Los errores de cálculo del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) pasan factura a los consumidores, quienes pagarán un aumento del 10% en sus recibos de luz a partir del 1.° de julio.
¿Cuáles fueron esos errores? En el 2022, el ICE erró al calcular la demanda energética para 2023, la cual resultó más alta de lo estimado.
Además, la empresa pública se convirtió el año pasado en el mayor vendedor de energía (exportador) a Centroamérica al inyectar al Mercado Eléctrico Regional (MER) una gran cantidad de electricidad, en su mayoría generada por plantas hídricas.
Es decir, se utilizó agua para generar energía destinada a la exportación, la cual se necesitaría este año, ya que se tenía conocimiento de la alta probabilidad de la llegada del fenómeno El Niño en 2023, caracterizado por una disminución de lluvias.
Las lluvias son necesarias para los embalses de generación dado que las plantas hídricas son las que generan más del 70% de la electricidad que consume Costa Rica.
El complejo hidroeléctrico Ardesa, que incluye las plantas Arenal, Dengo y Sandillal, es el de mayor aporte (20% de la energía del país) gracias a sus 330 megavatios de capacidad instalada.
Este año, sin embargo, el embalse Arenal, el reservorio más grande, tuvo a finales de mayo uno de los registros más bajos de los últimos 10 años. El nivel del embalse de 87 km cuadrados cayó a 533 metros sobre el nivel del mar. Su nivel máximo es 546 msnm.
El embalse es esencial pues es capaz de guardar agua de un año a otro para proveer luz en la época seca.
Salvador López Alfaro, quien hasta octubre dirigió el Centro Nacional de Control de Electricidad (Cence), adscrito al ICE, explicó que el Sistema Eléctrico Nacional tuvo tres años seguidos muy húmedos en 2020, 2021 y 2022 lo cual calificó de “bastante excepcional”, pues ni siquiera hay registros de un evento así en el pasado.
“Por lo general, son uno o dos años de muchas lluvias debido a La Niña seguidos de hasta dos años del fenómeno de El Niño”, explicó el exfuncionario, quien alertó a las autoridades del ICE para tener listas todas las plantas térmicas este 2023.
Los errores de cálculo incluso llevaron al Instituto a prometer, en agosto del 2022, la venta de la mitad de las plantas porque estaban en desuso, pero ahora se han puesto en funcionamiento para atender la demanda nacional.
De hecho, López ya había cuestionado al presidente del ICE, Marco Acuña Mora, por anunciar la intención de vender las plantas térmicas, durante una comparecencia ante la Comisión Especial de Sector Energético Nacional del Congreso, en agosto de 2022.
“El desconocimiento de la operación del Sistema los llevó a proponer en conferencia de prensa del presidente de la República, y declaraciones en la Asamblea Legislativa del presidente ejecutivo del ICE, eliminar las plantas térmicas porque no se usaban. Hoy estamos usando todo el térmico e importando”, declaró López desde su cuenta de Facebook, en mayo pasado.
El ICE cuenta con cinco plantas. La principal es Garabito, en Puntarenas, con 203 MW de capacidad instalada seguida por “Moín Gas” con 108 MW y otros 90 MW de la planta “Moín Gas CNFL”, en Limón.
Además, hay dos de menor capacidad: una de 14 MW en Pococí (Limón) y otra de 11 MW en Orotina (Alajuela).
‘Ubicándose en el tema’
Carlos Montenegro Godínez, director ejecutivo de la Cámara de Industrias, se quejó de que Costa Rica sea omiso de una planificación eléctrica de largo plazo independiente del ICE.
“Queda la impresión de que el ICE anda todavía ubicándose en el tema. Siempre hemos sido claros, por eso, en que la rectoría eléctrica debería fortalecerse en el Ministerio de Ambiente y Energía con un equipo independiente donde opinen los regulados, pero sin que impere su visión. Aquí hemos dejado todo en manos del ICE”, declaró.
Mario Alvarado Mora, director ejecutivo de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope), coincidió con el industrial al decir que nadie, con excepción del ICE, sabe cómo se planifica el Sistema Eléctrico Nacional.
