Resumen ejecutivo
- La llamada no cambia: MANTENER, sesgo positivo, convicción Media, precio objetivo CLP 720. Esta nota no mueve ni el objetivo ni la recomendación.
- Los antecedentes dicen que el gobierno argentino prorroga, pero cobra: TGS tiene decreto desde 2025. El 28/29-sep MetroGAS firmó un acuerdo hasta 2047 a cambio de USD 186.8 MM de obras que no van a tarifa y del retiro de todos sus reclamos contra el Estado. Naturgy NOA, donde NTGCLGAS tiene 47.4%, sigue sin acta ni decreto; al mismo ritmo, el suyo llegaría hacia el 1T27, no este año.
- La prórroga de NOA vale unos CLP 15 por acción, no CLP 30-40: con múltiplos de mercado de una distribuidora argentina comparable, la participación vale ~CLP 38 por acción con prórroga y ~CLP 17 sin ella. Condiciones como las del antecedente restan ~CLP 6. NOA es el 12.7% de la utilidad: la prórroga protege ese flujo hasta 2047, pero no sube la utilidad de 2026-27.
- El 3T26 sale normal pese al clima: el EBITDA estimado es MM$ 116,000-128,000, contra 126,414 en el 3T25. Metrogas vendería ~6% menos (~250 MM m³) por un invierno más templado. La generación a gas cayó 34% por las lluvias, pero AGESA gana revendiendo GNL, que en Asia estuvo en USD 21-25/MMBtu contra un contrato indexado a Henry Hub (~USD 3).
- El fallo del TDLC por Nueva Renca es chico: la multa de 3,800 UTA equivale al 1.2% de la utilidad 2026 estimada. Lo que importa es la rebaja de tarifa que ordena y una eventual demanda civil, entre CLP 2 y 7.5 por acción una sola vez.
- Qué vigilar: el decreto de NOA (hacia el 1T27), la sentencia de primera instancia de una demanda colectiva de MM$ 451,648 contra Metrogas que está para fallo, y la utilidad de AGESA del 3T26 que publica Copec a mediados de noviembre.
- Precio de referencia: CLP 688.99 al cierre del 30-sep-2026, con MM$ 14.1 transados en el día y un promedio de MM$ 40.4 en 20 ruedas. Queda a CLP 31 del precio objetivo.
Qué es y qué no es
Es una nota de seguimiento por tres hechos posteriores al análisis del 2T26: los antecedentes de prórroga de licencias de gas en Argentina, que sirven para estimar lo que viene para Naturgy NOA; el fallo del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) contra Metrogas del 12-ago; y el invierno húmedo de agosto y septiembre. No cambia la recomendación ni el precio objetivo. Sí propone recalibrar cuánto vale el catalizador argentino.
Los antecedentes: el gobierno prorroga, pero cobra
NTGCLGAS tiene en Argentina el 47.4% efectivo de Naturgy NOA (distribuidora de Salta, Jujuy, Tucumán y Santiago del Estero, con 587 mil clientes), cuya licencia vence en diciembre de 2027 y puede prorrogarse por 20 años. El caso más reciente y parecido es el de MetroGAS, la distribuidora del sur de Buenos Aires, que el 28/29-sep firmó su prórroga hasta 2047.
Lo firmado es un acuerdo con el Ministerio de Economía, no un decreto. MetroGAS lo lleva a su junta del 29-oct y después tiene que salir el decreto del Poder Ejecutivo. Algunos titulares dieron la prórroga por otorgada antes de tiempo. Condiciones informadas por Infobae, Ámbito y Perfil el 30-sep:
- USD 186.8 MM de obras en 10 años que no se traspasan a tarifa, con penalidades si no se cumplen.
- Retiro de todos los reclamos contra el Estado, en Argentina y en el exterior, salvo dos temas.
- Las obligaciones siguen aunque cambie el dueño.
Solo TGS tiene la prórroga ya otorgada (Decreto 495/2025). Naturgy NOA no tiene acta, decreto ni dictamen final de la Secretaría de Energía. Hizo su audiencia pública el 7-oct-2025 (Res. ENARGAS 794/2025) y desde entonces espera.
| Licenciataria | Audiencia pública | Estado al 30-sep |
|---|---|---|
| TGS | 2024 | Prorrogada |
| MetroGAS | may-2025 | Acuerdo firmado |
| Naturgy BAN | jul-2025 | Pendiente |
| Naturgy NOA | oct-2025 | Pendiente |
MetroGAS tardó unos 16 meses desde su audiencia. Con ese ritmo, NOA llegaría hacia febrero de 2027, antes de que venza su licencia en diciembre de 2027. Naturgy Argentina dijo en agosto que espera la resolución "durante este año".
