La idea de una interconexión energética regional (en particular la eléctrica) circula desde hace mucho tiempo y tiene en general una apreciación técnica y económica positiva entre los entendidos (ver este documento que escribí al respecto). Las interconexiones eléctricas entre Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay tienen ya muchos años y funcionan bien. Las interconexiones de gasoductos entre Argentina, Bolivia y Brasil también tienen tiempo y han venido operando bastante bien. Por otra parte, conocemos la (triste) historia de la interconexión de gasoductos entre Argentina y Chile, que lamentablemente influenció negativamente sobre planes de gasoductos en el cono sur.
El resultado concreto hoy en día es que, por un lado en la sub-región andina viene trabajándose desde hace varios años en la interconexión eléctrica, con ciertos resultados específicos. Hay instalaciones de interconexión existentes y planes futuros, y hay un trabajo continuo en la «armonización de regulaciones». Sin embargo, el tema es complejo y avanza con altibajos.
SINEA (Sistema de Interconexión Eléctrica Andina) es una iniciativa energética que se creó en 2011 para mejorar la ejecución de la interconexión eléctrica entre los países miembros, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, y Bolivia, con el objetivo aumentar la calidad y seguridad del suministro eléctrico necesario para el desarrollo económico y social, dotar de mayor certeza a las inversiones e incentivar la complementariedad en el uso de los recursos energéticos. Entre las interconexiones planificadas dentro de esta iniciativa se encuentra la Interconexión Chile-Perú, entre las ciudades de Tacna y Arica, para la que se barajan dos posibilidades, una en 220 kV y otra en 500 kV (ver comentarios que hice en este documento)
En el año 2015 se realizó el estudio de Interconexión en 220 kV Chile (Arica)- Perú (Tacna), conducido de manera conjunta por el COES (Perú) y CDEC-SING (Chile). Dentro de los estudios técnicos se incluyeron los de planificación, análisis energéticos, análisis eléctricos, y evaluación económica del proyecto, así como el anteproyecto de ingeniería de la interconexión a nivel de licitación. Hay ahora un nuevo estudio/evaluación de la interconexión, financiada por el BID, que se espera termine a mediados del 2018.
Todos los estudios anteriores están orientados a la ejecución de una interconexión «regulada», financiada por los dos estados, cuyo costo se transferirá a los consumidores via tarifas de transmisión (o por medio de contratos de concesión que asegure a los inversores la recuperación de su costo total). El comportamiento de los actores privados, tanto en el producción eléctrica como en el consumo, o sea el mercado eléctrico mismo, no es tomado en cuenta en las evaluaciones, salvo como elementos pasivos en las decisiones que tomen los estados respecto a los intercambios.
No he visto en ninguno de los estudios realizados, o en el enfoque del BID o de los países, un análisis de la interconexión como una inversión de mercado, con la participación activa de los privados. Si una inversión no hace sentido a los privados, muy posiblemente no haga sentido tampoco al sector público.
Por todo esto (y por las bases conceptuales que presento a continuación) es que favorezco un enfoque de mercado (privado) en el caso de las inversiones en interconexiones internacionales. A este enfoque lo he llamado Arreglo Entre Beneficiarios.
Bases Conceptuales de Interconectores
El valor primario de las interconexiones se deriva de su capacidad para explotar las oportunidades de arbitraje de precios entre los mercados a lo largo de varias escalas de tiempo del mercado mayorista (mercados a plazo, mercados horarios inter-diarios y mercados dentro del día). A más largo plazo, las interconexiones pueden afectar las decisiones de inversión tanto en nuevas centrales como en la red de transmisión, ya que ofrecen un medio alternativo para satisfacer las necesidades de generación de un país (el beneficio de la inversión evitada en capacidad de generación se investiga con menos frecuencia en los estudios de interconexión, ya que estos estudios tienden a examinar el impacto del proyecto en el sistema estático, con el fin de resaltar el impacto del interconector aisladamente).
Dado que las interconexiones derivan su valor de las diferencias de precios entre dos mercados, la realización del beneficio global dentro de un sistema produce ganadores y perdedores. Los interconectores derivan ingresos (bienestar) cuando los precios están suficientemente separados para que el interconector pueda capturar la renta de la congestión. En términos simples, la dirección del flujo en el interconector determina los ganadores y perdedores desde la perspectiva socioeconómica.
La cuestión de la distribución del costo y los beneficios entre los grupos de interesados está vinculada a los parámetros del estudio en cuestión, dependiendo si: ¿se quiere una maximización del beneficio social o una minimización de costos?; ¿se incluirá a todos los interesados o sólo a un grupo de ellos?; ¿qué costos y beneficios se evaluarán en cada país?; ¿se utilizará precios de mercado y políticas energéticas específicas o no?; ¿se analizará la alternativa de no hacer la interconexión o no? Es un análisis complejo pero hay que hacerlo.
Una evaluación determinada, naturalmente, establecerá una frontera en cuanto a qué tipo de costo / beneficio y qué partes interesadas incluir. La selección para excluir un costo/beneficio particular o ponderar los intereses de algunas partes interesadas de manera diferente a otras (como descontar el beneficio de un país), puede producir resultados muy diferentes, incluso cuando las metodologías y otros supuestos sobre factores de mercado y de políticas son muy similares.
Los interconectores regulados generalmente buscan minimizar el costo total del sistema en su totalidad y “socializar” los costos, controlando el despacho de generación de ambos países y decidiendo la capacidad de la interconexión para evitar congestión en el enlace. Los interconectores privados/comerciales tienen un objetivo diferente. Su objetivo es maximizar su beneficio (es decir, la renta de congestión), que es el ingreso por congestión menos el costo de inversión de la interconexión. Los ingresos por congestión se producen cuando los precios entre los dos sistemas que se interconectan difieren y el intercambio entre los sistemas es limitado debido a la capacidad de la línea transfronteriza. La diferencia de precio en los nodos de interconexión de la línea, multiplicada por la cantidad de energía transmitida, es el ingreso por congestión.
