AMBA I es la primera gran ampliación de la red de extra alta tensión que la Argentina encara con un esquema de concesión privada de obra desde la década de 1990.
El proyecto demanda más de 500 kilómetros de líneas nuevas de 500 kilovoltios y una inversión estimada por encima de u$s 1.200 millones, y su licitación se anticipa como inminente, aunque el acto convocante todavía no apareció en el Boletín Oficial.
La traza principal combina el corredor Río Diamante–Charlone–O'Higgins con el tendido Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca, dos ejes que apuntan a descomprimir la red que alimenta al Área Metropolitana de Buenos Aires. El diseño busca resolver un cuello de botella que el sistema arrastra: la red de 500 kV no recibió un programa de ampliaciones nuevo desde 2017 y, en el AMBA, la última obra significativa data de 2006.
Quién paga la obra: el dato central
El punto central de AMBA I es su arquitectura de financiamiento. La obra no se paga con fondos del Tesoro ni entra en el régimen tarifario que hoy remunera a las transportistas. El Régimen de Calidad y Tarifa (RQT), fijado por el ENRE en su Resolución 305/2025 para el quinquenio mayo 2025–abril 2030, cubre la operación y el mantenimiento de la red existente, con la base de capital regulatoria congelada en el cuadro aprobado en mayo. Las obras nuevas corren por un andarivel separado: el Decreto 921/2025, que habilitó la concesión de obra pública para las ampliaciones de transporte conforme a la Ley 17.520, con lineamientos operativos cerrados por la Resolución SE 83/2026. La Resolución SE 311/2025 había declarado a AMBA I entre las obras prioritarias.
Con ese molde, un concesionario privado construye, financia, opera y mantiene la infraestructura durante 30 años y recupera el capital con una tarifa específica de transporte, sin desembolso del Estado y con el respaldo previsto del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El formato reemplaza el diseño original que la gestión anterior había proyectado en 2022, con financiamiento de la República Popular China a través de State Grid.
El RIGI, la pieza que falta
Sobre esa arquitectura queda una definición pendiente. La secretaria de Energía, María Tettamanti, planteó que lo que resta precisar es qué rol jugará un eventual RIGI en la ampliación. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, creado por la Ley 27.742, ofrece reducción de la carga impositiva, acceso al mercado oficial de cambios y eliminación de derechos de importación y exportación. Aplicado a una concesión de obra que ya garantiza recupero por tarifa, agregaría un segundo andarivel de incentivos sobre el mismo activo, y ese cruce todavía no está resuelto en la letra del pliego. Hay un antecedente cercano: PCR financió el refuerzo de un corredor de 500 kV como condición de su RIGI, una operación inédita para el transporte eléctrico integrado al sistema nacional.
Los candidatos naturales
La compulsa por el 50% de Citelec ya había delimitado el universo de interesados, y ese mismo grupo reaparece sobre el pliego. Son tres jugadores de capital nacional, cada uno con un motivo propio para querer la obra.
El consorcio que integran Edison Energía y Genneia es el que quedó mejor posicionado, porque combina control y experiencia. Edison, encabezada por los hermanos Patricio y Juan Neuss, irrumpió en el sector eléctrico a comienzos de 2024 con la compra de las distribuidoras de Tucumán y Jujuy, de la transportista Litsa y de activos de generación, de modo que ya opera transporte de alta tensión. Su socia Genneia es la mayor generadora de energía renovable del país, controlada por fondos internacionales y directivos del grupo Brito, y arrastra un interés directo: cada parque eólico o solar que suma necesita capacidad de red para evacuar su producción. Los dos, además, ya controlan a Transener, que administra cerca del 86% de la red troncal de 500 kV, tras la venta del 50% estatal de Citelec por u$s 356,17 millones.
Central Puerto, la mayor generadora del país por potencia instalada, corre con una lógica parecida: la saturación de la red limita el despacho de sus centrales, y una expansión troncal amplía el margen de colocación de sus megavatios. Edenor, la mayor distribuidora del AMBA por cantidad de usuarios, controlada por el grupo Edelcos que integran José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, mira la obra desde el otro extremo del sistema: las líneas de AMBA I alimentan directamente su área de concesión, castigada por cortes recurrentes en episodios de demanda pico. Para la distribuidora, la ampliación funciona sobre todo como un seguro de abastecimiento.
Detrás de los tres asoma Pampa Energía, que conserva el otro 50% de Citelec y comparte el control de Transener, con presencia simultánea en generación, transporte y upstream de gas.
El movimiento deja a la vista una especie de común denominador. La ampliación de la red troncal, que el Estado dejó de financiar, atrae al mismo conjunto de grupos integrados que ya operan generación y distribución y que ahora buscan sumar el eslabón de transporte que la privatización de Citelec volvió a poner en juego. Quien gane AMBA I construirá y operará las líneas nuevas conforme a una concesión de obra que se remunera con tarifa específica, en muchos casos junto a instalaciones que el mismo grupo atiende por el RQT, un régimen distinto. Esa convivencia de dos esquemas de remuneración sobre activos vecinos, sumada a generadores que pujan por la red que necesitan para evacuar su propia energía, es la novedad regulatoria que AMBA I introduce, más allá del tamaño de la obra.
Una brecha que excede al caso local
AMBA I es la primera pieza de un plan de obras que la dirección técnica de Transener estimó en u$s 9.800 millones, con más de 7.800 megavatios de capacidad incremental proyectados hacia 2030. Según el diagnóstico que la conducción de la empresa expuso en audiencia pública, la demanda eléctrica se duplicó en dos décadas mientras la capacidad de transporte creció cerca de la mitad, un desfasaje que dejó a un tercio de las instalaciones al límite de la vida útil y precipitó la emergencia del sector declarada en 2023 y prorrogada desde entonces.
La distancia entre generación y redes no es exclusiva de la Argentina. La Agencia Internacional de Energía (AIE), en su World Energy Outlook 2025, calcula que la inversión global en redes y almacenamiento equivale a unos 0,6 dólares por cada dólar destinado a generación renovable, una proporción que la Argentina recién empieza a ensayar con sus convocatorias de transporte y de baterías.
El desenlace depende de un acto que aún no se firmó. Hasta que el pliego de AMBA I se publique en el Boletín Oficial y la Secretaría de Energía defina el tratamiento del RIGI, la mayor expansión troncal en tres décadas sigue siendo un proyecto anunciado, con la arquitectura financiera diseñada y la convocatoria pendiente.