El sol que seca la ropa tendida en los patios y quema la piel de vacacionistas en la playa podría ser el gran aliado de Costa Rica para asegurar la electricidad del futuro.
El aprovechamiento de esa fuente energética permitiría responder de manera más flexible y rápida a las necesidades que mediante la construcción de plantas hidroeléctricas.
Además, por la estabilidad de la red de distribución del país y la alta flexibilidad –controlando las plantas hídricas–, el sistema eléctrico está bien equipado para absorber grandes cuotas de generación eléctrica con sol y también viento (energía eólica), sin comprometer su seguridad operativa.
Esas son conclusiones de un estudio del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que analizó las condiciones del sistema eléctrico mediante simulación de escenarios posibles.
Según este, la energía solar junto con la capacidad de almacenamiento hidroeléctrico de corto plazo serían una combinación “óptima” para reducir la generación a base de combustibles (térmica) y aumentar la seguridad operativa en la estación seca.
Así, en verano, la energía solar daría la electricidad de día y las plantas hídricas de noche, añaden los expertos del BID.
Por eso, el análisis sugiere a las autoridades considerar la energía solar “tanto de gran como de pequeña escala”, pero además, con una distribución geográfica “descentralizada".
Esa recomendación se realiza luego de que los estudios detectaran que el sistema eléctrico ya tiene una alta capacidad de almacenamiento hídrico con regulación diaria.
Las simulaciones de los investigadores descubrieron que si se refuerza la zona norte del país, según el plan de expansión energético del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), se podría conectar una capacidad adicional de 250 megavatios (MW) de energía solar, eólica y geotérmica aparte de las capacidades confirmadas hasta el 2018.
“Gracias a la buena capacidad de regulación de sus generadores y su red de transmisión debidamente desarrollada, el sistema eléctrico no muestra problemas de estabilidad dinámica (sin picos de voltaje) en ninguno de los escenarios investigados con niveles de penetración instantáneos de hasta más del 70% de energías renovables para el 2024”, indica el documento.
A marzo del 2017, la energía solar tenía una participación de solo un 0,02% en la matriz eléctrica. El 69,36% proviene del agua (plantas hidroeléctricas).
Sin pisar el acelerador. Las autoridades de Gobierno y el ICE avalan una matriz de generación cada vez más diversa, pero advierten de varios problemas.
Édgar Gutiérrez, ministro de Ambiente y Energía, el estudio del BID confirmó la alta capacidad de generación instalada, pero hay que tener en cuenta una demanda de energía con un menor crecimiento.
Por ejemplo, a diciembre del 2015, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) tenía una capacidad instalada de 3.068 MW, según datos aportados del ICE. Sin embargo, el pico de demanda máxima de energía en ese año fue de 1.612 MW, el 15 de diciembre.
Para el jerarca, aunque el país tenga condiciones favorables, sería riesgoso invertir a pasos “agigantados” porque podría añadir capacidad ociosa.
“La demanda crece menos y hemos agregado mayor capacidad. Entonces, es muy caro tener esa capacidad y no usarla”, consideró Gutiérrez.
No obstante, él pronostica que se añadan unos 15 MW de generación solar instalados en menos de un año y futuras inversiones, pero en el rango de 5 MW por instalación.
El ICE también apoya el desarrollo de energía solar y eólica, pero privilegiando el uso de plantas hidroeléctricas cuyos embalses actúan como “grandes baterías naturales” , las cuales asumen el mayor peso de la producción eléctrica en épocas secas. Ese criterio también lo comparte el ministro.
A juicio de Javier Orozco, director de Planificación y Desarrollo Eléctrico del ICE, el desarrollo y abaratamiento de la tecnología solar avanza veloz “y es una solución interesante”, pero solo si se dispone de suficiente capacidad para regular la producción como la que él atribuye a las hidroeléctricas.
Su tesis es que los embalses ajustan la oferta, lo que no es posible frente a la variabilidad en la producción con sol y viento.
Surge así la disyuntiva: ¿qué hacer si hay mucha capacidad instalada (63% del total son hidroeléctricas), la demanda de energía es menor, hay condiciones óptimas para generar con fuentes distintas al agua y el Gobierno desea más diversidad en la matriz de energía? Según el BID, hay que extremar cuidados; según el ICE, hay que mantener el plan de otra hídrica.
Para Orozco, es indispensable levantar la planta El Diquís; un proyecto del ICE previsto para alojar 650 MW de potencia en Buenos Aires de Puntarenas.
La Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope) comparte más la precaución del BID; en especial con la hidroeléctricas.
“El país debe ser muy cuidadoso eligiendo nuevos proyectos; en particular hidroeléctricos. El crecimiento de la demanda de casi 3% anual, en promedio, es menor que en el pasado y exige atención más flexible y rápida. Esto distancia al sector energético de plantas grandes y costosas”, afirmó Mario Alvarado, director de Acope.
Sin cambios a la vista. La ruta de inversiones eléctricas más reciente es de abril del 2014, cuando el ICE publicó la última versión del Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2014-2035 .
El texto considera posibles proyectos hidroeléctricos, eólicos, biomásicos y solares. Estos, afirma Orozco, se representan en forma simplificada con dos tipos ligados a fuentes renovables: hidroeléctricos y eólicos.
Sin embargo, aclara que para determinar la participación de una fuente renovable particular, como la solar, “es necesario hacer un análisis posterior”.
Por ahora, ni se prevé actualizar el plan ni analizar el potencial de fuentes como el sol.
Acerca del Estudio. El estudio del BID se realizó en el marco de la cooperación del Banco con el Gobierno de Costa Rica y contribuye a alcanzar uno de los objetivos de la llamada Estrategia de País del BID con Costa Rica , centrado en consolidar la sostenibilidad de la matriz energética.
Como tal, el objetivo del estudio se propuso identificar y evaluar distintas opciones existentes para incrementar la participación de las energías renovables (particularmente la eólica y solar fotovoltaica de gran escala y a nivel de generación distribuida) al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Costa Rica considerando criterios técnicos y económicos de dicha integración.
El informe sintetiza resultados finales de una investigación realizada entre 2015 y 2016 por un consorcio formado por Energynautics GmbH (Alemania), DIgSILENT GmbH (Alemania), Meister Consultants Group (EE.UU.) y el consultor independiente Fernando Montoya (Costa Rica).
Además, intentó verificar si el sistema de transmisión de Costa Rica está técnicamente bien equipado para absorber las altas cuotas de generación propuestas en los escenarios de mayor integración para el año 2024. Los puntos centrales del trabajo realizado, fueron la identificación de posibles restricciones técnicas y el desarrollo de soluciones de alto nivel.