Un proyecto de US$800 millones con 270 kilómetros de líneas
AMBA I contempla la construcción de unos 270 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, una estación transformadora y otras instalaciones. El objetivo es ampliar en alrededor de 2.000 MW la capacidad de abastecimiento de una región que concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica del país. La infraestructura será construida, operada y mantenida por el sector privado mediante un esquema de concesión.
Para reducir los riesgos financieros y hacer más atractiva la inversión, el modelo contempla un aporte inicial de Cammesa, garantías internacionales y la posibilidad de recuperar progresivamente parte del desembolso a través de las tarifas. La construcción será dividida en dos grandes etapas y cerca de diez hitos, y el concesionario podrá cobrar a medida que se cumplan esos objetivos.
El traslado a las facturas: gradual y con mayor carga para el AMBA
El mecanismo elegido es intermedio: los pagos podrán comenzar durante la ejecución, siempre que se alcancen los hitos establecidos en el contrato. El objetivo oficial es evitar que el impacto de una inversión cercana a US$800 millones se concentre de una sola vez sobre las tarifas. El costo no se distribuirá de manera uniforme: los usuarios del AMBA y sectores de la provincia de Buenos Aires vinculados al trazado asumirán una proporción mayor.
Otra parte del costo se distribuirá entre el conjunto del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La explicación oficial es que, aunque AMBA I busca solucionar un cuello de botella localizado, su funcionamiento también aportará mayor estabilidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Cammesa aportará US$110 millones y el BID garantiza US$200 millones
Aunque el Gobierno plantea que la nueva etapa de expansión del transporte eléctrico debe apoyarse principalmente en capital privado, AMBA I contará con un aporte inicial de aproximadamente US$110 millones de Cammesa. Ese monto representa cerca del 14% del costo total estimado y no deberá ser devuelto por la empresa adjudicataria. Según la Secretaría de Energía, la mitad será en efectivo y el resto en especie, mediante la compra anticipada de transformadores.
Los recursos no saldrán directamente del Tesoro nacional: provendrán de la Cuenta de Exportaciones de Cammesa, integrada por los ingresos netos de las ventas de electricidad a países vecinos. Además, el proyecto prevé una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), estimada en unos US$200 millones y en proceso de estructuración. El adjudicatario también podrá solicitar la incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Una red bajo presión y una obra que recién operaría hacia 2030
AMBA I busca responder a un problema estructural: el consumo residencial aumentó alrededor de un 20% en la última década, mientras que la extensión de las líneas de alta tensión creció solo un 8%. Esa brecha generó cuellos de botella que elevan el riesgo de cortes, especialmente en temperaturas extremas. La obra prevé líneas en 500 kV, 220 kV y 132 kV, una estación transformadora en Plomer y obras complementarias.
Los beneficios no serán inmediatos: la apertura del primer sobre de la licitación será dentro de 120 días, hacia la primera mitad de diciembre. El Gobierno espera adjudicar en los primeros meses de 2027 y firmar el contrato de concesión. La primera habilitación comercial está proyectada para unos 42 meses después del inicio de los trabajos, es decir, hacia fines de 2030 o comienzos de 2031. El contrato establecerá un plazo máximo de 52 meses para completar las obras.
Primer ensayo de un plan por más de US$6.600 millones
AMBA I será la primera experiencia de un nuevo modelo para financiar grandes ampliaciones de la red con participación privada. Integra un paquete de 16 obras prioritarias, con inversiones que superarían los US$6.600 millones e incluirían unos 5.610 kilómetros de nuevas líneas de 500 kV. El desempeño de esta licitación será seguido de cerca porque funcionará como antecedente para los otros 15 proyectos.
La apuesta oficial consiste en atraer capital privado para recuperar inversiones demoradas, con mecanismos para reducir el riesgo financiero y sin recurrir directamente al presupuesto nacional, aunque parte de los costos terminará siendo reconocida por los usuarios a través de las tarifas.
