el semestre sigue −9% y el verdadero problema estructural —erosión del portafolio regulado y gastos financieros +39% YoY— quedó confirmado, no desmentido: a CLP 135 el papel ya cotiza el escenario de normalización.
3. Cifras clave Q2-2026
3.1 P&L consolidado (USD MM)
| Concepto | 2T26 | 2T25 | Var % | Jun-26 (H1) | Jun-25 (H1) | Var % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ingresos de actividades ordinarias | 449.2 | 402.6 | +12% | 857.7 | 815.0 | +5% |
| — Clientes regulados | 73.4 | 79.8 | (8%) | 144.8 | 160.4 | (10%) |
| — Clientes libres | 287.0 | 298.1 | (4%) | 581.3 | 579.7 | 0% |
| — Ventas energía y potencia (spot) | 74.1 | 9.3 | n.m. | 103.1 | 44.7 | n.m. |
| — Otros ingresos | 14.7 | 15.3 | (4%) | 28.4 | 30.2 | (6%) |
| Materias primas y consumibles | (247.5) | (215.3) | +15% | (479.3) | (406.6) | +18% |
| — Consumo de carbón | (34.6) | (0.5) | n.m. | (45.2) | (11.7) | n.m. |
| — Consumo de gas | (93.1) | (97.3) | (4%) | (165.7) | (180.6) | (8%) |
| — Compras de energía y potencia | (36.2) | (33.0) | +10% | (88.2) | (55.1) | +60% |
| Margen bruto | 201.7 | 187.2 | +8% | 378.4 | 408.4 | (7%) |
| D&A | (67.4) | (57.9) | +16% | (132.6) | (114.6) | +16% |
| Resultado de operación | 89.5 | 82.7 | +8% | 156.9 | 204.5 | (23%) |
| EBITDA | 156.9 | 140.6 | +12% | 289.5 | 319.1 | (9%) |
| Margen EBITDA | 34.9% | 34.9% | =0 pb | 33.8% | 39.2% | (541 pb) |
| Gastos financieros | (24.3) | (19.1) | +27% | (52.0) | (37.5) | +39% |
| Otras ganancias (pérdidas) | (33.9) | (16.9) | n.m. | (46.8) | (29.8) | +57% |
| Resultado fuera de operación | (42.2) | (22.6) | +87% | (70.4) | (38.7) | +82% |
| Ganancia antes de impuestos | 47.3 | 60.2 | (21%) | 86.5 | 165.8 | (48%) |
| Impuesto a las ganancias | (10.7) | (11.9) | (10%) | (25.6) | (35.2) | (27%) |
| Ganancia (pérdida) | 36.6 | 48.2 | (24%) | 60.9 | 130.6 | (53%) |
| Ganancia controladora | 36.7 | 44.4 | (17%) | 61.1 | 123.1 | (50%) |
El "Resultado de Operación" del AR excluye "Otras Ganancias (Pérdidas)" que la CMF reclasificó como operacional por cambio de taxonomía. En Colbún esas partidas son 100% no operacionales.
3.2 EBITDA por geografía (USD MM)
| 2T26 | 2T25 | Var % | H1-26 | H1-25 | Var % | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Chile | 130.9 | 120.1 | +9% | 271.2 | 277.2 | (2%) |
| Perú (Fenix) | 26.0 | 20.6 | +26% | 18.1 | 41.9 | (57%) |
| Consolidado | 156.9 | 140.6 | +12% | 289.5 | 319.1 | (9%) |
- Chile Q2: ingresos US$380.5 MM (+10%), impulsados por +US$67 MM en ventas spot. Resultado operacional US$73.3 MM (+3%).
- Perú Q2: ingresos US$68.6 MM (+20%) por contrato nuevo con Pluz Energía + mayor potencia contratada Electro Oriente. Resultado operacional US$16.1 MM (+38%). Fenix normalizó: el H1 acumulado sigue en pérdida operacional de US$0.8 MM por el arrastre del 1T.
