La planta hidroeléctrica Toro III, en Venecia de San Carlos, le costó al país $78 millones (casi ¢44.000 millones) más de lo previsto. En cuatro años, el presupuesto creció un 40%.
En el 2008, el ICE y Jasec estimaron que la obra costaría $110 millones (¢61.000 millones), según consta en un borrador del contrato de construcción, del cual La Nación tiene copia.
Sin embargo, la obra de 46 megavatios de potencia, construida por ambas entidades públicas, terminó costando $188 millones (¢105.000 millones) en el 2012.
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (Jasec) alegan que el costo de la hidroeléctrica aumentó, al menos en $67 millones, debido a tres “eventos sobresalientes” que no enfrentaron en el desarrollo de otros proyectos energéticos.
Se trata de atrasos en las expropiaciones de terrenos requeridos para la obra, un alza en los precios de los materiales y los efectos del terremoto de Cinchona, el 8 de enero del 2009.
Atribuyen la mayor parte de esos $67 millones, unos $36 millones, a la demora de tres años en la adquisición de tierras, aunque no tienen datos exactos.
Alegatos. Las empresas públicas presumen que, a causa del atraso, debieron incurrir en gastos extra en rubros como el pago de personal administrativo y de intereses bancarios, así como el efecto de la apreciación del colón que se registró en ese periodo, pues el proyecto estaba financiado mediante un fideicomiso en dólares.
“Tiene que ver el costo financiero de haber autofinanciado la alianza (…). Eso tuvo un costo bastante importante, el costo de extender el plazo del proyecto significa tener personal administrativo, eso también golpeó, y finalmente golpea otro rubro, que fue el hecho de que el colón se apreció, entonces teníamos un financiamiento que lo llevábamos en dólares y por cada dólar teníamos menos colones, entonces, eso también nos golpeó ese prepuesto”, declaró el director del proyecto, Rafael Ugalde.
La alianza no pudo avanzar en obras como la casa de máquinas mientras no se resolvieran los 21 procesos judiciales que tuvieron que enfrentar para tomar posesión de algunos terrenos.
Por los terrenos, el ICE y Jasec tuvieron que enfrentar procesos en el Tribunal Contencioso Administrativo, en el Juzgado Notarial, en el Ministerio Público, el Tribunal Registral Administrativo y en la Sala Constitucional.
Incluso, en sede judicial no solo enfrentaron procesos relacionados con las expropiaciones, sino que también se abrió un debate sobre la potestad o no del Estado para excavar el subsuelo de terrenos privados.
No obstante, el ICE admite que el costo del atraso es una estimación, ya que no hay un cálculo de factura por factura.
“La mayor duración debido a ese problema con los propietarios tiene impactos muy fuertes que si uno quisiera cuantificarlos podrían llegar a $36 millones, no es que hay una lista de facturas, pero si uno cuantifica los impactos podría pensar en $36 millones. Es una valoración, o sea, el proyecto nos costó $188 millones, es un proyecto que produce a un costo competitivo, pero volviendo a ver para atrás, si en lugar de haber tardado todos estos años, eso habría significado costos menores”, declaró Javier Orozco, director de Planificación y Desarrollo Eléctrico del ICE.
Los $36 millones incluyen los intereses y costos adicionales de los préstamos a corto plazo que el ICE y Jasec debieron suscribir, para financiar la obra, mientras entraba en operación el fideicomiso con el Banco de Costa Rica (BCR), el cual se encargaría de captar los recursos.
Las instituciones públicas no pudieron utilizar la figura del fideicomiso desde el inicio, pues la Contraloría General de la República no lo permitió hasta que no tuvieran el derecho de posesión de los terrenos.
Ante esa situación, debieron cubrir una gran cantidad de las obras con recursos propios y otros bancos para no paralizar la obra. Fue después, en el 2012, que el BCR les reembolsó el dinero, tras la entrada en operación del fideicomiso, a finales de 2010.
El ICE también carga, en el monto estimado del atraso, el hecho de haber tenido que desviar a Toro III dinero asignado a otros proyectos eléctricos, que se vieron atrasados o paralizados.
“En vista de la situación, para evitar el colapso del proyecto, fue necesario continuar la construcción buscando otros recursos en forma transitoria. Los socios del proyecto se vieron forzados a acudir a montos de caja que se generaron atrasando o reduciendo otras obras y mediante la suscripción de financiamientos de corto plazo a manera de créditos puente”, expresó Orozco.
En cuanto a los otros dos “eventos sobresalientes”, las entidades estiman en $22 millones el aumento en las materias primas y en $9 millones los efectos del terremoto de Cinchona.
El incremento total en el costo del proyecto es mayor si se incluyen los $16 millones extra que se desembolsaron por concepto de costos financieros del fideicomiso del BCR y de la unidad ejecutora nombrada por este. Con esos rubros, el precio sube a $204 millones.
“Es un proyecto que nos da energía a un costo promedio como de $0,13, $130 por megavatio hora. Es un precio equivalente a lo que estamos pagando por los proyectos hidroeléctricos, es exactamente el mismo costo. Sí podemos asegurar que el proyecto es competitivo, logramos ese proyecto competitivo a pesar de eventos muy muy particulares, es decir, que sino hubiéramos tenido esos eventos, el usuario habría disfrutado aún mejores condiciones”, dijo Orozco.
El sobrecosto en Toro III, el cual entró en operaciones en abril del 2013, es pagado mes a mes por los usuarios en su factura eléctrica, pues en las tarifas se incluyó el arrendamiento de $1,6 millones mensuales que el ICE y Jasec pagan al BCR por utilizar esa planta.
Esa entidad bancaria administra el fideicomiso con que se financió ese proyecto, luego de que el ICE suscribiera una alianza con Jasec, en el año 2006.
Toro III tiene capacidad para abastecer a 60.000 viviendas.