Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo propone una metodología basada en la métrica de riesgo llamada Conditional Value at Risk (CVaR) para determinar la cantidad óptima de energía a contratar a un precio dado para una central hidroeléctrica de pasada. Esto se realiza para dos tipos de centrales (o regímenes) nival y pluvial, evaluando además una tercera opción con un portafolio de ambas. En particular, la metodología propuesta busca minimizar el CVaR de ingresos de la planta para distintos escenarios futuros que se elaboran mediante combinaciones de varios tipos de combustibles, hidrologías, expansión de la generación, entre otros. Cada uno de estos escenarios se modela en un problema de optimización para determinar el despacho económico del sistema chileno y sus precios por 12 años, entre 2019 y 2030. Para el ejercicio se consideraron 54 hidrologías, nueve escenarios de combustibles y cuatro planes de desarrollo del parque generador en el sistema eléctrico nacional. Los resultados demuestran que una mayor cantidad de energía contratada no necesariamente es deseable en términos de riesgo. Más aún, para una central del tipo pluvial, la energía óptima a contratar es tan solo 10% de su capacidad para los escenarios considerados. Esto se explica porque altos niveles de energía comprometida pueden producir compras en el mercado spot, a un precio incierto, durante condiciones donde no se cuente con el recurso primario para generar (e.g., durante un año/estación más seca). Esto es sustancialmente distinto para el caso de una planta térmica que compra en el mercado spot a precios relativamente bajos, principalmente cuando comprar en el mercado spot es más conveniente que quemar su propio combustible. Asimismo, los resultados obtenidos demuestran que existe una ventaja competitiva para las centrales que poseen régimen de generación nival al presentar una correlación positiva estacional con los precios del mercado spot. Por otro lado, las centrales pluviales deben lidiar con una correlación negativa estacional y con una incertidumbre hidrológica importante. Esto se traduce en un nivel de contratación óptimo del orden del 50% de la capacidad instalada para una planta nival, lo que se contrasta con lo obtenido para el caso pluvial. Finalmente, se estudian los contratos con bloques estacionales, cuyos resultados muestran que -a diferencia de lo que se puede esperar- podría ser eficiente aumentar la contratación en aquellos meses donde no existe una cantidad de generación significativa, lo que se sustenta en la estacionalidad en los precios del mercado spot: por ejemplo, es posible demostrar que para una central del tipo pluvial, cuya máxima generación ocurre en los meses de junio, julio y agosto, la estrategia comercial óptima es contratarse durante los meses de agosto, septiembre y marzo.