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La seguridad en el suministro eléctrico

Actualizado el 23 de octubre de 2012 a las 12:00 am

Dentro de 20 años agradeceremos la construcción del PH Reventazón

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No se puede negar que el incremento en el precio del petróleo en los últimos años ha encarecido la construcción de plantas hidroeléctricas, pero esto no quiere decir que este tipo de tecnología sea actualmente más cara que otras opciones disponibles para satisfacer la demanda eléctrica en Costa Rica pues todas ellas se ven afectadas por el incremento en los precios del petróleo y sus derivados.

Construir el Proyecto Hidroeléctrico Reventazón (PHR) va a salir más caro hoy que hace 20 años, así como la construcción de una casa era más barata hace 20 años. Pero lo que hay que tener presente es que cuando esta planta se encuentre en operación hará innecesario utilizar plantas térmicas. Pienso que dentro de 20 años los costarricenses nos agradecerán la construcción de esta planta, cuando los precios del combustible posiblemente sean mayores de los $100 de estos días, entre tanto la energía generada provenga de mayoritariamente de fuentes renovables.

Hay quienes se alarman porque supuestamente, dicen, Costa Rica tiene un grave problema de producción de energía termoeléctrica. La realidad los debe tranquilizar porque para el año 2011 la generación con combustibles fósiles representó menos del 9% del total producido en el país, tanto por el ICE como por el sector privado. ¿Cuántos países tienen estadísticas similares? No conozco el número exacto, pero casi que puedo apostar que no son muchos. Si bien el uso del térmico ha aumentado, igual lo ha hecho la demanda, por eso es importante observar los porcentajes.

En el año 1957 se generaron con térmico 36 GWh, muy inferior a lo producido actualmente, pero aquello representaba el 57% de la producción total. Los registros indican que el uso del térmico varía en forma cíclica, llegando a sus valores máximos de participación cada 17 a 20 años. El primer pico registrado fue ese año 57. El segundo se presentó en 1977 con una participación del 25%, el tercero fue en 1994 con un 17% y el último el del año 2011 con el 9% mencionado.

Es muy posible, con la entrada en operación de la planta Pirrís, y en el futuro próximo de Reventazón y Diquís, que este porcentaje de participación empiece pronto a descender. Todo esto responde a los ciclos de inversión propios del sector eléctrico. Con la planificación del ICE, se han logrado reducir los impactos en los picos máximos.

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Por ello suponer que en el río Reventazón durante la temporada sin lluvias se seque el embalse es bastante alarmante. No se puede negar que la capacidad de regulación del embalse será de corta duración, muy por debajo de embalses plurianuales como el del embalse Arenal, pero suficiente para utilizarlo como fuente de almacenamiento que permita el uso de los 305 MW en las horas que la demanda nacional tenga sus picos de potencia. Por eso, los 42 GWh mencionados no son la verdadera capacidad de esta planta como se quiere hacer creer.

La producción anual esperada, utilizando los caudales históricos registrados por el ICE rondará los 1.300 GWh anuales, lo que representará un 20% de la producción hidroeléctrica en su momento. Devolvemos la pregunta: pensando en las futuras generaciones, ¿valdrá la pena la inversión que estamos haciendo?

Estos valores no se logran con unas cuantas divisiones y multiplicaciones. La planificación del desarrollo eléctrico de un país es mucho más complejo que eso, prueba de esto es la gran cantidad de artículos científicos que se publican en revistas especializadas a nivel mundial.

El ICE cuenta con personal de muy alto nivel profesional, con muchos años de experiencia, con modelos matemáticos sofisticados, datos e información de muchos años, estudios detallados, entre otros elementos, que le permiten definir cuáles son los proyectos que representan un beneficio económico óptimo para Costa Rica.

Un proyecto como PH Reventazón no sale al azar. La planificación del ICE contempla las diferentes tecnologías disponibles, tanto renovables como no renovables; evalúa los costos de inversión, así como los costos de operación y mantenimiento en el futuro; observa las limitaciones de cada una de ellas en el país para comparar entre ellas, y obtiene como resultado la inversión de mínimo costo que permita el suministro de la demanda con un nivel de confiabilidad adecuado.

¿Serán estas inversiones de altísimo costo? Desde una visión de país, no lo parecen. El desarrollo eléctrico de una nación es muy complejo y no se resuelve de la noche a la mañana, sino a lo largo de un proceso de constante ajuste que busca el beneficio para el mayor número de los ciudadanos.

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