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.
Los proyectos que se concretaron durante los gobiernos kirchneristas fueron apalancados fundamentalmente con fondos públicos, una alternativa que hoy no está sobre la mesa. No sólo porque el gobierno de La Libertad Avanza no contempla que el Estado financie grandes obras de infraestructura, sino también porque el sector público tiene un margen mucho más acotado para volver a recurrir al endeudamiento como fuente de financiamiento, después del fuerte incremento de la deuda registrado durante la gestión de Cambiemos.
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.
A pesar de que el mercado de contratos entre privados que existía antes de la caída de la Convertibilidad nunca terminó de normalizarse, los distintos gobiernos desarrollaron herramientas para movilizar inversión. Los contratos PPA (Power Purchase Agreements), con distintos formatos, 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 (Mercado a Término de Energías Renovables) 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 —en particular renovables—, nunca se logró consolidar un mecanismo que permitiera que un inversor privado financiara grandes obras de infraestructura con beneficios sistémicos, como AMBA I.
Uno de los antecedentes que todavía pesa sobre el sector es la construcción de la cuarta línea de transporte en alta tensión que llevó adelante Transener. El esquema de repago de aquella ampliación quedó severamente afectado por la ruptura de los contratos y las reglas económicas que siguió a la salida de la Convertibilidad en 2001, una situación que puso a la transportista al borde del quebranto.
El primer test del nuevo modelo
Con esos antecedentes negativos y ese mar de frustraciones, 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.
Por eso, detrás de la licitación existe una arquitectura contractual diseñada específicamente para intentar responder a una pregunta que atravesó durante décadas al sector eléctrico argentino: ¿cómo lograr que una gran obra sistémica de transmisión resulte bancable sin que el Estado tenga que financiar directamente su construcción? Encontrar una respuesta a ese interrogante fue, durante décadas, una de las experiencias fallidas del sector eléctrico argentino.
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. El modelo intenta trasladar a la transmisión algunos conceptos que funcionaron para atraer capital privado a la generación.
Una de las principales innovaciones es que la Remuneración COP que cobrará el adjudicatario estará denominada en dólares y se actualizará mediante el índice PPI de los Estados Unidos. Es la primera vez que se recurre a un diseño de estas características para un contrato de transmisión eléctrica en la Argentina.
Es una diferencia relevante frente a los esquemas tradicionales de remuneración del transporte eléctrico, que funcionaron bajo contratos COM (Construcción, Operación y Mantenimiento) expresados en pesos y actualizados mediante un canon sujeto a fórmulas polinómicas de ajuste que, a lo largo de los años, los distintos gobiernos incumplieron de manera recurrente.
El objetivo de fondo es construir un flujo contractual en moneda dura que pueda servir como respaldo para conseguir financiamiento. “Es una especie de intento de replicar aquello que funcionó con los PPA en generación, pero en transmisión”, explicó a EconoJournal una fuente que participó directamente del diseño del esquema.
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 de AMBA I contará, además, con la misma prioridad de pago que reciben actualmente los transportistas, que tienen un orden de prelación anterior al de los generadores.
Ese punto retoma una modificación implementada por el gobierno de Javier Milei en 2024. Hasta entonces, transportistas y generadores compartían el mismo orden de prelación. El cambio otorgó prioridad a las empresas de transporte y ese mismo criterio fue incorporado al contrato de AMBA I para reducir el riesgo de cobro. En otras palabras, dentro del orden de pagos del mercado eléctrico, la Remuneración COP tendrá una posición prioritaria.
Pero existe otra cláusula todavía más relevante para analizar el riesgo político del contrato: 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.
El contrato diferencia así la obligación de pago al concesionario de la decisión de política tarifaria que adopte cada gobierno.
El proyecto está diseñado para financiarse mediante una tarifa específica, pero una eventual decisión futura de no trasladar ese costo a los usuarios implicará que la diferencia deberá cubrirse mediante subsidios, es decir, con una inyección de fondos del Tesoro a CAMMESA.
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 quienes trabajaron en el proyecto denominan “la pata soberana” o el riesgo argentino, derivado de los recurrentes incumplimientos de las reglas establecidas bajo el paraguas de la Ley 24.065 —la Ley de Energía Eléctrica— durante los últimos 25 años.
¿Qué ocurre si en 2027, cuando se celebren las próximas elecciones presidenciales, cambia el Gobierno y una nueva administración decide desconocer, renegociar o alterar las condiciones económicas del Contrato COP firmado durante la administración de Javier Milei? 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.
