El pasado 18 de julio, el presidente Rodrigo Chaves declaró en la asamblea plenaria de la III Cumbre UE-Celac que Costa Rica tenía una matriz de energía eléctrica 100% renovable y libre de emisiones de carbono.
Sin embargo, su afirmación dejó de ser precisa este año cuando el país se distanció de su histórico uso de fuentes de energía limpias, confirman datos de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico Nacional del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
Estos indican que Costa Rica dependió, como hace años no se veía, de generación térmica a base de diésel y búnker para atender su demanda eléctrica. Esta provino tanto de la quema de dichos combustibles en plantas del ICE como de la importación de electricidad generada en la región, también a partir de derivados de petróleo.
Entre enero y octubre de este año, la generación térmica representó el 9% de la demanda nacional de electricidad, equivalente a 915,5 gigavatios-hora (GWh) del consumo total, que fue de 10.139,1 GWh en ese periodo.
Del total de generación térmica, 549,6 GWh fueron producidos por el ICE en Costa Rica, y 365,9 GWh se importaron del Mercado Eléctrico Regional (MER).
En comparación, en el mismo periodo del año 2022, la generación térmica fue de tan solo 92 GWh, lo que representó el 0,93% del consumo total, que alcanzó 9.900,2 GWh.
En esos diez meses del año pasado, el ICE incluso exportó 629 GWh de electricidad limpia producida en el país.
Los datos del ICE revelan que en lo que va del 2023, se ha registrado una fuerte disminución en la generación hídrica, que es la fuente de energía limpia más importante del país. Además, la demanda eléctrica ha aumentado.
La generación eólica, solar y geotérmica se ha mantenido en rangos similares entre ambos periodos, según las estadísticas del ICE.
Las hidroeléctricas aportaron 7.890,1 GWh de la energía consumida de enero a octubre del 2022, lo que equivale al 80% de los 9.900,2 GWh utilizados en Costa Rica.
En el 2023, entretanto, el recurso hídrico ha proporcionado 6.719,6 GWh, que representa solo el 66,3% de los 10.139,1 GWh consumidos de enero a octubre de este año, en el que la demanda ha aumentado en un 2,4%, con 238,9 GWh más que en esos mismos meses del año anterior.
Menos agua
Este año, la disponibilidad de agua para los embalses de generación ha disminuido en Costa Rica y en el resto de la región debido al fenómeno climático El Niño, según lo confirmó en junio el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER).
El Mercado experimenta comúnmente los efectos de El Niño, ya que este fenómeno afecta el funcionamiento de las plantas hidroeléctricas debido a los bajos caudales de agua llovida que llegan a los embalses, como declaró el director del EOR, René González, en junio.
Por ejemplo, el embalse Arenal, la principal reserva de generación hídrica nacional, alcanzó su nivel más bajo en los últimos 10 años el 24 de mayo pasado, cerrando en 533,43 metros sobre el nivel del mar (msnm), según datos del ICE.
La última vez que se registró una disponibilidad de agua tan baja fue en junio del 2013, cuando llegó a 532,70 msnm.
Esta situación evidencia cómo gran parte de la electricidad nacional proviene de fuentes de generación que son variables o no firmes por naturaleza.
En cambio, la generación firme se refiere a la electricidad que se produce de fuentes controlables y confiables a lo largo del año, sin depender de variables ambientales como la lluvia, el viento y el sol.
En Costa Rica, las únicas fuentes de energía firmes son la geotermia y la generación térmica. Esta última siempre actúa como respaldo cuando las fuentes variables, como la eólica, hidroeléctrica y solar, no están disponibles precisamente por su variabilidad.
Lo ocurrido con las lluvias en el 2023 continuará afectando la generación de electricidad el año que viene.
Werner Stolz España, director del Instituto Meteorológico Nacional (IMN), explicó que se espera que El Niño continúe durante este año e incluso hasta mayo del 2024, lo que podría afectar el inicio de la próxima estación lluviosa en Costa Rica.
Él prevé que la temporada de lluvias sea irregular debido a este fenómeno, aunque no se espera que afecte durante toda la estación lluviosa del año entranye, pues se espera que el fenómeno termine en mayo.
El regulador general, Eric Bogantes Cabezas, señala que esta afectación en las lluvias debido a El Niño augura una fuerte generación térmica al comienzo del 2024.
Impacto tarifario
Mario Alvarado Mora, director ejecutivo de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope), prevé que el Sistema Eléctrico Nacional entrará en una fase de mucho estrés el otro año.
Su previsión yace en que el embalse Arenal iniciará el año con un nivel muy bajo, a lo cual se suma una perspectiva de lluvias irregulares y un repunte de la demanda eléctrica.
Para enfrentar este periodo, el ICE confirmó este mes que las tarifas de todos los abonados del país sufrirán un impacto de $82,4 millones derivados de la contratación urgente de dos empresas para el arrendamiento y operación de plantas de generación térmica a base de diésel.
Las plantas térmicas del ICE que tienen posibilidad de uso son Garabito y Orotina (en Puntarenas y Alajuela, respectivamente), así como Moín y Guápiles, en la provincia de Limón, con un total de 381 Megavatios (MW) de potencia de generación instalada.
Las plantas de alquiler agregarán otros 146 MW de acuerdo con el pliego de condiciones del ICE para el servicio de arrendamiento y operación de dichas instalaciones.
Ante este tipo de previsión, Alvarado Mora supone que se deberá cuidar al máximo el nivel del embalse Arenal en lo que resta del año, para no perder en el verano el apoyo que brinda.
Por eso, cree que todas las plantas térmicas (incluidas las de reciente contratación por parte del ICE) habrán de complementar “mucho” al embalse Arenal.
Para todo el 2024, el empresario estima que las térmicas deberán encender motores entre enero y mayo por al menos 18 horas al día. Eso significa un aproximado de 2.400 horas de gasto en diésel, búnker o ambos durante esos cinco meses.
“Para el 2024, no creo que haya posibilidad de importar energía, pues los demás países de la región también tendrán necesidad de atender sus sistemas eléctricos, y también sufrirán los efectos de el fenómeno El Niño”, concluyó.
Para él, será inevitable trasladar los costos de generación térmica al usuario, tanto la energía producida localmente como la importada. Esto augura, en su criterio, alzas tarifarias en el 2024 y posiblemente en otros años.
De hecho, el Instituto buscó la ayuda de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) en setiembre para escalonar un aumento del 27,6% en las tarifas de electricidad, ocasionado por el uso intensivo de generación térmica (diésel o búnker) e importaciones de energía desde Centroamérica.
Aresep aceptó la petición del ICE de escalonar ese incremento en el costo de la luz que tendrán que pagar los 1,87 millones de abonados eléctricos del país durante el 2024.