“La única entidad que sabe eso es el ICE. Nunca sabemos si hubo planificación óptima o no, por eso hace una década hice ver a la Aresep la conveniencia de pedir información técnica a esa empresa. Hoy nadie, fuera del ICE, maneja esos datos sobre embalses y su eventual administración”, afirmó.
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Pronóstico de consumo quedó corto
Para todo el 2023, el ICE estimó un consumo de 12.068.000 megavatios hora (MWh), equivalente a 1,9% de repunte en la demanda. Así lo consigna en la página 26 de su Plan de Expansión de la Generación 2022-2040 divulgado en marzo.
No obstante, ese porcentaje de crecimiento calculado se quedó corto.
En los últimos 12 meses, con corte a este 14 de junio, Costa Rica devoró 12.063.000 MWh, para una demanda que crece a un ritmo de 2,8%, advierten datos del Cence. Esto prevé que el porcentaje de crecimiento será mayor al faltar seis meses para cerrar el año.
Mientras el ICE estimaba la demanda del 2023, el Instituto inyectó el año pasado cifras récord de electricidad al MER como ocurrió también en 2021 y 2020, revelan informes de intercambio comercial del Ente Operador Regional del MER.
En ese lapso, las hidroeléctricas nacionales suplieron más del 70% del consumo interno y contribuyeron a dichas ventas al extranjero, precisan las estadísticas del Cence.
En 2022, el ICE exportó 773.981 MWh a un precio promedio de $73,5 cada MWh (unos ¢40.425). Con ello aportó el 25% del total inyectado ese año (3.1008.009 MWh) y lo puso en el primer lugar entre los 25 agentes con más exportaciones al MER, donde hay más de 1.000 agentes participantes.
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En 2021, también fue el primero en aportes con 33,5% (1.009.035 MWh) del total regional exportado e igual en 2020 con 22% (626.124 MWh).
Por sus ventas en 2022, cobró $56,9 millones (¢31.314 millones). Ese año, también importó 54.233 MWh a un precio promedio por unidad de $167,9 (¢92.345) por los cuales pagó en total $9,1 millones (¢5.008 millones).
Esto implica que desembolsó 127% más dinero por MWh importado respecto al precio por unidad que cobró en el MER.
Este 2023, el proceso fue el contrario. Ahora pasó a ser el mayor importador de Centroamérica con 275.482 MWh al 15 de junio, equivalente a 20,5% del total transado en la zona a esa fecha (1.340.137 MWh), revelan los números del Ente Operador Regional, el cual fiscaliza la red eléctrica de 1.800 km que va de Panamá hasta Guatemala.
El ICE también ha generado internamente con diésel y búnker otros 271.614 MWh entre enero y este 13 de junio pasado, para un total de 547.096 MWh de luz térmica entre propia e importada.
El incremento
Las importaciones y la fuerte generación térmica provocarán un aumento de 10,21% en las tarifas de esa empresa a partir del 1.° de julio, el cual, a la vez, impactará las de otros proveedores, informó la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep).
El ajuste responde a una actualización de oficio que hace Aresep de la metodología de Costo Variable de Generación (CVG), mediante la cual trimestralmente se le reconoce al ICE sus gastos por producción térmica e importaciones del MER.
De hecho, la Autoridad le achacó la responsabilidad de esa alza al decir que “la eficiencia en los costos por importaciones de energía y los beneficios que se puedan generar a nivel país por las exportaciones al MER, están completamente en función de las gestiones o estrategias comerciales que logre implementar el ICE”.
William Villalobos, director de la Cámara de Generación Distribuida (CGD), reclamó al ICE desaprovechar excedentes de luz baratos provistos por 150 MW de capacidad instalada en sistemas de paneles solares en un año de embalses bajos.
“Hay capacidad instalada en techos de hogares y empresas para autoconsumo, pero no toda se utiliza. El ICE y otros distribuidores, la deberían usar pues ya está normado que puedan comprarla. No se justifica que, con excedentes de energía barata, no se aprovechen y debamos adquirirla más cara”, indicó.
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Su crítica hace referencia a la Ley de Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos partir de fuentes renovables (Ley N° 10086). Esa ley define que, cuando se entregan excedentes a la red pública, estos pueden ser compensados por la empresa proveedora al propietario de un sistema de generación distribuida.
Según Villalobos, el excedente diario ronda los 30 MWh que podrían inyectarse y aportar un poco.