Resumen ejecutivo
- La llamada cambia: de COMPRAR con objetivo CLP 2,330 (análisis 2026-Q3) a MANTENER con objetivo CLP 1,760, convicción Baja. Con el dividendo de 2027, el retorno total esperado a 12 meses es de (3)%. Quien la tiene, la mantiene; quien no la tiene, no compra a este precio.
- La plata extra viene de contratos que vencen y no se pueden reemplazar: el contrato con las distribuidoras del sur (licitación SIC 2013/03, 4.85 TWh al año a 168 USD/MWh con potencia) y el de Codelco con CTA vencen en 2032 y dejan USD 482 MM de prima sobre el spot, el 68% de un EBITDA de 12 meses de 708.6. Los contratos antiguos dejan en promedio 69 USD/MWh de margen; uno nuevo, entre 19 y 29.
- Caso optimista: el EBITDA cae 44%, y eso es lo que paga el precio. Si Engie recontrata todo a 65 USD/MWh de energía con un spot de largo plazo de 40, el EBITDA de largo plazo baja a USD 400 MM reales y la acción vale hoy CLP 1,934, lo mismo que cotiza. 65 es lo que cerró la licitación regulada 2025/01 (64.5), pero con suministro de solo cuatro años.
- Con los precios de hoy el EBITDA cae 60% y la acción vale bastante menos. Los PPA de largo plazo se firman en torno a 55 USD/MWh o menos (la licitación regulada 2023/01 cerró en 56.68). Con eso el EBITDA baja a USD 371 MM reales en 2033 y a 282 en el largo plazo, y la acción vale CLP 1,273.
- El objetivo es el punto medio de los dos casos a 12 meses, CLP 2,124 y 1,402: equivale a recontratar a 60. La cautela: sobre CLP 1,960, 2% sobre el precio de hoy, el retorno esperado baja de (5)% y la llamada pasa a VENDER. Con spot 45 en vez de 40, el punto medio cae a CLP 1,418.
- La prima hasta 2032 no llega al accionista: paga la matriz nueva. En el caso de 55 vale USD 2,530 MM en valor presente, casi lo mismo que la deuda de 2,644 con que Engie cambió carbón por renovables y baterías. Neto de esa deuda, los años de la prima explican CLP (7) por acción con contratos a 55 y 100 a 65. El resto del valor es el negocio desde 2033.
- Casi todo el valor depende del margen al que recontrate: cada USD/MWh de margen mueve CLP 66 por acción, y entre contratos a 45 y a 70 el valor va de CLP 595 a 2,265.
- Qué vigilar: el precio de los primeros PPA de largo plazo que firme Engie para el volumen de 2033. Bajo 55 USD/MWh confirma el caso de hoy; sobre 65, el optimista.
- Precio de referencia: CLP 1,924.4, cierre del 29-oct-2026, con MM$ 1,006.8 transados. Dólar 981.08.
Qué cambia y por qué
El análisis del 3T26 valoró a Engie con 6.55x el EBITDA de 2026, y ese método supone que el EBITDA del pico dura para siempre. No dura: tiene fecha de vencimiento escrita en los contratos. Esta nota reemplaza el múltiplo por un DCF que sigue cada contrato hasta su término y reemplaza su volumen con contratos nuevos en dos casos: a 55 USD/MWh, el precio de largo plazo de hoy, y a 65, el optimista. El objetivo baja de CLP 2,330 a 1,760, y con eso la llamada pasa de COMPRAR a MANTENER.
Precio de referencia: CLP 1,924.4 al cierre del 29-oct-2026, con MM$ 1,006.8 transados contra un promedio de MM$ 2,329.2 en 20 ruedas. Capitalización de USD 2,066.1 MM al dólar de 981.08, con 1,053,309,776 acciones. Con la deuda financiera neta con leasing de USD 2,403.9 MM, el papel paga 6.31x el EBITDA de 12 meses.
