La publicación de los documentos licitatorios de AMBA I permitió conocer las condiciones económicas con las que Argentina intentará atraer inversores hacia una de las principales obras de transmisión eléctrica previstas para los próximos años.
La iniciativa, cuya inversión fue estimada oficialmente en alrededor de USD 800 millones, contempla aproximadamente 270 kilómetros de nuevas líneas en 500, 220 y 132 kV, la nueva Estación Transformadora Plomer y distintas intervenciones complementarias.
Más allá de la dimensión técnica, el Pliego de Bases y Condiciones Particulares (PBCP) revela ahora cómo se estructurará el recupero del capital, qué respaldo financiero tendrá el futuro adjudicatario y cuáles serán las principales barreras para competir.
La primera respuesta del mercado llegará el 14 de diciembre de 2026, cuando se realice la apertura inicial de propuestas.
Ingresos referenciados al dólar
Uno de los puntos centrales es el tratamiento de la remuneración que recibirá quien resulte adjudicado.
La denominada Remuneración COP Total deberá ser ofertada en dólares y será actualizada según la evolución del Producer Price Index (PPI) publicado por el Bureau of Labor Statistics de Estados Unidos.
El ajuste tendrá en cuenta primero la variación registrada entre la firma del contrato y el comienzo del período de cobro. Luego se aplicarán actualizaciones anuales durante la vigencia de ese mecanismo.
Los desembolsos mensuales se realizarán en pesos, aunque el modelo contractual los vincula a una referencia cambiaria que permita mantener la equivalencia con el valor determinado en moneda estadounidense.
De esta forma, la ecuación económica central queda referenciada al dólar y suma además una cobertura frente a la evolución de los costos mediante un índice estadounidense.
El adjudicatario tampoco deberá esperar a que toda la infraestructura esté terminada para empezar a percibir ingresos.
El esquema permite iniciar el cobro a medida que avance la construcción, una vez completados determinados lotes, y establece que ese período podrá extenderse hasta siete años desde la habilitación comercial de cada etapa.
La recuperación estará asociada a la Tarifa COP, que será aplicada a los usuarios del sistema de transporte y/o distribución identificados por la Secretaría de Energía como beneficiarios de AMBA I.
Sin embargo, aún queda una definición relevante para los potenciales oferentes: tanto la Remuneración COP Máxima como la Tarifa COP Máxima serán informadas posteriormente mediante circular.
Hasta USD 55 millones de apoyo financiero
La documentación introduce además una herramienta que no había sido detallada inicialmente en la presentación pública de AMBA I.
El futuro adjudicatario podrá recibir un aporte financiero de hasta USD 55 millones, impuestos incluidos, aunque el monto definitivo también deberá ser establecido mediante circular.
Los recursos provendrán de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista y serán desembolsados por CAMMESA contra el cumplimiento de determinados hitos.
Estos fondos estarán vinculados a avances en aspectos como ingeniería, disponibilidad del predio para la Estación Transformadora Plomer, adquisición de equipamiento, servidumbres y materiales necesarios para las líneas.
El aporte tendrá un tratamiento particular: no formará parte de la base de cálculo de la Remuneración COP Total ni podrá computarse entre los activos utilizados para una eventual solicitud de adhesión al RIGI.
USD 40 millones para entrar en carrera
Las condiciones fijadas para presentarse muestran también el perfil de compañías y consorcios que buscará atraer el proceso.
Cada interesado deberá constituir una Garantía de Mantenimiento de Oferta de USD 40 millones, con una vigencia mínima inicial de 180 días.
Seguir leyendo
A ello se suma un requisito patrimonial significativo.
Para superar la precalificación, los participantes tendrán que demostrar un patrimonio neto igual o superior al 25% del Valor de Referencia de la Inversión declarado en su propia propuesta.
Ese porcentaje no debe calcularse directamente sobre los USD 800 millones difundidos por el Gobierno, ya que esa cifra corresponde a una estimación general del costo de AMBA I y no al valor de referencia que deberá presentar cada competidor.
El requisito podrá ser acreditado por el propio oferente, una empresa relacionada o, bajo determinadas condiciones, a través de un socio estratégico.
La magnitud de la garantía y la exigencia patrimonial anticipan una competencia orientada principalmente a empresas de gran escala y consorcios con capacidad financiera suficiente para afrontar una infraestructura de largo plazo.
RIGI y una posible garantía del BID
La estructura incorpora además dos instrumentos destinados a mejorar las condiciones de financiamiento.
Por un lado, el PBCP establece expresamente que la ecuación económica fue diseñada considerando la eventual aplicación de los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El preadjudicatario tendrá 15 días hábiles desde su notificación para solicitar la adhesión. Si decide no hacerlo en esa instancia, no podrá iniciar posteriormente un trámite para incorporar AMBA I al régimen.
Por otro lado, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) analiza una potencial garantía para respaldar el contrato.
Según la documentación oficial, el instrumento podría extenderse hasta 25 años y cubrir hasta seis meses de pagos al concesionario.
La operación todavía se encuentra en estructuración y su aprobación no está asegurada, por lo que los términos definitivos podrán incorporarse más adelante mediante nuevas circulares.
El mercado tendrá la última palabra
El diseño económico empieza así a mostrar con mayor claridad cómo buscará Argentina poner en marcha un modelo de expansión de transmisión apoyado en capital privado.
La combinación de ingresos referenciados al dólar, actualización por PPI, un aporte financiero de hasta USD 55 millones, RIGI y una eventual garantía del BID busca reducir algunos de los riesgos asociados a una obra de esta escala.
Al mismo tiempo, la garantía de USD 40 millones y los requisitos de patrimonio introducen una barrera elevada para quienes pretendan participar.
Desde la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) consideran que existe apetito para avanzar bajo este esquema.
“Estamos de acuerdo con la inversión privada y claramente es atractiva. No vemos el financiamiento como un inconveniente, sobre todo para las empresas grandes del sector: algunas ya se autofinancian y otras tienen financiamiento ofrecido por organismos multilaterales, bancos y agencias de crédito a la exportación”, sostuvo Héctor Ruiz Moreno, gerente general de CEA, ante Energía Estratégica.
El dirigente también puso el foco en las oportunidades que podrían habilitarse si el nuevo modelo logra efectivamente movilizar infraestructura.
“Hay inversiones que están esperando esto y creo que van a ir fluyendo en la medida en que la Secretaría y las autoridades regulatorias tomen decisiones de esta relevancia”, aseguró.
Energía Estratégica estará presente en Intersolar
LATAM atraviesa un momento clave para la expansión de las energías renovables, impulsada por nuevos desafíos regulatorios, el crecimiento de la demanda eléctrica y el desarrollo del almacenamiento.
En este contexto, Energía Estratégica estará presente en dos de los principales encuentros de la industria solar en América Latina: The smarter E South America, del 25 al 27 de agosto en São Paulo (Brasil), e Intersolar México, del 1 al 3 de septiembre en Ciudad de México. Desde ambos eventos, el medio realizará una cobertura especial con entrevistas exclusivas, análisis regulatorios y las principales novedades que marcarán el rumbo de los mercados regionales.