Qué dijo la dirección de Enel Chile S.A. en la llamada del Q1 2026

Trimestre sólido impulsado por menores costos de gas

Enel Chile cerró el primer trimestre de 2026 con un EBITDA de 423 millones de dólares, un avance del 16% frente al mismo período del año anterior. La mejora se explicó principalmente por menores costos de gas natural, que redujeron el costo variable de las plantas térmicas y las compras en el mercado spot, y por la optimización del acuerdo de suministro de GNL con Shell. Sin embargo, el EBITDA reportado incluye efectos no recurrentes relevantes: un impacto positivo del acuerdo con Shell de aproximadamente 50 millones de dólares y un efecto negativo de alrededor de 60 millones relacionado con ajustes de períodos anteriores —en su mayor parte un cargo de 30 millones por servicios complementarios correspondientes a 2023—. El CFO Simone Conticelli precisó que, una vez normalizados estos efectos, el EBITDA recurrente del trimestre se sitúa en torno a los 360–370 millones de dólares. La utilidad neta fue de 162 millones, un 7% menos que en el primer trimestre de 2025, lastrada por mayores depreciaciones derivadas de la puesta en marcha de nueva capacidad renovable y por menores capitalizaciones de intereses.

Lo que viene: baterías, tarifas y electrificación

La compañía mantiene su guía de generación hidráulica para 2026 en 10,7 teravatios-hora, bajo una hipótesis conservadora de hidrología consistente con la media de los últimos 13 años. La dirección advirtió que la probabilidad de un fenómeno de El Niño ha aumentado en semanas recientes, con efectos esperados principalmente en la segunda mitad del año. En almacenamiento, Enel Chile espera que los tres proyectos de baterías actualmente en construcción —con una capacidad total de unos 450 megavatios— alcancen su fecha de puesta en marcha comercial durante el tercer y cuarto trimestre de 2027. El CEO Gianluca Palumbo señaló la electrificación de la minería, la industria, el transporte y la electromovilidad como motores estructurales de demanda en Chile. En el frente regulatorio, el cobro del adeudo tarifario VAD 2020–2024 —por unos 65 millones de dólares para Enel Distribución y cerca de 900 millones para el sector— fue postergado a julio de 2026; el Ministerio de Energía evalúa mecanismos alternativos, incluido el factoraje de deuda. La revisión tarifaria VAD 2024–2028 avanza según calendario y se espera que el decreto tarifario se emita a principios de 2027.

Turno de preguntas: pérdidas en distribución, retorno de las baterías y liquidez

Los analistas presionaron en varios frentes. Sobre el deterioro de las pérdidas de energía en distribución, Palumbo reconoció un aumento impulsado por ajustes tarifarios, cambios en el comportamiento de los clientes y conexiones ilegales, y comprometió un plan de mejora con analítica avanzada y mayor metrología que apunta a reducir las pérdidas al 5,7% hacia 2028. Sobre el retorno de los proyectos BESS, Conticelli indicó que la compañía solo lanza estos proyectos si el retorno supera en al menos 300 puntos básicos el costo de capital, y que se realizan pruebas de estrés ante escenarios adversos de mercado. Ante la pregunta sobre la posición mínima de caja —actualmente 454 millones de dólares con líneas comprometidas adicionales de 640 millones—, el CFO explicó que la empresa opera con un modelo interno para cubrir las necesidades de capital de trabajo, cuyo pico se concentra en el primero y segundo trimestre, y que las necesidades de refinanciamiento de deuda de corto plazo se atenderán con financiamiento de largo plazo actualmente en negociación. Un analista cuestionó también el aumento del costo de compras de energía en generación a pesar de que los volúmenes y los precios spot fueron similares o inferiores a los de 2025; Conticelli aclaró que ese incremento recoge los ajustes negativos de períodos anteriores contabilizados como costos de aprovisionamiento.