De dónde sale el EBITDA
El Coordinador Eléctrico Nacional valoriza a costo marginal cada MWh que Engie inyecta y retira. Con ese balance el EBITDA de los 12 meses a septiembre se separa en partes que se pueden medir una por una.
| Componente 12M | USD MM |
|---|---|
| Prima de los contratos regulados | 534.5 |
| Prima de los contratos libres | 288.3 |
| Contratos de respaldo comprados a otros generadores | (93.0) |
| Centrales valorizadas a spot, menos combustible, más potencia | 109.0 |
| Gas, transmisión y otros, menos costos fijos | (130.2) |
| EBITDA 12M | 708.6 |
Prima = ventas del Análisis Razonado menos el retiro de esa carga valorizado por el CEN (50.8 USD/MWh la regulada, 43.7 la libre) menos potencia y otros cargos del retiro (23.4 y 19.9 USD/MWh). Centrales: inyección valorizada 307.5, combustible 355.5, potencia 103.9, sobrecostos 56.3 y servicios complementarios 4.5. La potencia del retiro regulado no viene a nombre de Engie en el CEN y está estimada; un residuo de unos USD 50 MM está cargado a los contratos. La suma calza el margen eléctrico del Análisis Razonado (838.9) y el EBITDA.
Las centrales de Engie, valorizadas a spot, apenas cubren su combustible. Las renovables existentes capturan unos 41 USD/MWh (Kallpa 36.8, Calama 35.2, Coya 39.9) y la térmica inyecta a 55.8 con un combustible contable bastante más caro. Lo que sostiene el EBITDA es que Engie vende 12 TWh al año a 160 USD/MWh a las distribuidoras y a 116 a los mineros, cuando el costo marginal promedio de los 12 meses fue 51.75. Las primas suman más que el EBITDA porque el resto del negocio, valorizado a spot, resta USD 114 MM.
El calendario de vencimientos
| Contrato | TWh/año | USD/MWh 2026 | Prima USD MM | Fin |
|---|---|---|---|---|
| Distribuidoras del norte (EMEL-SING 2008) | 1.63 | 134.3 | 109.4 | dic-2026 |
| Distribuidoras del sur (SIC 2013/03) | 4.85 | 168.4 | 445.7 | dic-2032 |
| Codelco con CTA | 0.70 | 115.9 | 36.5 | jul-2032 |
| Centinela | 1.13 | 115.9 | 59.2 | dic-2033 |
| Antucoya, El Abra, Lomas Bayas | 1.26 | 115.9 | 65.8 | 2028 |
| Codelco 2025-2035 | 0.84 | 115.9 | 43.7 | dic-2035 |
| Altonorte, Albemarle y otros libres | 1.26 | 115.9 | 64.8 | 2026 a 2037 |
Volúmenes: retiros del CEN de 9M26 anualizados; el del sur es el punto medio entre lo retirado y lo contratado (4.57 a 5.16 TWh). Fechas: plataforma pública de contratos del CEN. Precio de los regulados: precio de energía del Informe Técnico del precio de nudo promedio de enero de 2026 de la CNE más potencia y cargos, calzado al monómico regulado de 9M26 (160.2). Los libres usan el monómico de 9M26 (115.9) porque la compañía no abre precio por cliente. Prima de 12 meses: precio menos la carga valorizada por el CEN (43.8 USD/MWh la del norte, 53.1 la del sur) menos la potencia del retiro. 35.9 USD/MWh del precio del contrato del sur están indexados a carbón y gas y no suben con la inflación.
El contrato con las distribuidoras del norte vence en diciembre y Engie no ganó su reemplazo: las licitaciones 2023/01, 2025/01 y 2025/02 las adjudicó completas Enel Generación. Son 1.63 TWh con una prima de USD 109 MM que salen en 2027. El año igual aguanta porque el spot más bajo agranda la prima de lo que queda, vencen contratos de respaldo caros y entran Pampa Fidelia, Chequenes y un año completo de 805 MW de baterías.
Qué deja un contrato nuevo
| Licitación regulada | Adjudicación | Suministro | USD/MWh energía |
|---|---|---|---|
| 2023/01 | may-2024 | desde 2027 y 2028 | 56.68 |
| 2025/01 | dic-2025 | 2027 a 2030 | 64.50 |
| 2025/02 | dic-2025 | corto plazo | 98.70 |
Actas de adjudicación de la CNE; las tres las ganó Enel Generación. El período de suministro de la 2025/01 sale de sus bases (resolución exenta CNE N°537): es un contrato de cuatro años y, como la 2025/02, no sirve de referencia de largo plazo. Para clientes libres no hay precio público.
