El desafío de la transmisión eléctrica
La falta de capacidad de transporte en alta tensión es el principal cuello de botella que enfrenta el sistema eléctrico argentino. La saturación de las líneas de 500 y 132 kilovolt (kV) y de los nodos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) limita la incorporación de nueva potencia de generación en la mayoría de las regiones del país.
Prueba de eso es que el gobierno de Javier Milei tomó la decisión de acelerar la instalación de grandes baterías de almacenamiento —BESS, por sus siglas en inglés— para reforzar el abastecimiento de energía durante los picos de consumo ante las dificultades para incorporar nuevos proyectos de generación por las restricciones que existen en la red de transporte.
El problema no es nuevo. Desde la caída de la Convertibilidad en 2001 —en rigor, el problema viene de arrastre desde el diseño inicial del marco regulatorio eléctrico de los ‘90—, la Argentina no logró desarrollar un instrumento contractual capaz de movilizar inversión privada para financiar las grandes ampliaciones sistémicas de la red de transmisión.
La experiencia de la generación
En el segmento de generación, sin embargo, el Estado fue diseñando distintos instrumentos que permitieron sumar nueva potencia eléctrica durante los últimos 25 años. Los contratos PPA (Power Purchase Agreements) fueron utilizados para viabilizar proyectos bajo el paraguas de las resoluciones 1281, 220, 21 y 287 de la Secretaría de Energía y, posteriormente, mediante el programa RenovAr.
Esos instrumentos permitieron incorporar nueva generación térmica y renovable. A su vez, el desarrollo del MATER logró movilizar inversiones privadas en proyectos eólicos y fotovoltaicos mediante contratos celebrados directamente entre privados. En transmisión, en cambio, la ampliación de la red de alta tensión siguió siendo la gran cuenta pendiente.
Si bien en los últimos años hubo ampliaciones financiadas por empresas privadas para resolver necesidades específicas de determinados proyectos de generación, nunca se logró consolidar un mecanismo que permitiera que un inversor privado financiara grandes obras de infraestructura con beneficios sistémicos, como AMBA I.
El primer test del nuevo modelo
Con esos antecedentes negativos, la Secretaría de Energía lanzó esta semana la licitación pública nacional e internacional para adjudicar AMBA I bajo la figura de la Concesión de Obra Pública (COP), un instrumento previsto por la legislación argentina desde hace décadas y recuperado dentro del nuevo marco normativo impulsado por el Gobierno a partir de la Ley Bases aprobada en 2024.
La apuesta oficial es que AMBA I funcione como el primer caso de un modelo que, si resulta exitoso, pueda replicarse para financiar unas 15 ampliaciones identificadas como prioritarias para el sistema de transporte eléctrico.
El desafío es significativo: conseguir que un inversor privado financie un conjunto de obras de infraestructura de alta tensión por alrededor de US$ 800 millones, asuma el riesgo de construcción y confíe en que recuperará la mayor parte de esa inversión una vez que la infraestructura entre en funcionamiento, a través de un esquema de repago que se extenderá durante los años siguientes.
Un contrato inspirado en los PPA
El corazón del esquema es el Contrato de Concesión de Obra Pública (COP) que firmará el Ministerio de Economía con la empresa que resulte adjudicataria. Una de las principales innovaciones es que la Remuneración COP estará denominada en dólares y se actualizará mediante el índice PPI de los Estados Unidos, algo inédito para un contrato de transmisión en la Argentina.
El valor de referencia de la inversión de AMBA I ronda los US$ 800 millones y el concesionario podrá recuperar la inversión mediante la Remuneración COP durante un período de siete años. Esa remuneración será abonada por CAMMESA bajo el paraguas de la transacción económica mensual del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El contrato contará, además, con la misma prioridad de pago que reciben actualmente los transportistas.
Pero existe otra cláusula todavía más relevante: la obligación de pagar la Remuneración COP no desaparece si en algún momento el Estado decide no trasladar íntegramente a los usuarios la tarifa necesaria para financiarla. La lógica es sencilla: si un gobierno decide cobrarle menos al usuario, deberá encontrar los recursos para cubrir la diferencia, pero la obligación contractual de pagarle al concesionario continuará vigente.
Quién pagará AMBA I
CAMMESA realizó un estudio para determinar quiénes reciben los beneficios eléctricos de AMBA I. El universo fue dividido conceptualmente entre beneficiarios directos e indirectos. Entre los primeros se encuentran fundamentalmente los clientes de Edenor, Edesur y Eden, cuyas redes se beneficiarán de manera directa con la nueva infraestructura.
