El Gobierno cambia las reglas para financiar una megaobra eléctrica de u$s800 millones

El Gobierno modificó las condiciones económicas y contractuales de una de las principales obras de transporte eléctrico previstas para los próximos años denominada AMBA I.

La decisión busca facilitar el financiamiento de una infraestructura estimada en u$s800 millones y reducir parte de los riesgos que deberán asumir el futuro concesionario y sus acreedores.

La medida fue instrumentada mediante la Resolución 250/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este martes 22 de septiembre en el Boletín Oficial de la Nación.

La norma incorporó la Circular Modificatoria N° 2 a los pliegos de la licitación internacional de AMBA I, el proyecto que reforzará la red que abastece a la Ciudad de Buenos Aires y al conurbano.

Entre los cambios principales, se destacan los que conceden más tiempo para terminar los trabajos; permiten aplicar retroactivamente una recomposición económica; amplían las herramientas para respaldar los préstamos y otorgan a los acreedores el derecho de reemplazar al concesionario antes de que la obra quede paralizada.

El esquema ideado por la Secretaría que está bajo la órbita del Ministerio de Economía dependerá principalmente del capital privado, pero contará también con aportes provenientes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

También, de una compra anticipada de equipos a cargo de CAMMESA; la posibilidad de solicitar el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), y una eventual garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Más plazo para terminar los trabajos

Uno de los cambios centrales se encuentra en los tiempos ya que el contrato original permitía que el concesionario solicitara una prórroga máxima de 90 días cuando la demora fuera atribuible a la propia empresa.

La nueva versión conserva esa extensión y agrega una segunda prórroga de hasta 60 días, con lo cual el margen total podrá alcanzar así los 150 días después de la fecha máxima prevista para la habilitación comercial.

De todos modos, se aclara que la segunda extensión estará condicionada al avance efectivo del proyecto y que para solicitarla, el concesionario deberá acreditar la terminación de por lo menos cuatro lotes correspondientes a la Etapa 1 o dos lotes de la Etapa 2.

También se limita la discrecionalidad estatal frente a esos pedidos al mantener en la Secretaría de Energía la decisión final, pero al establecer también que cualquier negativa deberá estar debidamente fundada y evitar criterios irrazonables.

Del mismo modo, se explica que el Estado podrá reducir proporcionalmente el período durante el cual el concesionario cobrará la remuneración del contrato y exigirle que incremente los montos respaldados por la Garantía de Ejecución.

Cobertura frente a mayores costos

La circular incorpora otra modificación relevante para las empresas interesadas que se vincula con que si un cambio adverso altera la ecuación económico-financiera del contrato, el concesionario podrá solicitar una renegociación.

Si bien el pliego ya permitía aumentar la remuneración total para restablecer ese equilibrio, ahora el incremento deberá aplicarse retroactivamente desde la fecha en que comenzó a producirse el perjuicio.

La empresa tendrá que identificar ese momento en su solicitud y posteriormente acordarlo con el Estado y, ante una controversia, la fecha podrá ser determinada por el Panel Técnico o mediante un laudo arbitral.

Se trata de una cláusula que ofrece mayor previsibilidad para una concesión que se extenderá durante 19 años, tres meses y siete días.

Los bancos ganan garantías

Otra modificación alcanza a los bienes y derechos que podrán utilizarse como respaldo del financiamiento.

El texto anterior permitía constituir garantías sobre el derecho del concesionario a explotar los activos, pero limitaba su vigencia al período previo a la habilitación comercial de cada etapa.

La circular elimina ese límite temporal, por lo cual ahora los bancos podrán contar con una garantía vinculada al derecho de explotación durante un período más amplio, aunque la empresa seguirá necesitando autorización estatal para vender, hipotecar o gravar los bienes esenciales de la obra.

Los acreedores también obtendrán un derecho de intervención si el concesionario incurre en un incumplimiento y fracasa el plazo establecido para corregirlo.

En ese caso, podrán manifestar su intención de continuar el contrato y proponer otra empresa que deberá demostrar capacidad técnica, financiera y legal y que contará con hasta 180 días para solucionar los incumplimientos, terminar los trabajos pendientes o continuar con la operación y el mantenimiento.

Con este cambio, el Gobierno pretende proteger los préstamos comprometidos y reducir el riesgo de una paralización de las obras.

Un reemplazo antes de la rescisión

El procedimiento comenzará cuando el Estado detecte una causal para terminar el contrato por responsabilidad del concesionario.

La empresa dispondrá de 30 días hábiles para reconocer el incumplimiento o iniciar los mecanismos de solución de controversias.

Una vez confirmada la causal, tendrá 15 días hábiles para presentar un plan de regularización, en tanto que el problema deberá ser subsanado dentro de un plazo máximo de 90 días.

Si ese período vence o la compañía reconoce que carece de capacidad para cumplir, los acreedores tendrán 60 días para comunicar su intención de designar un sucesor y el Estado deberá evaluar al candidato dentro de los 10 días hábiles posteriores a la presentación de la documentación.

La negativa sólo podrá fundarse en el incumplimiento de los requisitos técnicos, financieros o legales. Si el reemplazante es aceptado, dispondrá de 180 días para normalizar la concesión y luego tendrá que preservar la licencia técnica, los convenios de conexión y los servicios de operación y mantenimiento.

Una competencia todavía abierta

Más allá de estos cambios en los pliegos, la licitación todavía carece de oferentes confirmados, aunque todavía hay tiempo para hacerlo ya que la recepción de propuestas cerrará el 14 de diciembre y recién entonces quedará establecido qué grupos decidieron competir.