Potencia y cargos se traspasan al cliente, así que el margen de un contrato nuevo es su precio de energía menos lo que cuesta esa energía al spot. Abastecer una carga plana las 24 horas costó 43.3 USD/MWh en Crucero (norte) y 48.1 en Quillota (centro) entre octubre de 2025 y septiembre de 2026: el promedio simple del costo marginal horario de cada barra. Un contrato a 55 deja hoy unos 12 USD/MWh en el norte y 7 en el centro.
El spot va a bajar, pero los precios de contrato también. La solar deja el costo marginal de Crucero en 12 USD/MWh entre las 9 y las 17 horas y en 68 de noche, y las baterías van a achicar esa brecha. Con un spot de largo plazo de 40 (el promedio del sistema fue 51.75 en 12 meses), la carga regulada cuesta 39 y la libre del norte 32: un contrato a 55 deja 19 y uno a 65, 29. Lo que decide el valor es el margen y no el precio: si el spot baja y los PPA bajan con él, el margen no mejora.
Por eso los contratos antiguos no se pueden reemplazar: dejan 69 USD/MWh de margen y uno nuevo, entre 19 y 29. La matriz propia no agrega margen al contrato, porque la competencia lo fija contra el spot: agrega valor por el lado de las centrales (eólica nueva, baterías, potencia), y eso está en el modelo.
EBITDA y flujo por caso
| USD MM reales de 2026 | Precios de hoy: PPA a 55 | Optimista: PPA a 65 |
|---|---|---|
| EBITDA 2027E | 710.3 | 720.3 |
| EBITDA 2030E | 743.6 | 781.1 |
| EBITDA 2032E | 767.1 | 808.8 |
| EBITDA 2033E | 371.2 | 465.2 |
| EBITDA 2036E | 291.3 | 407.8 |
| Largo plazo, 2036 a 2040 | 281.9 | 400.5 |
| Largo plazo contra el EBITDA de 12 meses | (60.2)% | (43.5)% |
Spot de largo plazo de 40 USD/MWh en los dos casos y 12 TWh vendidos: todo lo que vence se reemplaza a ese precio de energía. Baterías con diferencial día-noche de 35 USD/MWh. Capex de 150 en el 4T26, 250 en 2027, 180 en 2028 y 65 reales de mantención desde 2029; ahorro de costos fijos de 10 desde 2028. No incluye el crecimiento de la estrategia 2030: un proyecto que rinde su costo de capital vale lo que cuesta y no mueve el valor, y con PPA a 55 la eólica recién construida no llega a 12% de EIRR (supuestos nuestros sobre Pampa Fidelia y Chequenes: USD 690 MM y 1.3 TWh al año).
La prima hasta 2032 se usa para pagar la matriz nueva. Engie financió con deuda el paso del carbón a renovables y baterías: la deuda financiera neta con leasing subió de USD 2,202.0 MM en septiembre de 2025 a 2,403.9 en septiembre de 2026, con USD 529.4 MM de capex en nueve meses y un guidance anual de 640 a 710 (Análisis Razonado 3T26). En el caso de 55, la prima de los contratos antiguos por sobre lo que dejaría ese mismo volumen recontratado vale USD 2,530 MM en valor presente después de impuestos: 96% de la deuda con leasing y desmantelamiento (2,644). En el de 65, como el contrato nuevo deja más, ese exceso es de 2,118: 80% de la deuda.
Por eso el dividendo no crece. Engie no pagó dividendos entre agosto de 2021 y mayo de 2025, y desde entonces paga el mínimo legal de 30% de la utilidad (USD 66.85 MM en mayo de 2026). El modelo mantiene ese 30%: CLP 101 por acción en 2027 y 73 en 2028.
