EscucharCuando el petróleo estaba en los $10 por barril, los proyectos hidroeléctricos eran obras civiles de bajo costo, pues el diésel y cemento que se utilizaba durante los varios años de construcción de las represas reflejaban ese bajo costo. Hoy día, con el barril de petróleo en $100, todos los costos asociados al transporte de materiales y a la construcción de una represa se han incrementado exponencialmente y, por ende, han catapultado el costo de producción de la energía hidroeléctrica hasta los $ 0,12 y $0,15 centavos de dólar por kilovatio hora, como podría ser el caso del PH Reventazón.
La evolución histórica del costo del PHR es la siguiente: en el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2006-2025 del ICE, su estimación inicial fue de US$ 633 millones; en el del 2007, de US$ 607 millones; en el del 2009, US$ 906 millones; en el del 2011, US$ 1.226 millones; y en el ultimo del 2011, en US$ 1.422 millones de dólares. En el plan a publicarse el 2013 se incluirán los gastos adicionales para remediar el destrozo ocasionado por la súbita crecida del río el 28 de julio pasado. En conclusión, el costo total de la obra ya se duplicó con respecto al inicial, sin siquiera haber completado el 50% de las obras civiles. Recordemos que para el caso del PH Pirrís, su estimación original fue de $300 millones y salió costando $920 millones, mientras que la construcción pasó de 4 a 11 años. ¿Cuánto más nos costará el PHR al término de su construcción? ¿Cuál irá a ser el costo de producción por KWH para el 2016 o después que se finalice? ¿Nos dará esa información el ICE pronto, o nunca la conoceremos?
Uno de los problemas mas serios que enfrentamos en materia eléctrica todavía en Costa Rica, es la alta producción térmica a la que recurre el ICE durante los meses de verano, la cual ha alcanzado hasta un 30% de la producción diaria durante algunos contados días. Se nos ha dicho que las plantas del Reventazón y del Diquís resolverán esa problemática, como antes nos dijeron que sería a través de la Planta Pirrís. Es por ello que es obligatorio entender cuál es la verdadera capacidad productiva del PHR, de acuerdo a la misma información de diseño que ofrece el ICE. Si el embalse tiene una capacidad de 118 millones de metros cúbicos, eso quiere decir que durante una temporada sin lluvias, la planta solo podría operar a plena potencia de 305 megavatios durante menos de 6 días. Ese resultado se obtiene de dividir 118 millones entre 240 metros cúbicos por segundo > 492.000 segundos > 137 horas > 5,7 días. A ese tipo de plantas se le conoce como de filo de agua, pues el caudal del río no es lo suficientemente alto para volver a llenar el embalse en el mismo período de tiempo. El caudal del río disminuye a menos de 50 metros cúbicos por segundo en las temporadas realmente secas. ¿Valdrá la pena una inversión tan grande como la que exige el PHR, solo para producir 305 megavatios x 137 horas > 42 GWH? Apenas la demanda energética de un día y medio que requiere todo el país, la cual llegó ya a 29 GWH diarios.
Producción menor por cambio climático. El caudal de diseño de la planta a máxima potencia es de 240 m³/seg. Sin embargo, el caudal promedio del río Reventazón de acuerdo a las mediciones que se han hecho en la estación Pascua desde 1963 hasta el 2008 oscila entre 80 m³ en marzo hasta 210 m³/seg en setiembre. Ya hubo eventos similares al ocurrido en julio, a finales del 2004 (1.500m³/s) e inicios del 2005 (1.950m³/s). De manera que si el caudal promedio anual fuese de 120 m3/seg, la planta operaria con un factor anual de uso de apenas el 50%, sin las salidas por mantenimiento o reparaciones.
Si el cambio climático por efecto del fenómeno del niño, reduce ese caudal, la producción de la planta se reduciría también, incrementando el costo del KWH para ese año especifico. Y esa merma tendría que ser cubierta por una planta térmica o solar de mucho más alto costo.
Posible solución. Criticar es fácil, se dice. Es por ello que, aunque el tema sea un anatema o sacrilegio para la “Costa Rica carbono- neutral” que deseamos todos, las únicas propuestas de solución a la anterior problemática de reducción en producción hidroeléctrica en meses secos de verano es la iniciar desde ya la exploración geotérmica en los parques nacionales con el fin de poder explotarla con buena suerte en el 2025, o la de contemplar la construcción de plantas de gas natural en ciclo combinado que podría sernos suministrado por Colombia a través de un gaseoducto que atraviese Panamá, o por nuestro propio gas natural, si es que alguna vez nos decidimos a perforar la madre Tierra, al igual que tendríamos que hacerlo con la prospección geotérmica.
El uso de tecnologías de producción eléctrica con recursos totalmente renovables, solo nos va a llevar a corto plazo, a una producción de energía de altísimo costo.
¿Estaremos dispuestos a pagarla?