Cuánto vale la prórroga para NTGCLGAS
Como referencia de mercado usé la única transacción reciente de una distribuidora de gas argentina con licencia a 2047: el control de MetroGAS cambió de manos en agosto a una valorización de EV/EBITDA 2025 de 6.0-6.6x, USD 438-466 por cliente y 1.38-1.51 veces el valor libro. Lo apliqué a NOA con los datos de la nota 13.2.3 de los estados financieros del 2T26: patrimonio de MM$ 101,678 y participación efectiva de 47.413%.
| Método, CLP por acción | Bajo | Alto |
|---|---|---|
| Por cliente, con 25% de descuento | 42.2 | 44.9 |
| Valor libro × 1.38-1.51 | 31.7 | 34.6 |
| Sin prórroga, 0.5-1.0x libro | 11.5 | 22.9 |
El descuento de 25% al método por cliente se debe a tres cosas: NTGCLGAS no tiene el control de NOA, la referencia es un paquete de control con su prima, y NOA es menos densa que Buenos Aires. Sin prórroga, la ley compensa los bienes al menor valor entre libro y lo que pague el nuevo licitante. El múltiplo precio/utilidad de la referencia (10.8-12.4x) daría CLP 96-110, pero no lo uso: NOA rentó 52% sobre su patrimonio en pesos chilenos en 2025, contra 11% de la referencia, señal de que su utilidad trae partidas financieras y de hiperinflación que no se comparan.
Centro con prórroga: CLP 38.4 por acción. Sin prórroga: CLP 17.2. Diferencia: CLP 21.2.
Si a NOA le piden lo mismo que al antecedente por cliente (USD 78), serían unos USD 45.7 MM de obras no tarifables. Al 12% en dólares valen USD 25.8 MM y, por la parte de NTGCLGAS, CLP 5.7 por acción. Diferencia neta: CLP 15.5 por acción, 2.2% del precio.
En el resultado, la prórroga protege más de lo que suma. NOA aportó MM$ 18,641 a la utilidad controladora 2025, el 12.7%, y MM$ 10,681 en el primer semestre de 2026. Sin prórroga ese flujo se corta desde 2028 a cambio de una compensación; con prórroga sigue hasta 2047. La tarifa ya la fijó la revisión de 2025, así que la utilidad de 2026-27 no cambia, y las obras no tarifables le restarían a NTGCLGAS unos MM$ 2,100 al año.
| Escenario | TP, CLP |
|---|---|
| Hoy, sin decreto | 720 |
| Decreto con condiciones como el antecedente | ~735 |
| Decreto sin obras extra ni renuncia | ~740-745 |
| Prórroga denegada | ~700 |
El precio objetivo de 720 se ancla en EV/EBITDA consolidado, y NOA no está en ese EBITDA (entra como asociada, bajo el resultado operacional), así que su valor se puede sumar aparte sin contarlo dos veces. Antes la tesis asignaba al decreto entre CLP 20 y 40. El precedente muestra que el gobierno cobra por prorrogar, y por eso la estimación baja a la parte inferior de ese rango.
El gas que no se quemó en agosto y septiembre
La generación a gas de la zona central cayó 34% en el 3T26 contra el 3T25. Son las centrales Nehuenco, Nueva Renca, San Isidro, Quintero, Candelaria y Colmito, con datos del Coordinador procesados en CondorGrid.
| Trimestre | GWh a gas | Costo marginal, USD/MWh |
|---|---|---|
| 3T25 | 2,209 | 58.1 |
| 1T26 | 2,568 | 37.6 |
| 2T26 | 2,972 | 67.7 |
| 3T26 | 1,462 | 47.8 |
Costo marginal en Quillota 220 kV. En el 3T26 julio fue normal (947 GWh, CMg 89.6) y el desplome fue en agosto (396 GWh, CMg 30.5) y septiembre (119 GWh, CMg 23.4), cuando la generación hidráulica pasó de ~1,400 a ~2,700 GWh al mes.
Eso no se traduce directo en menos margen, porque el segmento de comercialización lo mueve AGESA, y AGESA gana revendiendo GNL caro. Copec, dueña del otro 39.83%, publica su utilidad cada trimestre:
| Trimestre | AGESA, USD MM | Comercialización, MM$ |
|---|---|---|
| 1T25 | 20.4 | 30,331 |
| 2T25 | 17.1 | 30,636 |
| 3T25 | 33.5 | 48,330 |
| 1T26 | 17.0 | 27,040 |
| 2T26 | 35.7 | 46,423 |
La utilidad de AGESA explica el EBITDA de comercialización con una correlación de 0.98: cada USD 1 MM de utilidad de AGESA son ~MM$ 1,070 de EBITDA del segmento.