Valoración
| USD MM | PPA a 55 | PPA a 65 |
|---|---|---|
| Flujo 2026 a 2032, valor presente | 2,636.3 | 2,751.6 |
| Deuda neta con leasing y desmantelamiento | (2,643.9) | (2,643.9) |
| Flujo desde 2033, valor presente | 1,374.0 | 1,968.8 |
| Patrimonio | 1,366.4 | 2,076.4 |
| CLP por acción | PPA a 55 | PPA a 65 |
|---|---|---|
| Años de la prima, netos de deuda | (7) | 100 |
| Negocio desde 2033 | 1,280 | 1,834 |
| Valor hoy | 1,273 | 1,934 |
| Valor al 31-oct-2027 | 1,402 | 2,124 |
| Retorno total a 12 meses desde CLP 1,924.4 | (21.9)% | 15.6% |
WACC de 8.5% en dólares; con Ke de 14%, deuda marginal de 5.39% (Análisis Razonado 3T26) y la estructura a precios de mercado da 8.7%. Deuda: financiera neta con leasing (2,403.9), más la provisión de desmantelamiento completa (259.7), menos el préstamo a TEN (19.7). Desde 2044 el parque se retira en diez años sin reposición. Interés no controlador: cero, porque la compañía es dueña del 100% de sus filiales. Spot de largo plazo de 40. El retorno incluye el dividendo de 2027.
Neto de la deuda, los años de la prima explican casi nada del valor: CLP (7) por acción con contratos a 55 y 100 a 65. El valor de la acción es el negocio desde 2033, y ese depende del margen al que Engie recontrate. Objetivo a 12 meses: CLP 1,760, el punto medio del valor al 31-oct-2027 en los dos casos. Pesan lo mismo: el optimista supone que el precio de una licitación de cuatro años se vuelve de largo plazo, y el de hoy, que los PPA no se mueven hasta 2032. Que el optimista rinda 15.6% no lo hace barato: con ese margen la acción está a su valor justo y rinde su costo de capital.
Sensibilidades del objetivo: con spot 45 en vez de 40, el punto medio baja a CLP 1,418. Un WACC de 7.5% lo sube a 2,012 y uno de 9.5% lo baja a 1,540; un capex de mantención de 100 reales en vez de 65, a 1,412; el retiro del parque desde 2041 en vez de 2044, a 1,558; y 11 TWh vendidos en vez de 12, a 1,559. Todas menos el WACC más bajo dejan la llamada en VENDER.
Casi todo depende del margen de recontratación
| PPA USD/MWh | Margen | Valor hoy | Valor a 12 meses | 12 meses con spot 45 |
|---|---|---|---|---|
| 45 | 9.0 | 595 | 661 | 256 |
| 50 | 14.0 | 942 | 1,040 | 690 |
| 55 | 19.0 | 1,273 | 1,402 | 1,056 |
| 60 | 24.0 | 1,603 | 1,763 | 1,418 |
| 65 | 29.0 | 1,934 | 2,124 | 1,779 |
| 70 | 34.0 | 2,265 | 2,486 | 2,140 |
Valores en CLP por acción. Margen en USD/MWh con spot 40; con spot 45 es 5 menos. Todo el volumen que vence, hasta 12 TWh, se recontrata a ese precio de energía.
Cada USD/MWh de margen vale CLP 66 por acción, y el valor va de CLP 595 a 2,265 entre contratos a 45 y a 70. Ninguna otra variable lo mueve así: WACC, capex de mantención, vida del parque o volumen mueven el objetivo entre CLP 200 y 350 cada uno. El precio de hoy exige recontratar a 64.9 USD/MWh con spot 40, o a 69.6 con spot 45: un margen de 29, contra 19 de un contrato a 55 con spot 40 y unos 12 con el spot de hoy en el norte. Con ese margen el EBITDA de largo plazo queda en unos USD 400 MM reales, 44% bajo el de 12 meses; con contratos a 55 queda en 282, (60)%.
Qué hacer con la acción
Quien la tiene, la mantiene. Quien no la tiene, no compra a este precio. El precio ya paga el caso optimista, un EBITDA que cae 44% y no 60%. La razón para no vender es que hasta 2032 el EBITDA se sostiene; la razón para no comprar es que, si los PPA de largo plazo siguen en 55, la acción vale CLP 1,273.
| Compra a 1,924.4, venta a fines de 2028 | PPA a 55 | PPA a 60 | PPA a 65 |
|---|---|---|---|
| Retorno anual vendiendo al valor del DCF | (4.8)% | 4.7% | 13.3% |
| Retorno anual vendiendo a 6.3x EBITDA | 23.7% | 25.3% | 26.8% |
Spot 40. Incluye los dividendos de 2027 y 2028. 6.3x es el valor empresa sobre EBITDA de 12 meses que paga hoy el mercado.
