Una decisión del ICE obliga al apagado de al menos siete plantas privadas de generación eléctrica limpia y barata, las cuales representan inversiones sobre los $47 millones.
Las plantas cerrarán porque el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) anunció que por tiempo indefinido no les comprará más electricidad lo cual obliga a los empresarios a quedarse sin comprador.
La ley que autoriza a privados la producción de energía es restrictiva: estos solo le pueden vender electricidad al ICE y el ICE, además, tiene control sobre los contratos de compra.
Los particulares tienen prohibido comercializar su energía a un tercero dentro o fuera de Costa Rica.
La decisión del Instituto fue no renovar contratos de compra de energía y dispuso que, en caso de necesitarla, la producirá con sus plantas térmicas (movidas por diésel) o salir a adquirirla a Centroamérica incluso a tarifas mayores.
Hasta ahora, apagaron turbinas las hidroeléctricas Poás I y II, en Poás de Alajuela, cuyos contratos vencieron en setiembre. También la eólica PESA (Planta Eólica Sociedad Anónima), en Tilarán, Guanacaste, cuyo convenio expiró en noviembre.
PESA, inaugurada en 1996, es la primera planta eólica de América Latina. Con 24 años en operación, esa instalación de la empresa CMI Energía tenía todo ese tiempo de aportar electricidad limpia a la matriz energética nacional.
Para 2021 tampoco se renovarán contratos a las hidroeléctricas Don Pedro, en San Miguel de Sarapiquí, y Volcán, en Poás, las dos en Alajuela, según lo establecen “lineamientos institucionales” del ICE.
Igualmente, no dará continuidad a convenios con las hidroeléctricas Río Segundo II (vence en mayo del 2021) y El Ángel I (vence en noviembre del 2021); también en Alajuela.
Con base en ese lineamiento, a plantas cuyos contratos finalicen a partir del 2022, el ICE podría renovarles según “el mismo interés institucional” y pagarles solo por energía producida en períodos secos.
La medida ya provocó despidos en al menos las plantas Poás I y II, y pueden ser más. La otra gran consecuencia es la inversión que corre el riesgo de perderse.
Para calcular su valor, explicó Mario Alvarado director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía (Acope), se puede usar el costo de inversión que la Aresep considera en sus cálculos tarifarios.
“La referencia unitaria para una planta eólica nueva es de $1.999,27 por kW, y para una planta hidroeléctrica nueva es de $3.980,51 por kW. La planta PESA tenía una capacidad contratada de 19.800 kW (kilovarios), por lo que su reemplazo costaría $39,6 millones. La planta Poás I y II tenía capacidad instalada de 1.942 kW , por lo que su reemplazo costaría $ 7,73 millones”, precisó Alvarado.
El Instituto tomó la decisión como parte de su plan de ahorro para sostener sus finanzas pero Alvarado no comparte el criterio del ICE.
Como ejemplo, citó que la tarifa de la electricidad eólica privada es de $0,058 por kilovatio hora (KWh), como lo establece la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep).
Es un costo “mucho más competitivo”, recalcó, que los que ha ofrecido el Mercado Eléctrico Regional (MER) de Centroamérica entre 2014 y 2019, cuando esa importación promedió casi $0,138 por KWh.
Por escrito y ante consultas de La Nación, la Gerencia de Electricidad del ICE alegó que el costo de la energía de plantas eólicas privadas no se compara con la generación térmica local o del MER al mediar en el primer caso un contrato por un período determinado.
“Cuando se recurre a las térmicas, se genera solamente por unas horas o en los días más secos del verano, y en el caso del MER, cuando las condiciones lo ameriten”, justificó.
El Instituto aduce que no renovarle contratos a privados se vincula con la baja en la demanda eléctrica desde antes de la pandemia y la reducción afrontada en 2020 –estimada en -3,6%- y que tendrá impacto en próximos años.