3.3 Físico Chile (GWh)
| 2T26 | 2T25 | Var % | H1-26 | H1-25 | Var % | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ventas físicas totales | 3,197 | 2,919 | +10% | 5,947 | 5,720 | +4% |
| — Clientes regulados | 210 | 404 | (48%) | 414 | 797 | (48%) |
| — Clientes libres | 2,519 | 2,514 | 0% | 5,065 | 4,923 | +3% |
| — Ventas spot | 469 | 0 | n.m. | 469 | 0 | n.m. |
| Generación Colbún | 3,288 | ~2,764 | +19% | 5,817 | ~5,386 | +8% |
| Posición neta spot | +469 vendedor | (184) comprador | +653 | +231 vendedor | (422) comprador | +653 |
Colbún pasó de comprador neto a vendedor neto en spot. Es el hecho operativo más importante del trimestre: +566 GWh carbón (retorno Santa María) y +176 GWh eólica (Horizonte a plena capacidad) más que compensaron −292 GWh hidro.
Capacidad instalada Jun-26: 5,034 MW (Chile 4,462 / Perú 572). Renovable 2,889 MW (57%); térmica 2,144 MW.
3.4 Balance (USD MM)
| Concepto | Jun-26 | Dic-25 | Var % |
|---|---|---|---|
| Activos corrientes | 1,297.3 | 1,414.0 | (8%) |
| Activos no corrientes | 5,866.1 | 5,785.5 | +1% |
| Total activos | 7,163.4 | 7,199.5 | (1%) |
| Pasivos corrientes | 411.2 | 376.3 | +9% |
| Pasivos no corrientes | 3,442.4 | 3,576.6 | (4%) |
| Patrimonio controladora | 3,308.9 | 3,245.3 | +2% |
| Deuda financiera bruta | 2,439.7 | 2,558.2 | (5%) |
| Inversiones financieras (caja + DAP) | 833.4 | 886.2 | (6%) |
| Deuda financiera neta | 1,606.4 | 1,672.0 | (4%) |
| EBITDA LTM | 579.5 | 609.1 | (5%) |
| DFN / EBITDA LTM | 2.77x | 2.75x | +1% |
Perfil de deuda LP: vida media 5.2 años, tasa promedio 4.1%, 100% USD. Vencimientos: 2026 US$200 MM, 2027 US$234 MM, luego escalonado hasta 2035.
Intangibles + plusvalía ≈ US$63 MM = 1.9% del patrimonio → no aplica ajuste a P/TBV.
3.5 Flujo de caja (USD MM)
| Concepto | H1-26 | H1-25 | Var % |
|---|---|---|---|
| CFO | 356.4 | 253.6 | +41% |
| Inversión | (112.3) | (158.0) | (29%) |
| Financiamiento | (251.2) | (90.7) | +177% |
| FCF (CFO − inversión) | 244.1 | 95.6 | +155% |
| Conversión CFO/EBITDA | 123% | 79% | — |
El CFO H1 fue apalancado por una devolución de impuestos recibida en el 2T; ajustando por eso la conversión normalizada es ~95-100%, igual sólida. El flujo de financiamiento negativo refleja el prepago del crédito SMBC (US$162.2 MM) en abril y el pago del dividendo definitivo.
3.6 Indicadores (AR)
| Indicador | Jun-26 | Dic-25 | Var % |
|---|---|---|---|
| Liquidez corriente | 3.15x | 3.76x | (16%) |
| Razón ácida | 3.01x | 3.54x | (15%) |
| Razón de endeudamiento | 1.16x | 1.22x | (4%) |
| Cobertura gastos financieros | 2.42x | 3.48x | (30%) |
| Rentabilidad patrimonial (ROE) | 3.54% | 5.76% | (39%) |
| Rentabilidad del activo | 1.75% | 2.60% | (33%) |
| Rendimiento activos operacionales | 5.61% | 6.56% | (14%) |
4. Drivers
4.1 Positivos
- Fenix normalizó — EBITDA Perú Q2 US$26.0 MM (+26% YoY) tras el swing de −US$30 MM del 1T por la interrupción de TGP/Camisea. Confirmado como one-time, tal como se modeló.
- Santa María de vuelta — +566 GWh de generación a carbón en el trimestre; la central estuvo indisponible todo el 2T25 por el siniestro de marzo-2025. Genera costo (consumo carbón +US$34.1 MM) pero desplaza compras spot más caras.
- Posición spot vendedora — +469 GWh netos vendidos vs 184 GWh comprados en 2T25 (swing de 653 GWh). Con precios spot al alza hacia el cierre del trimestre, se traduce en +US$67 MM de ingresos de energía y potencia en Chile.