De todos modos, la magnitud del contrato y los requisitos incluidos en los pliegos reducen el universo de candidatos que, además, deberán acreditar experiencia durante los últimos 15 años en el diseño, la construcción, la provisión o el montaje de líneas y estaciones transformadoras de 500 kilovoltios.

También tendrán que demostrar la ejecución satisfactoria de al menos un contrato comparable y reunir capacidad financiera para afrontar una inversión de largo plazo.

Estas exigencias favorecen la conformación de consorcios que podrían combinar una constructora especializada, un proveedor internacional de tecnología, un operador eléctrico y uno o varios bancos o fondos de infraestructura.

El papel técnico de Transener

La importancia de Transener en este proceso se debe a que es la transportista de alta tensión de la región donde se ejecutará la obra y sus estándares deberán ser respetados tanto en la compra de los transformadores como en el montaje, la conexión y la operación de las nuevas instalaciones.

La compañía fue notificada formalmente del llamado junto con Transba y Edenor y también sobre las responsabilidades de CAMMESA que deberá utilizar las especificaciones técnicas suministradas por Transener para contratar los transformadores.

El futuro concesionario recibirá posteriormente esos contratos y tendrá que adaptar la ejecución a los requisitos de conexión y seguridad de la transportista.

La licitación es nacional e internacional, está expresada en dólares, se desarrollará en dos etapas, las consultas podrán presentarse hasta el 13 de noviembre y la primera apertura de ofertas está prevista para el 14 de diciembre.

La garantía de mantenimiento de la propuesta asciende a u$s40 millones y el adjudicatario deberá constituir además una garantía de cumplimiento equivalente al 10% de la remuneración total, otra de operación y mantenimiento por el 2,5% y una garantía de impugnación de u$s10 millones.

En este sentido, el Gobierno incorporó distintas herramientas para reducir el esfuerzo financiero inicial como la establecida por la Resolución 202/2026, que autorizó el uso de recursos de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista para otorgar aportes al adjudicatario.

Es decir, la inversión será predominantemente privada, pero contará con recursos provenientes del propio sistema eléctrico.

Además, el BID analiza una garantía con una vigencia de hasta 25 años que podría cubrir hasta seis meses de la remuneración del concesionario, aunque todavía depende de las aprobaciones internas del organismo.

El futuro concesionario también podrá solicitar la adhesión al RIGI, pero el ingreso requerirá una evaluación específica y podría otorgar beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios.

Quién pagará la inversión

Se trata de un modelo que se diferencia de la obra pública tradicional ya que el futuro concesionario deberá aportar el capital, contratar los préstamos, construir las instalaciones y mantenerlas durante el período establecido.

La recuperación de la inversión se realizará mediante una remuneración incluida en el sistema eléctrico y afrontada a través de un cargo aplicado a los usuarios beneficiados por la nueva infraestructura.

El Gobierno considera que la garantía del BID, los aportes iniciales, la compra anticipada de equipos y la posibilidad de ingresar al RIGI pueden reducir el costo financiero de las ofertas y, en consecuencia, su impacto tarifario.

El perfil de la megaobra

AMBA I contempla 270 kilómetros de nuevas líneas de transmisión de 500, 220 y 132 kilovoltios. También incorpora una estación transformadora en Plomer, sistemas de compensación y diferentes conexiones con las distribuidoras.

El proyecto prevé ampliar la estación 25 de Mayo y adecuar las instalaciones de Atucha, Ezeiza, General Rodríguez, Mercedes, Luján, Zappalorto y Pantanosa.

La infraestructura permitirá incrementar en alrededor de 2.000 megavatios la capacidad de abastecimiento. Su finalidad es aliviar las restricciones estructurales de la red y reducir los riesgos de interrupciones ante el crecimiento de la demanda.

AMBA I es la primera de las 16 iniciativas incluidas en el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico y el programa completo contempla inversiones superiores a u$s6.600 millones y 5.610 kilómetros de líneas de 500 kilovoltios.

Equipos comprados por anticipado

El Gobierno decidió adelantar una parte del proceso para evitar que los tiempos de fabricación demoren el comienzo de los trabajos y a fines de agosto, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA para que licitara la compra de siete transformadores monofásicos y sus repuestos.

La adquisición será pagada con recursos de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización y una vez adjudicada la concesión, se transferirá gratuitamente el contrato de provisión a la empresa ganadora.

El concesionario deberá afrontar los trámites de importación, la guarda de los equipos y su traslado hasta los lugares de instalación, pero el valor de los transformadores quedará excluido del capital utilizado para calcular su remuneración y la inversión pendiente de amortización.

Un proyecto que cambió de modelo

La ampliación de la red metropolitana acumula varios años de antecedentes si se tiene en cuenta que en enero de 2022, la gestión de Alberto Fernández anunció gestiones con China Electric Power Equipment and Technology, subsidiaria de State Grid, para avanzar con un contrato de ingeniería, provisión y construcción.

En aquel momento se calculaba una inversión superior a u$s1.100 millones, pero ese financiamiento quedó sin concretarse y la iniciativa fue reformulada bajo el actual régimen de concesión de obra pública, con un valor oficial estimado en u$s800 millones.

El nuevo modelo comenzó a tomar forma en 2025, cuando el Ministerio de Economía definió las obras prioritarias de transmisión y, luego el Decreto 921/2025 confirmó que serían licitadas bajo la Ley de Concesión de Obra Pública.

La conducción del proceso quedó en manos de María Tettamanti, secretaria de Energía desde octubre de 2024 y con una extensa trayectoria en el negocio del gas y se desempeñó como gerente general de NRG Energía antes de incorporarse al Gobierno.