Pero AMBA I también produce beneficios sistémicos: al reforzar uno de los principales nodos de consumo del país, mejora las condiciones de funcionamiento del conjunto del SADI. Por eso, el costo recaerá principalmente sobre los usuarios directamente beneficiados por la obra en el AMBA y el norte de la provincia de Buenos Aires, pero también será afrontado, en una proporción menor, por otros usuarios del sistema que reciben sus beneficios sistémicos.
El ENREG, el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, deberá determinar la estructura tarifaria y someterla al correspondiente proceso de audiencia pública, que deberá realizarse antes de fin de año.
El riesgo argentino: BID, RIGI y bancos
La segunda gran capa del diseño regulatorio intenta atacar lo que los artífices del proyecto denominan “la pata soberana” o el riesgo argentino, derivado de los recurrentes incumplimientos de las reglas bajo el paraguas de la Ley 24.065. Una de las principales herramientas diseñadas para reducir ese riesgo es la participación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
El organismo multilateral analiza otorgar una garantía destinada a respaldar los pagos al concesionario. Según la documentación de la licitación, el instrumento podría tener una vigencia de hasta 25 años y cubrir hasta seis meses de la Remuneración COP. Su participación introduce también un respaldo institucional y reputacional.
A esa protección se suma la posibilidad de que el adjudicatario solicite la adhesión de AMBA I al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), incorporando las garantías de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria. Existe además una tercera barrera: la figura del acreedor garantizado. Si el concesionario financia la obra mediante project finance, podrá identificar al banco o institución financiera como acreedor garantizado, adquiriendo derechos dentro de la relación contractual.
El contrato contempla además mecanismos para preservar su ecuación económico-financiera y habilita, ante determinadas controversias, el acceso a arbitraje internacional bajo las reglas de la Cámara de Comercio Internacional. Son distintas capas de una misma arquitectura destinadas a lograr que incumplir o modificar arbitrariamente el contrato tenga un costo institucional y financiero suficientemente elevado.
Cobrar mientras se construye
AMBA I tiene, además, un segundo riesgo que no depende de la macroeconomía ni de la política argentina: es una obra técnicamente compleja. El trazado atraviesa zonas con diferentes dificultades urbanas, ambientales, de permisos y servidumbres. Para evitar que un problema localizado paralice todo el proyecto, el Gobierno diseñó un esquema novedoso de ejecución y repago.
La obra fue dividida en dos etapas técnicamente funcionales. La primera representa aproximadamente el 65% del proyecto y responde a las necesidades consideradas más urgentes. A su vez, cada etapa fue subdividida en lotes: seis lotes para la Etapa 1 y cuatro para la Etapa 2. El concesionario tendrá libertad para organizar el avance de los distintos lotes dentro de los plazos máximos establecidos.
La innovación central está en el mecanismo de remuneración: a medida que complete cada lote, comenzará a habilitarse una porción del flujo mensual correspondiente a la Remuneración COP. Así, el inversor no necesita esperar hasta terminar los US$ 800 millones de infraestructura para comenzar a recuperar capital. El esquema produce una suerte de curva ascendente de ingresos durante la construcción.
A ese mecanismo se agrega un adelanto financiero inicial a cargo del Estado de hasta US$ 55 millones, proveniente de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista administrado por CAMMESA.
Abrir el juego a nuevos inversores
El Gobierno enfrentó otro problema al diseñar la licitación: cómo exigir experiencia suficiente para construir líneas de 500 kV sin convertir esa exigencia en una barrera de entrada que limite la competencia a un puñado de compañías. El pliego establece un filtro financiero importante: los oferentes deberán acreditar un patrimonio neto mínimo equivalente al 25% del valor de referencia de la inversión y constituir una garantía de mantenimiento de oferta de US$ 40 millones.
Pero los requisitos técnicos fueron estructurados de manera más flexible. La experiencia podrá ser acreditada directamente por el oferente, mediante empresas relacionadas, a través de contratistas especializados o incluso incorporando personal clave que reúna los antecedentes técnicos exigidos. Así, un fondo de infraestructura o un inversor sin antecedentes propios podría presentarse si arma un vehículo societario y contrata empresas o profesionales con la experiencia requerida.
El adjudicatario deberá constituir además un Vehículo de Propósito Único (VPU), que será el titular de la concesión y concentrará los activos, las obligaciones y el financiamiento. Los plazos son exigentes: la presentación de ofertas está prevista para el 8 de diciembre de 2026, aunque fuentes cercanas no descartan prórrogas. No se esperan demasiadas ofertas para una obra de esta magnitud; el objetivo es lograr que dos o tres empresas o consorcios compitan por la adjudicación de AMBA I.