- Desapalancamiento real — DFN baja US$65.7 MM en el semestre. Prepagos: SMBC US$162.2 MM (abril) + JPM/Fenix US$21 MM (enero). Deuda 100% USD, tasa 4.1%, vida media 5.2 años.
- CFO excepcional — US$356.4 MM (+41%) con capex controlado (US$112.3 MM, −29%) → FCF de US$244.1 MM en el semestre.
- BESS Celda Solar al 94% — 228 MW / 912 MWh, con circuitos energizados y en pruebas de carga/descarga. COD H2-2026. Es el primer aporte relevante del pipeline de almacenamiento y no está aún en el EBITDA LTM.
- Ley de Protección Tarifaria despachada (22-jul-2026) — no impone obligaciones económicas directas a generadoras ni modifica contratos unilateralmente.
4.2 Negativos
- Erosión de regulados confirmada y profunda — volumen regulado −48% YoY tanto en el trimestre como en el semestre (414 GWh H1-26 vs 797 GWh H1-25), por vencimiento en dic-25 del contrato Enel Distribución (Chilectra, licitación 2006). Ingresos regulados Chile −42% H1. Esto es estructural y sigue.
- Contratación nueva insuficiente — 481 GWh/año firmados en Chile en lo que va de 2026 (68 clientes) contra un roll-off estimado de ~880 GWh en el año. La cartera contratada se sigue achicando.
- Gastos financieros +39% H1 (US$52.0 MM) — el hallazgo bear del Q1 se confirmó. Menor activación de intereses post-COD Horizonte + mayor deuda promedio. Anualizado ~US$104-110 MM vs ~US$70 MM histórico. Estructural.
- Cobertura de gastos financieros a 2.42x desde 3.48x. Es el indicador que más se deterioró; sigue lejos de zona de estrés pero la tendencia importa.
- Otras pérdidas de US$33.9 MM en el trimestre — incluye el costo de cancelación anticipada de contratos de abastecimiento de carbón firmados en 2022. Es one-time y estratégicamente coherente (salida del carbón), pero se comió el 48% del resultado operacional del trimestre.
- D&A +16% por Horizonte y por la actualización del activo por derecho de uso del leasing con Cálidda (Fenix). Presiona el EBIT aunque no el EBITDA.
- Hidrología adversa — −292 GWh hidro en el trimestre, −425 GWh en el semestre. Hidro es el activo de menor costo variable de la cartera.
- Riesgo latente de la nueva ley — la facultad excepcional que habilita a la CNE a promover mecanismos voluntarios para modificar contratos de suministro regulado con el objeto de reducir el precio es opcionalidad negativa. Voluntario hoy, presión política mañana.
5. Valoración al precio de hoy (CLP 134.80)
| Métrica | Valor |
|---|---|
| Market cap | MM$ 2,363,875 / USD 2,563 MM |
| Deuda financiera neta | USD 1,606 MM |
| Enterprise Value | USD 4,169 MM |
| EBITDA LTM (Jun-26) | USD 579.5 MM |
| EV / EBITDA LTM | 7.19x |
| EBITDA FY26E | USD ~590 MM |
| EV / EBITDA FY26E | 7.07x |
| Utilidad controladora LTM | USD 125.2 MM |
| P/E LTM | 20.5x |
| Utilidad controladora FY26E | USD ~142 MM |
| P/E FY26E | 18.0x |
| Patrimonio controladora | USD 3,308.9 MM |
| P/BV | 0.77x |
| P/TBV | 0.79x (goodwill+intangibles = 1.9% del patrimonio, no material) |
| ROE LTM | 3.8% (AR: 3.54%) |
| DFN / EBITDA LTM | 2.77x |
| Dividendos pagados con cargo a 2025 | USD 93.1 MM (payout 50%) |
| Dividend yield (trailing) | 3.63% |
| Dividend yield 2026E (50% payout s/ ~142) | ~2.8% |
Metodología: LTM = FY2025 (EBITDA 609.1, utilidad ctrlra 187.2) − H1-2025 + H1-2026. FY26E EBITDA construido sobre H1-26 de 289.5 + H2-26 de ~300 (mejora vs H2-25 de 290.0 por Santa María full-quarter, Fenix normalizado y arranque parcial de BESS Celda Solar, compensado por hidrología adversa). Conversión a USD al TC de cierre Jun-26 de 922.21.