Pero la relevancia del BID excede el monto concreto de la garantía. Su participación introduce también un respaldo institucional y reputacional. Un eventual incumplimiento obligaría al Estado argentino no sólo a enfrentar al concesionario, sino también a dar explicaciones ante un organismo multilateral integrado por países de toda la región.
Existe un antecedente reciente que permite dimensionar el peso de ese tipo de respaldo. En los albores del gobierno de Javier Milei, cuando el ministro de Economía, Luis Caputo, aplicó una quita sobre los pagos que CAMMESA debía realizar a los generadores con contratos vigentes, quedaron exceptuados los proyectos de RenovAr respaldados por garantías del Banco Mundial. El Gobierno evitó así abrir un conflicto con un organismo multilateral clave, con fuerte peso de Estados Unidos entre sus accionistas, en momentos en que la Argentina también negociaba cuestiones sensibles con el Fondo Monetario Internacional.
Ese antecedente ayuda a explicar la lógica que existe detrás de incorporar al BID en AMBA I: romper el contrato dejaría de constituir solamente un conflicto entre el Estado argentino y una empresa privada.
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 previstas por ese régimen.
Existe además una tercera barrera diseñada para proteger la integridad del contrato: la figura del acreedor garantizado. Si el concesionario financia la obra mediante project finance o mediante un financiamiento concreto otorgado por una entidad crediticia, podrá identificar al banco o institución financiera que aporte los fondos como acreedor garantizado. A partir de ese momento, ese financiador adquiere determinados derechos dentro de la relación contractual.
Algunas modificaciones, cesiones o adendas no podrán realizarse sin su consentimiento. Si existe una causal que pueda derivar en la rescisión del contrato, el acreedor deberá ser informado y contará con herramientas para intervenir en el proceso. El efecto práctico es relevante: una eventual administración que pretenda modificar arbitrariamente el contrato ya no estaría afectando solamente al accionista de la concesionaria, sino también a los bancos u organismos multilaterales que financiaron el proyecto.
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. En rigor, la obra atraviesa desde barrios residenciales y countries de la zona norte de la provincia de Buenos Aires hasta asentamientos y barrios populares del conurbano.
Para evitar que un problema localizado paralice todo el proyecto y obligue al inversor a financiar durante años la totalidad de la construcción sin percibir ingresos, 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 para el sistema. 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, pero 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.
De esa manera, el inversor no necesita esperar hasta terminar los US$ 800 millones de infraestructura para comenzar a recuperar capital. Si durante el primer año consigue completar uno de los lotes, comienza a percibir una parte del flujo. Cuando completa otro, incorpora una nueva porción, y así sucesivamente hasta alcanzar la habilitación comercial de cada etapa. El esquema produce, de esa manera, una suerte de curva ascendente de ingresos durante la construcción.
“Se buscan dos cosas: primero, que exista un flujo frente a una obra larga; y segundo, que si aparece un problema en un lote se pueda avanzar sobre otros que no fueron afectados”, explicó una fuente que participó del diseño del esquema.
La flexibilidad tiene, de todos modos, un límite importante. Los lotes individualmente no son autosuficientes y la habilitación comercial completa tiene una ponderación significativa dentro de la remuneración. Si el concesionario no termina la obra dentro de los plazos comprometidos, comenzarán a aplicarse reducciones sobre el plazo y la remuneración.
El contrato intenta así resolver dos objetivos potencialmente contradictorios: dar liquidez al constructor durante la ejecución sin quitarle el incentivo económico para terminar la infraestructura completa.
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 una manera más flexible. La experiencia en esa área 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.
Eso significa que un fondo de infraestructura, una compañía energética o un inversor que no tenga antecedentes propios construyendo líneas de alta tensión podría igualmente presentarse si arma un vehículo societario y contrata empresas o profesionales que sí cuenten 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 del proyecto. Los plazos de la licitación son exigentes. La presentación de ofertas está prevista para el 8 de diciembre de 2026, aunque fuentes cercanas al proceso no descartan posibles prórrogas en caso de que existan consultas o pedidos de mayor plazo por parte de empresas e inversores interesados.
No se esperan demasiadas ofertas para una obra de esta magnitud y complejidad. El objetivo del Gobierno es lograr que dos o tres empresas o consorcios compitan por la adjudicación de AMBA I.
Fuente: EconoJournal
