Damián Sanfilippo: “El objetivo final es ir a una desregulación total del mercado” 

Las complejidades de un escenario signado por la introducción de reformas normativas, la necesidad de nuevas obras de ampliación en el transporte de electricidad y los desafíos ligados al crecimiento de la demanda fueron los ejes señalados por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, como ejes de la agenda eléctrica futura, durante la apertura del Renewables & Electricity Day 2026, en el Hípico de Palermo.

«El objetivo final es ir a una desregulación total del mercado donde las partes puedan contratar libremente”, sostuvo y aseguró que ése será el camino que seguirá transitándose a paso firme. “Tratamos de brindar la mayor cantidad de garantías y seguridades a los inversores para abordar un problema que lleva muchísimos años sin solución«, indicó luego.

Organizado por EconoJournal, en coproducción con Aires Renewables y Tavarone Rovelli Salim Miani, el Renewables & Electricity Day es el evento que año a año reúne a los referentes del sector eléctrico nacional. Este año bajo el eje «El mercado eléctrico frente a un nuevo ciclo de crecimiento: reformas regulatorias, ampliaciones de transmisión y grandes demandas», el encuentro hizo pie en cada una de las aristas del sector.

De acuerdo con Sanfilippo, las obras previstas en licitaciones como la emblemática AMBA I serán desarrolladas a través de inversiones privadas en función de lo estipulado por la Ley 17.520. “Se va a ofertar y va a ganar el contrato de concesión quien proponga la tarifa más baja. Obviamente los oferentes tendrán que cumplir ciertos requisitos técnicos y económicos”, aclaró. 

La tarifa prevista, puntualizó, se encuentra expresada en dólares y se ajusta por inflación. “La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) posee la misma prioridad de pago que el sistema otorga a los transportistas”, remarcó. 

La novedad, acotó, pasa por “la incorporación de un esquema de lotes que permite la liberación de flujos de manera secuencial para que los desarrolladores puedan empezar a recuperar lo desembolsado sin esperar que los proyectos estén finalizados”.

“Uno de los mayores inconvenientes que veíamos en el rubro pasaba por los largos plazos de recupero de la inversión. Para solucionar esta problemática decidimos dividir las obras en dos grandes etapas, las cuales a su vez fueron subdivididas en lotes. A medida que los mismos se van completando, se habilita el cobro de una parte proporcional de la tarifa para anticipar la recaudación de fondos”, explicó. 

Debe destacarse, añadió, que los lotes no necesariamente tienen que ser consecutivos. “Estas obras son bastante complejas y están plagadas de dificultades. Si por alguna razón se traba la realización de un lote, se puede certificar cualquier otro”, sostuvo. 

AMBA I: «Estaba claro que era la iniciativa prioritaria»

La licitación AMBA I, particularizó Sanfilippo, fue autorizada por la Resolución 202/2026 de la Secretaría de Energía, donde se publicaron los pliegos técnicos y las bases y condiciones. “Toda la documentación puede consultarse a través de Contrat.Ar. Vale resaltar que todas las preguntas de los posibles interesados y sus respuestas quedarán reflejadas en este sistema para el conocimiento general”, subrayó. 

Al tratarse de un leading case, afirmó, AMBA I pasó por la mirada de varias áreas de Gobierno que debieron analizar diferentes variables, desde la cuestión financiera hasta los requisitos de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “También incorporamos la instancia del arbitraje internacional y la conformación de un panel técnico para resolver disputas, lo cual demandó mucho trabajo en materia legal y administrativa”, agregó. 

Es verdad, reconoció, que la concreción de la iniciativa se atrasó un poco. “Hubiéramos querido lanzarla antes. Pero con mucho esfuerzo llegamos a diseñar un producto que ojalá sea la solución para las limitaciones de transporte eléctrico en la Argentina”, manifestó. 

Al mismo tiempo, Sanfilippo sostuvo que el plan de obras de ampliación que hoy implementa el Gobierno nacional ya estaba definido en la Resolución 507 de 2023. “Cuando llegamos a la gestión vimos que había un consenso del mercado al respecto. Y estaba claro que AMBA I era la iniciativa prioritaria”, planteó.  

