Juan Fernando Lara Salas. 7 abril
La planta Reventazón (Siquirres, Limón) 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.
La planta Reventazón (Siquirres, Limón) 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.

La Contraloría General de la República (CGR) cuestiona el papel del ICE como juez y parte en el negocio de electricidad, donde comparte mercado con otros generadores como cooperativas, municipalidades y empresas privadas.

¿Por qué juez y parte? El Instituto Costarricense de Electricidad no solo produce y vende energía, sino que también es responsable de planificar cuánto se consumirá de electricidad y de dónde la tomará para atender a diario la demanda nacional.

Es decir, el ICE decide si la toma de plantas propias o la compra a las privadas (que producen a menor costo).

Este doble papel, sin embargo, afecta no solo a los generadores particulares, sino a los abonados eléctricos pues no hay garantía de que reciban energía producida al mínimo costo.

Así lo manifiesta la CGR al afirmar que este esquema compromete “la imparcialidad, independencia y objetividad de estos procesos”, al ser el ICE juez y parte.

Ese doble rol lo trae desde hace décadas pues la administración de todo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) recae en dos unidades administrativas de la Dirección Corporativa de Electricidad del ICE, las cuales también tienen a cargo la generación, distribución y venta de electricidad del propio Instituto.

Se trata de la Dirección de Planificación y Desarrollo Eléctrico y del Centro Nacional de Control de Energía (Cence), como señala la Contraloría en su informe Desafíos de la transición energética desde la perspectiva de la Hacienda Pública (DFOE-AE-OS-00001-2021).

“El ICE ha continuado a cargo de la planificación y la operación del sistema eléctrico común a todos los actores que producen y venden electricidad; de los cuales a la vez es parte. Como ha señalado la Contraloría General, esta condición compromete la imparcialidad, independencia y objetividad de estos procesos fundamentales para el servicio eléctrico”, advirtió.

La Nación consultó al ICE sobre las conclusiones del informe, pero dijo que “debido a la especificidad de los temas que aborda el documento de la Contraloría”, dará su posición en los próximos días.

“El ICE ha continuado a cargo de la planificación y la operación del sistema eléctrico común a todos los actores que producen y venden electricidad; de los cuales a la vez es parte. Como ha señalado la Contraloría General, esta condición compromete la imparcialidad, independencia y objetividad de estos procesos fundamentales para el servicio eléctrico”. Contraloría General de la República

Para la CGR, el modelo centrado en el ICE –creado en 1949– como actor principal en cada etapa del suministro eléctrico, topa hoy con otra realidad y es que la entidad no es la única generadora.

En esa nueva realidad está, por ejemplo, la integración de empresas de servicios públicos municipales y las cooperativas de electrificación rural al mercado eléctrico, a partir de las décadas de 1960 y 1970, respectivamente. También, está la autorización para la generación eléctrica por parte de productores privados luego de 1990.

Además, la llegada de normas para generación distribuida de autoconsumo en el 2015 que “han elevado la complejidad del SEN y cambiado el papel relativo del ICE dentro de ese modelo de servicio eléctrico”.

La CGR reconoce el liderazgo esencial del ICE al planificar y operar un sistema eléctrico “renovable, confiable y seguro”, pero insiste en que el entorno actual “es muy distinto al de las últimas décadas”.

Sin eficiencia

Que el ICE sea juez y parte en el SEN pese a las nuevas realidades “implica pérdidas de eficiencia que limitan la atención de la demanda eléctrica al mínimo costo”, aduce la CGR.

Agrega que ello se debe a la ausencia de directrices para aplicar el principio de eficiencia al seleccionar las inversiones en plantas de generación propuestas por todas las empresas eléctricas, “de forma que se desarrollen únicamente los que son más convenientes para el SEN como un todo y no solo para algunas empresas o parte de los abonados”.

Apenas en febrero, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) reveló que las plantas de eléctricas privadas generan energía más barata que las del ICE y su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).

La diferencia se vincula a costos de operación de unas y otras como lo señala un informe que comparó la eficiencia por precio de todas las plantas en Costa Rica en 2019.

De acuerdo con el análisis, las plantas del ICE y la CNFL son las más costosas en generación por kilovatio hora (kWh).

El costo promedio del Grupo ICE (37 plantas en total) es ¢124 por kWh. Siguen las cooperativas rurales de electrificación con ¢80 por kWh (11 plantas consideradas). Entretanto, las 37 instalaciones de generadores privados promediaron ¢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”, afirmó el intendente de Energía de Aresep, Mario Mora.

Mora coincide con la Contraloría en la falta de independencia al tomar decisiones al ser el Cence parte de la estructura del ICE.

“Esta información es reveladora para que dictemos recomendaciones, como la independencia del Cence, para un despacho más eficiente”, declaró Mora en febrero.

En el mismo sentido se pronunció Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias, organización que ha reclamado desde siempre por el alto costo de las tarifas, asociados con la operación y el modelo del ICE.

“Es claro que el marco legal del sector eléctrico debe modernizarse”, aseveró.

Según el documento de la Aresep, la planta hidroeléctrica Reventazón (Siquirres, Limón) es una de las instalaciones del ICE más ociosas, pues apenas registró un factor de planta del 32% en el 2019.

En ese caso, el precio de la energía se promedió en ¢100 por kWh ese año, cuando apenas produjo 845 Gigavatios (GW). Cuando se inauguró, en el 2016, el ICE proyectó para ella una generación anual de 1.500 GW.

La hídrica costó casi $1.500 millones ($810 millones más de lo previsto en el 2008) y dispone de 306 megavatios (MW) de capacidad instalada.

ICE, EL PRODUCTOR DOMINANTE

ELECTRICIDAD EN COSTA RICA

FUENTE: INFORME MENSUAL DEL CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENCE) A FEBRERO DEL 2021    || / LA NACIÓN.

Generación privada

La falta de actualización del modelo eléctrico se evidenció a finales del 2020 cuando se dio a conocer que, por una decisión del ICE, al menos siete plantas privadas valoradas en $47 millones tendrán que apagar, pese a que producen energía limpia y a precio menor.

Este caso dejó en evidencia cómo el ICE es juez y parte y cómo afecta en sus decisiones a otros actores.

Las siete instalaciones privadas dejarán de funcionar por la negativa del ICE a comprarles debido a la baja en la demanda y sus esfuerzos de ahorro. Esto deja a los empresarios sin su único comprador.

La ley que autoriza a privados a producir energía es restrictiva: estos solo le pueden vender electricidad al ICE y el ICE, además, controla esos contratos. Además, los particulares tienen prohibido vender su energía a un tercero dentro o fuera de Costa Rica.

Ya la decisión provocó el cierre de tres plantas hidroeléctricas y una eólica, que generaban energía limpia, mientras que otras dos dejarían de funcionar ese año.

Los empresarios tienen una promesa del presidente Carlos Alvarado para buscar un mecanismo legal para vender su energía en el Mercado Eléctrico Regional (MER) sin embargo aún se desconoce tal iniciativa de ley.