Naturgy atribuyó el alza de su negocio de gas en Chile en el semestre a la "optimización de los excedentes de gas": vendió 12.3% menos volumen, con más margen. Los contratos de AGESA están indexados a Henry Hub y Brent. Con el estrecho de Ormuz cerrado desde fines de febrero, el GNL en Asia (JKM) pasó de unos USD 15/MMBtu a fines de junio a USD 21-23 en agosto y USD 25.4 el 29-sep, mientras Henry Hub seguía en USD 2.6-3.3. El gas que las centrales chilenas no quemaron quedó disponible para revenderse a un precio internacional más alto que en el 2T. El límite es cuánta flexibilidad de destino tiene el contrato de AGESA, y eso no es público.
| Escenario 3T26 | AGESA, USD MM | Comercialización, MM$ |
|---|---|---|
| Sin reventa | 17 | ~28,300 |
| Base | 30-37 | 42,000-50,000 |
| Reventa mayor | 45 | ~58,200 |
Cada MM$ 10,000 de diferencia en el EBITDA de comercialización mueve la utilidad controladora en MM$ 4,392: es 2.7% de la utilidad 2026 estimada y CLP 2.1 de utilidad por acción. El escenario sin reventa restaría unos CLP 4.2 por acción. Un trimestre de clima no se capitaliza a cinco veces EBITDA, así que no mueve el precio objetivo.
Metrogas vendería ~6% menos en el 3T26 por un invierno más templado. Los grados-día de calefacción de Santiago (base 18 °C) explican el volumen trimestral de Metrogas con un error de 1.4% en los últimos diez trimestres.
| Grados-día, Santiago | 2025 | 2026 |
|---|---|---|
| Julio | 220.9 | 211.4 |
| Agosto | 230.5 | 204.2 |
| Septiembre | 139.3 | 75.6, a 24 días |
Con 510-523 grados-día en el trimestre, contra 591 en el 3T25, el modelo da ~250-253 MM m³, contra 270 en el 3T25. A unos CLP 240 de margen por m³ (lo que muestra el 2T26 contra el 2T25), son ~MM$ 4,300 menos de EBITDA de distribución, en parte compensados por el alza de 5.1% de la tarifa de Metrogas desde julio (CNE). A la controladora le restaría ~CLP 0.9 por acción.
El análisis del 2T26 tenía como alerta un volumen de Metrogas del 3T bajo 260 MM m³. Ese umbral se cruzaría por clima, no por negocio. La alerta debería medirse ajustada por temperatura: volumen más de 4% bajo lo que predicen los grados-día.
El fallo del TDLC por Nueva Renca
El 12-ago el TDLC declaró que Metrogas abusó de su posición dominante al subir ~12 veces, desde diciembre de 2022, la tarifa por transportar gas por su red hasta la central Nueva Renca de Generadora Metropolitana. Le ordenó dejar de cobrarla, negociar una nueva en tres meses (si no hay acuerdo, arbitraje) y pagar 3,800 UTA. Según la sentencia, la tarifa estaba ~4 veces sobre lo que explican los costos. Metrogas reclamará ante la Corte Suprema.
- Multa: 3,800 UTA son MM$ 3,271. Por su 60.17% en Metrogas, a NTGCLGAS le tocan MM$ 1,968: el 1.2% de la utilidad 2026 estimada (MM$ 161,222 sin el ajuste por hiperinflación argentina) y CLP 0.94 por acción.
- Tarifa: la prensa informó que la multa equivale a ~25% de las ventas de Metrogas a esa generadora. Si esa base son las ventas desde diciembre de 2022, son ~MM$ 3,500 al año, y llevar la tarifa a costo restaría ~MM$ 2,600 de EBITDA al año, CLP 0.5 por acción al año.
- Demanda civil: con el ilícito declarado, la generadora puede demandar lo cobrado de más. A la parte de NTGCLGAS y después de impuestos, serían entre CLP 2 y 7.5 por acción, una sola vez, según cómo se lea esa base.
Otros eventos que conviene tener presentes
- Una demanda colectiva grande está para fallo. La causa C-8940-2021 de ODECU, con la de Conadecus acumulada, pide MM$ 451,648 más 45,000 UTA a Metrogas y está citada a oír sentencia. La empresa la califica de remota, y el TDLC rechazó en enero un caso parecido por USD 803 MM (Sentencia 208/2026, hoy en la Corte Suprema). Es riesgo de cola: lo demandado equivale al 31% de la capitalización.
- En 2030 vencen dos contratos clave. El del terminal GNL Quintero y el de Metrogas con AGESA. Si después Metrogas le compra gas a una relacionada, la ley exige licitarlo con supervisión de la CNE, y el margen de AGESA sobre Metrogas se puede achicar. Cada USD 10 MM de EBITDA de AGESA perdidos desde 2031 valen ~CLP 9 por acción.