Según sus previsiones, el próximo paso, tal como fue fijado en la Resolución 311/2025, será construir líneas que traigan energía de los sectores productivos de generación como el sur y el oeste del país. “Igualmente, como ya he dicho en otras oportunidades, esto no es taxativo, sino que se encuentra sujeto a las modificaciones que vaya experimentando el mercado. En relación con los plazos, queremos salir cuanto antes, pero primero veremos el recibimiento que tenga AMBA I”, anticipó. 

Comahue y Nihuiles: qué particularidades tienen esas licitaciones

Consultado sobre las licitaciones de las represas del Comahue, enfatizó que cada una tiene sus peculiaridades. “En el caso de Futaleufú, donde están muy avanzados los pliegos, la particularidad pasa por el contrato con Aluar, el cual ya se encuentra negociado. Hay un borrador que formará parte del anexo del pliego de licitación”, adelantó. 

En cuanto a Los Nihuiles, apuntó, al vencerse la concesión los bienes del complejo hidroeléctrico revertían a la provincia. “Es por eso que ahora tenemos que encarar la licitación junto con Mendoza. En ese sentido, estamos concluyendo los borradores de los pliegos. Las obras están paradas por un alud que hubo a principios de 2025, lo que implicará grandes inversiones”, especificó. 

No menos relevantes serán las reconcesiones de Hidroeléctrica Tucumán e Hidroeléctrica Río Juramento. “Son centrales de cierta antigüedad que requieren obras de optimización. Los pliegos están bastante avanzados y estamos esperando el decreto que nos habilite a seguir adelante”, proyectó. 

En aras de darle confiabilidad al sistema para cubrir los picos de consumo eléctrico, Sanfilippo argumentó que el Gobierno no está trabajando en una convocatoria puntual. “Lo que venimos elaborando es un marco que permita hacer convocatorias periódicas a través de la Secretaría de Energía para incorporar potencia firme”, precisó. 

La figura del Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional, reveló, quedó establecida en la Resolución 400/2025. “Vamos a admitir todas las tecnologías en esa licitación, desde las generaciones térmica, hidroeléctrica y nuclear hasta las baterías de almacenamiento y los sistemas híbridos. En cada convocatoria se planteará un objetivo de potencia por tecnología. Asimismo, se tratará de identificar las regiones que más necesiten sumar nueva potencia”, puntualizó. 

Obviamente, admitió, la agenda electoral y el comportamiento de la macroeconomía pueden incidir sobre el plan de obras en marcha. “La idea es tratar de avanzar lo antes posible. Estamos trabajando para ello”, ratificó. 

En líneas generales, resumió Sanfilippo, se están viendo buenos resultados en el segmento eléctrico. “Gran parte de lo que queríamos se viene cumpliendo. Estamos en una etapa de transición de la aplicación de la Resolución 400″, aseguró.

Y agregó: «No podemos negar que los precios en el invierno se fueron muy arriba debido a factores locales e internacionales. Venimos analizando alternativas para cumplir nuestro objetivo final de ir a una desregulación total del mercado donde las partes puedan contratar libremente. Estamos evaluando tanto la oferta como la demanda, procurando ampliar las posibilidades de los grandes usuarios a la hora de contratar la generación existente. También apuntamos a flexibilizar la entrada y salida del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM) para estabilizar los precios y otorgarle más previsión a los costos”, aseguró. 

Finalmente, en torno al flamante establecimiento de régimen especial para las nuevas grandes demandas de electricidad, denominadas como XDEM, el funcionario recordó que el concepto de demanda tendencial ya había sido incorporado en la Resolución 400. “Frente a la aparición de este tipo de proyectos, lo principal es proteger a los usuarios actuales del MEM. Por ello, toda nueva demanda que sobrepase el 0,5% de la demanda media anual tendrá que incorporar su propia generación de energía y potencia”, completó. 

, Redaccion EconoJournal