Infraestructura

ICE evalúa bajar compra de energía a generadores privados por cambios en clima y necesidad de ahorro

Entidad pago a esos proveedores ¢59.000 millones en el 2013; en el 2017 fueron ¢122.000 millones

La disponibilidad de viento y lluvias para producir energía cambian. Las facturas por compras de energía a privados elevan más las cuentas.

Estas son las principales razones por las que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) buscará este año una renegociación en los términos de comprar de energía a generadores privados.

Sus aspiraciones apuntan a realizar ajustes tanto en precio como en cantidad de energía requerida; explicó Irene Cañas, presidenta ejecutiva del Instituto.

“Esto nos obliga a analizar con mucho cuidado qué vamos a necesitar de esos contratos y justo ahora estamos afinando los análisis”, señaló.

Sin detallar nombres específicos de empresas, Cañas explicó que el espacio para revisar las condiciones surge con el vencimiento en junio de un contrato de una planta hídrica de 14 Megavatios (MW) de capacidad instalada. Posteriormente, en el último trimestre del año también vence un contrato con un proyecto eólico de 17 MW.

Si se extendieran los contratos, sería la tercera vez que se renuevan, detalló Cañas. Hasta hoy, cada renovación comprende lapsos de 15 a 20 años en los que el ICE queda comprometido a adquirir la electricidad que produzcan.

En el 2018, la energía proveniente de plantas privadas e instalaciones bajo el esquema de contrato tipo Built, Operation and Transfer (BOT) sumó 2.952 Gigavatios hora (GWh). Eso representó 26% de los 11.114 GW aportados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

La diferencia de 74% provino de plantas del ICE, de cooperativas de electrificación, de la Empresas de Servicios Públicos de Heredia (ESPH) y de la Junta Administradora de Servicios Eléctricos de Cartago (Jasec).

Según el Instituto, sus compras a generadores privados hoy pesan más porque crecieron de ¢59.000 millones en el 2013 a ¢122.000 millones al 2017. El rubro pasó de representar 21% de sus costos operativos al 2010 a 34% al 2017.

Por el momento, la revisión por vencimiento de contratos no inquieta a Mario Alvarado, director de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope).

“Ya lo hemos vivido anteriormente. Es importante mostrar la mejor buena voluntad y que la propuesta sea ganadora para todas las partes como lo ha manifestado la propia Irene Cañas”, expresó.

No obstante, advirtió que cambios de ciertas condiciones contractuales pueden incidir en la viabilidad financiera, “y por lo tanto habrá que ver si el precio definido por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) incorpora adecuadamente los efectos de tales modificaciones a través de las metodología y cálculo tarifario”.

Aresep es la entidad que establece las tarifas a las cuales el ICE compra la energía, esta es en promedio $0,07 por kilovatio hora (kWh).

También el Consorcio Nacional de Empresas de Electricidad de Costa Rica R.L (Coneléctricas R.L.) apoya la revisión de contratos. Este consorcio lo integran las cooperativas Coopelesca R.L, Coopesantos R.L, Coopeguanacaste R.L y Coopealfaroruiz R.L. dueñas de plantas cuya energía venden a sus abonados.

“Estamos de acuerdo en que se revisen integralmente los contratos, y si se requieren modificaciones que se valoren no solo los intereses del ICE sino también del modelo eléctrico nacional para diversificar la matriz eléctrica, dando participación a los proyectos más viables y económicos”, explicó Érick Rojas, gerente de Conélectricas.

Otra realidad climática

Aunque el gasto es creciente, Cañas señaló como principal argumento para renegociar las condiciones el cambio en el clima.

“Con una matriz energética como la nuestra en tiempos de cambio climático, debemos pensar a futuro. Nuestra matriz tiene un factor de riesgo importante por calentamiento global”, recalcó.

Las cifras le dan la razón. Al cierre del 2018, Costa Rica disponía de 3.610 MW de capacidad de generación instalada de la cual 66% eran plantas hidroeléctricas (2.382 MW).

Hay 16% de plantas térmicas (577 MW), 11% eólicas (397 MW), 6% de generación geotérmica (216 MW), 1% de biomasa (36 MW) y 0,15% de generación solar (6 MW).

Al considerar qué tipo de plantas aportaron más electricidad, sobresalen las hidroeléctricas con 73% de toda la energía que usó el país el año anterior. Ese patrón se ha mantenido por décadas, revelan datos del Centro Nacional de Control de Energía.

Sin embargo, con el cambio climático, se vuelve cada vez más evidente la necesidad de variar el esquema de generación por lo imprevisible de los patrones de lluvias en el futuro y la alta dependencia costarricense a las hídricas argumenta Cañas.

Por esas razones, el ICE ve con mayor interés la generación geotérmica y calificó de “tranquilizante” la integración el SEN del Proyecto Geotérmico Las Pailas II prevista poco antes de julio.

Esa planta localizada en Liberia (Guanacaste) aportará 55 MW de capacidad instalada “firme y renovable”.

Cañas comentó que el ICE incluso podría adelantar el proyecto geotérmico Boriquen I (en Cañas Dulces de Liberia, Guanacaste) cuya entrada en operación había pasado del año 2023 al 2026. Dicha instalación aportaría otros 55 MW geotérmicos al SEN.

En noviembre pasado, el Instituto anunció la suspensión del proyecto hidroeléctrico El Diquís, en Buenos Aires de Puntarenas, que consistía en una megaplanta de 650 megavatios (MW) de capacidad instalada, el doble que la planta Reventazón, en Siquirres. Su costo se estimaba en $3.694 millones a diciembre del 2015.

Uno de los principales argumentos esgrimidos para la decisión fue la disminución en el crecimiento de la demanda de electricidad en el país.

La presidenta ejecutiva del ICE admitió el año pasado, que la empresa encara “números rojos” situación que los obliga a tomar medidas para “sanear finanzas”.

Juan Fernando Lara Salas

Juan Fernando Lara S.

Redactor en la sección Sociedad y Servicios. Periodista graduado en la Universidad de Costa Rica. Ganó el premio Redactor del año de La Nación (2012). Escribe sobre servicios públicos, infraestructura, energía y telecomunicaciones.