- Naturgy y Copec se ordenaron sin tocar a NTGCLGAS. GIP y CVC vendieron sus participaciones en Naturgy, y no hay señales de venta de Naturgy Chile ni de una OPA a los minoritarios. En Argentina, Naturgy dice estar en "modo crecimiento" y no busca vender su parte de NOA. Copec, que vende activos para bajar deuda, no tiene a Metrogas ni a AGESA clasificadas como mantenidas para la venta.
- La regulación chilena está holgada. En el último chequeo de la CNE, Metrogas rentó 8.15% en la Región Metropolitana en 2024, con un promedio de 6.28% contra un máximo de 9.15%.
- El gasto financiero bajará en el segundo semestre. La serie D (UF 3.59 MM al 6.50%) se pagó el 1-jun y se reemplazó con bonos al 2.58-2.91%, un ahorro de ~MM$ 4,350 al año en cupones.
Qué mirar mes a mes
NTGCLGAS reporta cada trimestre, pero buena parte de sus volúmenes se puede seguir antes con datos públicos. Probamos cada fuente contra lo que la empresa informó entre 2024 y 2026:
| Qué se sigue | Fuente pública | Rezago | Error |
|---|---|---|---|
| Volumen Metrogas | Grados-día de Santiago | 5 días | 1.4% |
| Gasoducto del Pacífico a Chile | ENARGAS, partes diarios | 1 día | 1.9% |
| Naturgy NOA | ENARGAS, gas entregado | 8 semanas | 2-4% |
| Margen de AGESA | GNL Asia menos Henry Hub | 0 días | sin calibrar |
| Utilidad de AGESA | Resultados de Copec | 6 semanas | r = 0.98 |
El error es la diferencia promedio con lo reportado, por trimestre. Lo que no se puede seguir es el volumen que la empresa informa como ventas de comercialización a terceros: el 3T concentra entre 6 y 7 veces lo de los otros trimestres sin correlato en flujos físicos ni en ingresos, y la serie se ha reexpresado dos veces.
Lo publicado al 30-sep ya da una foto del 3T26: el Gasoducto del Pacífico llevó ~20% más gas a Chile (~90 MM m³), Naturgy NOA entregó 17% menos en julio (un julio templado en el norte argentino bajó el residencial 38%) y el flujo por GasAndes cayó ~24%, en línea con la menor generación a gas en Chile.
Lo que esta nota no dice
- El EBITDA de Naturgy NOA no está publicado ni en la memoria 2025 ni en la nota de negocios conjuntos, así que el múltiplo EV/EBITDA de la referencia no se pudo aplicar directo.
- La participación exacta en NOA no está reconciliada: los estados financieros dicen 47.413% y fichas anteriores decían 50%. La diferencia es ~5% del valor de NOA.
- No sé cuánto gas pudo revender AGESA, porque las condiciones de destino de su contrato de GNL no son públicas.
- No sé sobre qué base se calculó el "25% de las ventas" del fallo del TDLC: si es por año o por todo el período, el efecto de la tarifa se multiplica por 3.7.
Fuentes
- Prórroga de MetroGAS: Shale24 (29-sep), Infobae, Ámbito, Perfil y El Cronista (30-sep-2026). Estado de las demás licencias: estados financieros de TGN al 30-jun-2026, Res. ENARGAS 794/2025, Decreto 495/2025 (TGS).
- Múltiplos de referencia: estados financieros de MetroGAS al 31-dic-2025 y 30-jun-2026, y el precio de la transacción de agosto de 2026 (formulario 6-K del comprador, 10-ago-2026).
- Estados financieros de NTGCLGAS al 30-jun-2026 (notas 3.5.4.2, 13.2.3, 32 y 34), al 30-sep-2025 (nota 32) y análisis razonados 2024-2026.
- Hecho esencial de Metrogas S.A. del 13-ago-2026 y Diario Financiero del 13-ago-2026.
- Empresas Copec, resultados 2T26 y 3T25 (utilidad de AGESA y de Metrogas).
- Naturgy, resultados del 1T26 y 1S26.
- CNE, Resoluciones Exentas 99/2026 y 64/2026.
- Coordinador Eléctrico Nacional, generación por central y costo marginal, procesados en CondorGrid.
- GlobalLNGHub y Trading Economics (JKM, TTF y Henry Hub, junio a septiembre de 2026).
- ENARGAS: datos operativos de distribución (GED) y partes diarios de exportación e importación por gasoducto.
- Open-Meteo (reanálisis ERA5): temperatura diaria de Santiago; CNE, Reporte Mensual del Sector Energético (precio de Metrogas).