El mercado todavía no mira 2033. Si sigue pagando 6.3x hasta fines de 2028, el papel sube unos 24% al año, porque el EBITDA se mantiene y la deuda neta baja unos USD 370 MM en 2028. Ese es el argumento del que compra hoy, y es de calendario: cuando el mercado mire el vencimiento, el valor es el del DCF. Zona de compra: bajo CLP 1,690, donde el objetivo más el dividendo de mayo de 2027 dejan 10%. Zona de venta: sobre CLP 1,960, donde el retorno esperado baja de (5)%.
Qué cambiaría la llamada
| # | Qué mirar | Umbral | Lectura |
|---|---|---|---|
| 1 | Precio de un PPA nuevo de largo plazo de Engie | bajo 55 USD/MWh de energía | Se confirma el caso de hoy: VENDER |
| 2 | Precio de un PPA nuevo de largo plazo de Engie | sobre 65 USD/MWh de energía | Se confirma el optimista: objetivo de unos CLP 2,120, COMPRAR |
| 3 | Licitaciones reguladas con suministro desde 2033 | Engie gana sobre 3 TWh a más de 65 | Reemplaza el contrato del sur con margen cerca de 29 |
| 4 | Spot de largo plazo con PPA estables | sobre 45 USD/MWh | El punto medio baja a CLP 1,418: VENDER |
| 5 | Precio de la acción | sobre CLP 1,960 o bajo 1,690 | VENDER o COMPRAR con el mismo objetivo |
| 6 | Contrato con las distribuidoras del sur | término anticipado o renegociación | Adelanta el vencimiento: el objetivo baja |
Lo que esta nota no verificó
- El precio de cada cliente libre. La compañía no lo abre; usamos el promedio de 9M26.
- El precio de un PPA nuevo con clientes libres. No hay precio público; los dos casos usan 55, la referencia de la licitación regulada de largo plazo 2023/01, y 65, la de la 2025/01, que es de cuatro años.
- El spot de largo plazo. No hay proyección pública verificada más allá de 12 meses; 40 es un supuesto nuestro.
- La división exacta entre prima y centrales. Depende de la potencia del retiro regulado, estimada con un trimestre, y de un residuo de USD 50 MM cargado a los contratos antiguos.
- El precio de los contratos de respaldo (75 USD/MWh en el modelo) y la generación anual de Pampa Fidelia y Chequenes (1.3 TWh, de la curva de la presentación 12M25).
- El efecto del cierre de CTA y CTH en mayo de 2027, que la compañía no cuantificó: el modelo lo deja neutro.
Fuentes
- Estados financieros y Análisis Razonado de Engie Energía Chile al 30-sep-2026 y al 31-dic-2025 (CMF): ventas, precios monómicos, generación, combustibles, compras, EBITDA, deuda, capex, tasa de la deuda, dividendos, provisión de desmantelamiento y consolidación. Presentación a inversionistas 12M25 (marzo de 2026): demanda contratada a 2035, contratos de respaldo, estrategia 2030, Pampa Fidelia y Chequenes. Hecho esencial del 4-may-2024 sobre el contrato de Codelco con CTA.
- Plataforma pública de contratos del Coordinador Eléctrico Nacional (mayo de 2026): fechas y volúmenes contratados.
- CNE: Informe Técnico Definitivo del precio de nudo promedio de enero de 2026, actas de adjudicación de las licitaciones 2023/01, 2025/01 y 2025/02, y bases de la 2025/01 (resolución exenta N°537).
- Balance de transferencias económicas del Coordinador, procesado por CondorGrid, octubre de 2025 a septiembre de 2026 (mayo, junio, agosto y septiembre de 2026 en versión preliminar): retiros por cliente, inyección y retiros valorizados, potencia, sobrecostos y captura por central. Costo marginal horario de las barras troncales de 220 kV, CondorGrid, octubre de 2025 a octubre de 2026.
- Precio, monto transado, acciones y dólar: API del sitio al cierre del 29-oct-2026. Llamada anterior: análisis 2026-Q3.