Por esas condiciones, insiste, se pronostican mayores excedentes de generación y opina que la producción de fuentes limpias privadas “no es estrictamente necesaria en el corto plazo”.
“Los contratos de compra de energía a generadores privados se firmaron en el marco de una ley específica y por un tiempo determinado. El ICE ha sido respetuoso de ese marco y respalda los plazos de vencimiento de los contratos según las necesidades energéticas del país”, indicó la entidad.
Para el 2021, el Instituto prevé una demanda de energía en Costa Rica de 11.249 Gigavatios-hora (GWh) entre los cuales prevé que 96 GWh sean electricidad térmica importada del MER, aunque casi la mitad de la infraestructura nacional de generación está apagada casi siempre.
No solo eso: estima 92 GWh de generación térmica local para consumo interno mientras desiste de plantas privadas de energía limpia forzadas a cerrar.
Ruta polémica
Tanto Acope como la Cámara de Industrias creen que el ICE debería encaminarse por otra vía.
“Apagar plantas limpias debería ser un último recurso. Hay que desconectar antes las plantas más caras sin importar si son públicas o privadas. Lo que debe guiar es su costo para el usuario final y no una decisión gerencial favorable a una institución o sector”, dijo el empresario.
Sin embargo, el ICE no parece planear la desconexión de sus instalaciones menos eficientes que pesan en la tarifa.
En ese sentido, el ICE reclamó que la capacidad instalada del país ha sido desarrollada por las empresas que tienen autorizaciones legales para ejecutarla.
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De acuerdo con el ordenamiento jurídico y el modelo de la industria eléctrica, agregó, todos los gastos de inversión y operación de las empresas recaen en las tarifas.
Conforme el razonamiento del ICE, todos los gastos de producción de estas plantas son costos fijos de las empresas y no se pueden optimizar o sustituir por otros costos más baratos como energía del MER u otros generadores.
“Las plantas privadas con contratos son las únicas de las que se puede prescindir cuando venzan los acuerdos respectivos”, recalcó.
Sin comprador
Bajo esos criterios, tampoco prosperaron intentos de los generadores para renegociar contratos.
La negativa deja a estos empresario completamente amarrados según la Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, número 7.200, de 1990, y sus reformas de 1995 (Ley 7.508) donde el único comprador posible es el ICE.
Esa es la principal crítica de Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias, para quien es difícil de entender que costa Rica siga sin legislación para un mercado de generación donde plantas privadas puedan ir a otro comprador.
“Esto ocasiona incongruencias como un exceso de capacidad instalada y plantas privadas que ya concluyeron su contrato con el ICE sin nadie a quién vender su energía”, comentó.
Montenegro agregó que, como el costo de las plantas públicas se paga desde las tarifas, de obligarse al ICE a parar sus plantas “pagaríamos capacidad ociosa en el ICE por usar capacidad ociosa de plantas privadas. El consumidor pagaría así dos veces por la electricidad”.
La solución, opina, sería autorizar a los generadores privados a vender esa electricidad a precios competitivos a terceros sea a grandes consumidores nacionales o al MER pero ello requiere permiso mediante ley.
“Esas plantas ya están desconectadas, y sería una gran pérdida para el país que queden en desuso, pues están en condiciones normales de operación”, lamentó Alvarado.
Costa Rica posee 3.566 Megavatios (MW) de plantas de generación entre las del ICE, cooperativas de distribución y empresas privadas.
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Del total, el ICE posee 2.437 MW (68%) revela el Informe de Planeamiento Operativo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a noviembre, elaborado por el Centro Nacional de Control de Energía.
El documento deja ver que el máximo de capacidad utilizado fue 1.738 MW (49%), y eso ocurrió una sola vez el 4 de marzo de este año.
El resto del tiempo, las instalaciones se usan menos y en particular las del ICE quien tiene dos gerentes de electricidad y es dueño de 15 plantas hídricas, cinco térmicas, siete geotérmicas, una eólica y un parque solar.