Lectura de los múltiplos: EV/EBITDA de 7.2x es razonable en términos absolutos para una generadora chilena y está por debajo del promedio histórico de Colbún. El problema es el otro lado del P&L: P/E de 20.5x con ROE de 3.5% y yield de 2.8-3.6% no compite con la alternativa libre de riesgo en Chile. La distancia entre un EV/EBITDA barato y un P/E caro es exactamente la cuña que abrieron los gastos financieros y la depreciación de Horizonte.
6. ¿Conviene invertir o aumentar a este precio?
No a CLP 135. Sí a CLP 115-120.
El papel cotiza literalmente en mi precio objetivo (upside +0.1%). El Q2 hizo lo que tenía que hacer —normalizar Fenix, recuperar Santa María, voltear la posición spot— pero eso ya estaba en el precio: la acción subió de CLP 132 (mayo) a CLP 134.80 anticipando exactamente esta normalización. Lo que no mejoró es lo que mueve el valor de largo plazo: el portafolio regulado sigue cayendo 48% en volumen sin reposición suficiente, y los gastos financieros se consolidaron 39% arriba.
- Si tienes posición: holdear. Orden GTC de venta en CLP 148-150. No es un papel para vender aquí — el balance es sólido (DFN/EBITDA 2.77x, deuda a 4.1% y 5.2 años), el FCF semestral fue US$244 MM y el BESS entra en H2.
- Si no tienes posición: esperar. 0-3% del portafolio como máximo, y comprar bajo CLP 120. A 3.6% de yield y P/E 20x no hay razón para pagar hoy.
- Contra el mandato de Pedro (≤ CLP 5 MM por posición): la liquidez de COLBUN es amplia (MM$ 3,614 transados en el día) — no es restricción.
7. Catalizadores y riesgos
Catalizadores (próximos 6-12 meses)
- Conference call 3-agosto-2026, 9:00 AM — guidance de BESS Celda Solar y outlook de contratación regulada.
- COD BESS Celda Solar (228 MW / 912 MWh) en H2-2026 — primer aporte del pipeline de almacenamiento; el arbitraje spot con posición vendedora es donde más valor puede capturar.
- Q3-26: si EBITDA trimestral supera US$160 MM con BESS aportando, gatilla upgrade a TP CLP 145.
- Licitaciones de suministro regulado — cualquier adjudicación relevante repone el volumen que se está perdiendo.
- Dividendo provisorio de diciembre-2026 (patrón: US$78 MM en dic-2025).
Riesgos
- Roll-off de contratos legacy — la cascada 2028-2032 sigue siendo el riesgo estructural central; los contratos nuevos se firman a 4 años y a precios de mercado actual, no legacy.
- Mecanismo voluntario de renegociación a la baja de PPA regulados (nueva ley) — si deja de ser voluntario en la práctica.
- Hidrología — otro año seco comprime el activo de menor costo variable.
- Gastos financieros — el prepago de SMBC ayuda, pero el Bono Verde 2035 (US$500 MM al 4.1%) es permanente.
- Ejecución BESS Diego de Almagro Sur — solo 58% de avance, COD 2027.
- Concentración de cliente — Grupo Errázuriz 139 GWh/año es el contrato más grande firmado en 2026.
8. Triggers de re-rating
| Evento | Lectura | Acción |
|---|---|---|
| Q3-26 EBITDA > US$160 MM con BESS operativo | Recovery + pipeline aportando | Upgrade COMPRAR-cauteloso, TP 145-150 |
| Q3-26 EBITDA US$140-160 MM | Normalización sin crecimiento | Mantener TP 135 |
| Q3-26 EBITDA < US$130 MM | Erosión regulados gana a la recuperación | Downgrade VENDER, TP 110 |
| Adjudicación licitación regulada ≥ 1,000 GWh/año | Repone el roll-off | +CLP 8-10 al TP |
| GF trimestral < US$22 MM sostenido | Desapalancamiento se traduce en resultado | +CLP 5 al TP |
| Ley obliga (no invita) a rebajar precios de PPA regulados | Cambio de régimen | Revisar tesis completa, TP ≤ 105 |
| Precio < CLP 120 | Entra en zona de entrada | Comprar 1-2% portafolio |