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El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) enfrenta niveles de saturación técnica que limitan el ingreso de proyectos de energías renovables al mercado. Para mitigar este déficit, la Secretaría de Energía presentó la Resolución ME 715/2025, un plan de infraestructura que proyecta la construcción de 5.610 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica mediante concesiones al sector privado por USD 6.600 millones.
La infraestructura de transporte, que actualmente cuenta con 15.632 kilómetros de alta tensión y 22.078 kilómetros de distribución troncal, constituye el obstáculo excluyente para incorporar nueva capacidad de generación.
Las redes operan al límite de los parámetros técnicos, situación que incrementa los costos de abastecimiento y expone la matriz a riesgos de fallas sistémicas. La restricción física detiene la puesta en marcha de los nuevos proyectos renovables, que requieren la disponibilidad de capacidad de transporte para inyectar los volúmenes de energía generada.
Durante un encuentro sectorial organizado por la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y la firma O'Farrell, funcionarios nacionales, entre ellos Victoria Mainini y Favio Ramirez, confirmaron que la falta de expansión exige soluciones inmediatas. Los funcionarios de la Secretaría de Energía de la Nación, área dependiente del Ministerio de Economía, indicaron que los cuellos de botella existentes en el tendido eléctrico perjudican la confiabilidad operativa a nivel nacional.
Obras prioritarias y marco normativo
Frente al diagnóstico de saturación, el Estado Nacional estructuró el esquema de expansión bajo la normativa mencionada. El programa define dieciséis obras prioritarias diseñadas para descongestionar el SADI en diversas regiones. El documento oficial estipula la incorporación de tendidos de extra alta tensión en 500 kV y la construcción de nuevas estaciones transformadoras equipadas. Una obra destacada es el proyecto AMBA I, que incluye una nueva línea entre Atucha y Plomer, requiriendo un conjunto de líneas y equipamientos para reforzar el suministro en el territorio de mayor concentración de usuarios.
El mecanismo determinado para la ejecución de la infraestructura es el contrato de concesión de obra pública por un tiempo determinado. Las compañías privadas que resulten adjudicatarias en las licitaciones públicas, tanto nacionales como internacionales, tendrán a su cargo la fase constructiva del tendido. Posteriormente, el adjudicatario operará bajo la figura jurídica de transportista independiente durante quince años.
Requerimientos de previsibilidad financiera
La materialización de las obras delineadas depende de la estructuración financiera del esquema oficial. La construcción de los 5.610 kilómetros proyectados demanda desembolsos de capital, denominados CAPEX según el marco regulatorio, estimados en un monto superior a los USD 6.600 millones. Analistas financieros y asesores corporativos, entre ellos Juan Villar de la International Finance Corporation (IFC) y Nicolás Pérez de GME Global, señalaron que los desarrolladores exigen condiciones de previsibilidad absoluta para lograr acceso al crédito.
La viabilidad bancaria de las licitaciones requiere garantías inalterables sobre los mecanismos de repago de las inversiones efectuadas. En este circuito económico, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) posee la responsabilidad de gestionar la recaudación a través de los cargos tarifarios. Simultáneamente, el sector privado estudia la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y los avales de organismos multilaterales, como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Alternativas tecnológicas y perspectivas empresarias
Mientras se transitan las etapas administrativas de las licitaciones internacionales y se inician las obras en 500 kV, el mercado eléctrico analiza alternativas tecnológicas complementarias de implementación acelerada. Nadia Sager de GEINSA y Rogelio Baratchart de Tecnolatina plantearon que la instalación de equipos de almacenamiento de energía y la promoción de sistemas de generación distribuida reducen estructuralmente la exigencia sobre las redes colapsadas.
Desde la óptica de las prestadoras de servicios, los ejecutivos Jorge Dean de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC), Gustavo Dondero de Distrocuyo y Alejandro Montaña de Hychico afirmaron que la red de transporte determina el volumen de aprovechamiento de los recursos energéticos locales. Los moderadores Agustín Siboldi, Javier Chincuini y Jorge Ariza concluyeron la jornada ratificando que establecer normativas sostenidas a nivel nacional es el requerimiento institucional ineludible para concretar el flujo de inversiones privadas demandado.
