Juan Fernando Lara Salas.   7 marzo
Vista de la casa de máquinas de la planta Reventazón (Siquirres, Limón). Esta es la hídrica con mayor capacidad de Costa Rica, pero en el 2019 solo aportó 845 Gigavatios de energía. El ICE proyectaba 1.500 por año cuando la inauguró en el 2016. Fotografía: Alonso Tenorio.

Pasarán años antes de que el ICE anuncie la construcción de una nueva planta.

La urgencia de ahorro y eficiencia, y las críticas por tarifas altas obligaron al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a desistir de nuevos proyectos de generación.

Su decisión congela por entre cinco y seis años el gasto a gran escala, es decir, como la planta hídrica Reventazón (Siquirres, Limón) inaugurada en el 2016 y valorada en más de $1.500 millones; o bien, la planta geotérmica Pailas II (Liberia Guanacaste) en operación desde el 2019 y que costó $366 millones.

Solo esas dos obras aportaron 360 MW al total de 3.601 MW de capacidad de generación instalada a enero del 2021, la cual casi nunca se utiliza en su totalidad.

De los 3.601 MW entre plantas públicas y privadas hídricas, eólicas, solares, térmicas y geotérmicas; solo se utilizó un máximo de 1.737 MW el 4 de marzo del 2020, revelan datos del Centro Nacional de Control de Energía (Cence).

Es decir, 48,2% del total.

Ante esa realidad, el ICE aseguró a La Nación que en 2021 y 2022 solo sumará dos plantas solares, cada una de cinco megavatios (MW) de capacidad instalada.

El freno a las inversiones, dijo, se debe “al moderado crecimiento de la demanda en últimos años y el impacto que tendrá la pandemia en la estructura y el nivel de consumo eléctrico del país”.

El mes anterior, el ICE confirmó que bajaría todavía más el ritmo en la construcción del proyecto geotérmico Borinquen I y II, en Cañas Dulces de Liberia, Guanacaste, para atrasarlo un año, del 2026 al 2027. Esa obra de $224 millones se financia con un préstamo japonés.

“Aún bajo las condiciones deprimidas de demanda, entre 2024 y 2026 empezarán a requerirse nuevas plantas, dependiendo de la evolución de la demanda. El único proyecto cuya ejecución está plenamente asociada al ICE es Borinquen I, en 2027″, indicó la entidad.

A futuro, según el ICE, la evolución del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) incluirá también sistemas de generación distribuida y almacenamiento a diferente escala y más tecnologías inteligentes de modulación de la demanda a base de fuentes limpias como luz solar, viento, geotermia y biomasa.

Sin embargo, este freno al gasto también se da en momentos de fuertes críticas directas por el encarecimiento de la electricidad nacional ligado a sus instalaciones, las cuales representan 68% de todas las plantas de Costa Rica.

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Críticas

La semana anterior, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) informó de que las plantas de eléctricas privadas generan energía más barata que aquella de instalaciones del ICE y su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).

Ese primer estudio comparó la eficiencia por precio de todas las plantas en Costa Rica para el 2019.

El costo promedio del Grupo ICE (37 plantas del Instituto y la CNFL) es ¢124 por kilovatio hora (kWh). Siguen las cooperativas rurales de electrificación con ¢80 por kWh (11 plantas consideradas) y luego 37 instalaciones de privados con ¢49 por kWh.

“Tenemos proyectos muy caros en términos del factor de planta y utilización para efectos prácticos y operativos. Lo menciono porque debemos buscar la eficiencia”, dijo el intendente de Energía de Aresep, Mario Mora.

El funcionario adelantó que es necesario desarrollar instrumentos regulatorios que incluyan criterios de eficiencia en toda la cadena de valor de las empresas y que el Centro Nacional de Control de Energía (Cence) tenga mayor independencia en el ejercicio de sus competencias respecto al ICE; al cual está adscrito hoy.

El Cence es el encargado de elegir, entre el portafolio de plantas del SEN, cuáles considera cada día para aportar la energía que atiende la demanda de electricidad del país.

“Si uno analiza el crecimiento de la capacidad instalada y el crecimiento de la demanda máxima, definitivamente hay una separación violenta diría yo. Tenemos instalados casi al doble de la demanda máxima conocida y eso nos preocupa por el costo que se traslada a las tarifas”, comentó Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica.

El industrial espera que a futuro ya no se instalen más plantas del ICE, “a ver si algún día empieza a cerrarse la distancia entre la demanda de energía y toda la capacidad instalada actual”.

Para Erick Rojas, gerente de Conelectricas R. L., sumarle más plantas públicas al SEN no es tan sencillo, pues la planificación a largo plazo se ha vuelto más complicada, porque la demanda eléctrica es más cambiante.

Según cree, esto ocurre por nuevas tecnologías disruptivas como la generación distribuida, sistemas más ahorrativos y que el consumo crece pero no al mismo ritmo que lo hacía en el pasado.

“En este momento es complicado hacer proyecciones porque la economía se recuperará a ritmos todavía no predecibles”, indicó Rojas, quien juzga así “un poco más lenta” la expansión de plantas eléctricas en Costa Rica.

Si acaso, afirma, prevé algunos proyectos eólicos o solares entrando según el crecimiento de la demanda, con “la generación distribuida aportando ante un mayor consumo, sin sustituir lo ya invertido”, anotó.