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Luego de casi tres meses de mantenimiento, la planta hidroeléctrica Reventazón, la más moderna del país y ubicada en Siquirres, Limón, mantiene una generación eléctrica inferior al rendimiento registrado antes de los trabajos. Así lo reflejan los datos del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
La planta salió de operación el 22 de junio debido a un mantenimiento programado en el embalse que alimentan las aguas del río Reventazón. En ese momento, el ICE indicó que la operación se reanudaría el 17 de julio, pero la previsión no se cumplió. Las operaciones se retomaron el 5 de setiembre, 75 días después de la fecha de apagado. La extensión de esos trabajos fue atribuida por el ICE a una condición “imprevisible”, relacionada con supuestos movimientos geológicos “naturales” que afectan la estructura desde 2017, un año después de su inauguración, en setiembre del 2016.
Dos días después de la puesta en marcha, el 7 de setiembre pasado, la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (Docse) del ICE reportó otro incidente. Esta vez fue la desconexión de la Unidad 3 de generación de la planta debido a una falla en el cojinete de una turbina causada por vibraciones. Este problema resultó en una pérdida de 67 megavatios (MW) de generación al momento de la desconexión.
El cojinete, o “bearing”, es una pieza que sostiene y permite el giro del eje del generador durante la producción de electricidad. Esta pieza debe mantenerse fija durante el proceso.
Tras esta situación, los datos de generación eléctrica muestran que la planta en la que el país invirtió $1.567 millones, financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), ha estado produciendo menos electricidad que antes del mantenimiento.
Según el Plan de Expansión de la Generación 2010-2021 del ICE, la planta opera con un nivel mínimo de embalse de 245 metros sobre el nivel del mar (msnm) y un máximo de 265 msnm. Del 5 al 26 de setiembre, Reventazón ha venido operando a un nivel de 247,9 msnm, apenas 2,9 msnm por encima del nivel mínimo operativo.
En contraste, del 1.º al 21 de junio, la planta operaba a un nivel promedio de 253 msnm, con un aporte diario de 4.492 megavatios-hora (MWh) a la demanda nacional. Entre el 5 y el 26 de setiembre, luego del mantenimiento, la generación diaria promedio ha sido de 2.879,8 MWh, lo que implica 1.613 MWh menos, es decir, una caída de 35% con respecto a junio, evidencian estadísticas del Instituto.
Desde su inauguración el 16 de setiembre de 2016, la planta hidroeléctrica se posicionó como la mayor de Costa Rica, con una capacidad instalada de 305 MW.
El ICE la presentó como la segunda infraestructura más grande de Centroamérica, solo superada por el Canal de Panamá. Sin embargo, no ha alcanzado la producción anual proyectada de 1.572 gigavatios-hora (GWh). Su mejor registro fue de 1.114 GWh (70% de su capacidad proyectada), alcanzado entre setiembre de 2020 y agosto de 2021.
La Nación consultó al ICE desde el 16 de setiembre para cuándo espera que la planta vuelva a operar al nivel anterior al mantenimiento y si es común que, después de casi tres meses de trabajos, surjan problemas como el de la Unidad 3.
Asimismo, se le preguntó si el problema de vibraciones en el cojinete ya fue resuelto y por qué la planta opera con un nivel de embalse tan bajo en lugar de permitir un mayor llenado, como se esperaría para aportar más electricidad mediante la fuerza de las aguas para así mitigar el uso de generación térmica. Hasta el cierre de esta edición, el ICE no había respondido.
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Mantenimiento en medio de crisis
Este año, la planta estuvo inactiva por 75 días debido al mantenimiento de junio a setiembre el cual se hizo, justamente, cuando el país atraviesa una crisis en producción eléctrica que obligó a aumentar la generación con plantas que operan con diésel o búnker, lo cual resulta más caro para los abonados residenciales o industriales.
Entre enero y agosto, se generaron 1.236.000 MWh a partir de derivados del petróleo. La última cifra comparable se registró en 2013, cuando se produjeron 1.195.996 MWh, según la Docse del ICE.
Los consumidores de electricidad arrastran un ajuste en tarifas para reconocer al ICE lo que gasta en combustibles. El presidente ejecutivo, Marco Acuña, reconoció esta semana ante diputados que es posible que en 2025 se refleje un incremento en facturas por el alto consumo de diésel y búnker.
Esta intensa generación térmica podría haberse mitigado con el aporte de Reventazón, la principal infraestructura hidroeléctrica del país, que ha enfrentado problemas geológicos desde su inauguración.
El ICE admitió en 2017 la existencia de una grieta en el vertedero de excedencias de Reventazón. En un informe presentado a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), se estimaron en $15,5 millones los costos de reparación.
Posteriormente, la planta permaneció fuera de servicio durante casi todo 2018 debido a una “fuerte filtración” de agua en el macizo rocoso donde se construyó el vertedero de la represa.
El problema geológico nunca se solucionó, como indicó el Instituto en diciembre de 2022, cuando informó a la Bolsa Nacional de Valores (BNV) que la hidroeléctrica sufría grietas, fugas de agua y desplazamientos del terreno.
La empresa así lo confirmó a solicitud de la División de Supervisión de Fondos de Inversión y Emisores de la Superintendencia General de Valores (Sugeval) el 2 de diciembre de 2022. Ese mismo día, La Nación reveló que el ICE buscaba expertos internacionales para atender el deterioro de la planta, que ha presentado problemas incluso desde antes de su inauguración en setiembre de 2016. Según documentos del ICE, el problema es “complejo y delicado”.
La hidroeléctrica situada a unos ocho kilómetros de Siquirres tiene una represa de 130 metros de altura y posee cuatro unidades generadoras (cada una con potencia de 73 megavatios), más una adicional instalada en la central de compensación ecológica (de 13,5 megavatios).
