La idea de concebir el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) y posteriormente, el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, se origina en la tendencia internacional de interconectar sistemas de generación eléctrica, mucho antes de la aparición de la preponderancia actual de las fuentes renovables no tradicionales y bajo el supuesto de que la optimización de la operación de un sistema de este tipo, se obtenía del aporte de una mezcla de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas, cuyo funcionamiento se podía adecuar a las particularidades de las curvas diarias de demanda de energía, asegurando además una mejor gestión de las inversiones en la infraestructura necesaria en centrales eléctricas y líneas de transmisión, aprovechando mejor todos los recursos naturales de los países y acentuando la seguridad operativa y la resiliencia, ante la aparición de contingencias en los sistemas de generación aislados.
Desde esa época, finales del siglo XX, todos los países centroamericanos han evolucionado en legislación del sector eléctrico, incluyendo una mayor participación de la empresa privada y han abordado la expansión de sus sistemas en pos de un grado de electrificación total de su territorio. Más reciente es el abordaje colaborativo al tema del cambio climático con la aparición abundante de centrales de fuentes intermitentes de energía, de las cuales mientras no se tengan sistemas de almacenamiento factibles, aumentan la capacidad instalada ociosa y redundante y complican la gestión del respaldo de generación, que en muchos casos resulta de origen térmico. Además, la menor vida útil de las centrales eólicas y solares, incide negativamente al considerar su reposición temprana, duplicando inversiones, a pesar de su bajo costo de operación por utilizar un recurso considerado gratuito.
La reacción de los países centroamericanos, ante la interconexión de sus sistemas eléctricos y la coyuntura internacional de la evolución particular de los precios de los energéticos tradicionales, que alimentaban sus sistemas de generación: petróleo y carbón mineral, el proceso de transición eléctrica de los países europeos hacia el gas natural y la explosión mediática de la incidencia de las emisiones de gases de combustión en centrales eléctricas y medios de transporte, en la aceleración del cambio climático, producida por el uso de estos combustibles, produjeron un cambio dramático en la composición de la infraestructura de producción eléctrica. Entre el 2011 y el 2019, para no incluir el bajonazo producto de la pandemia, según la CEPAL, la generación en GWh, tuvo un incremento del 3% en el SIEPAC, alcanzando los 54TWh en el 2019 y bajando a 51,5TWh en el 2020, decreciendo un 4,6%. Ese crecimiento de producción es del 36% renovable y solo del 14,2% no renovable, y es del 57% privado y del -16,5% público, mostrando la penetración de la empresa privada en el mercado eléctrico, con emprendimientos de todo tipo, producto del aumento de la capacidad instalada renovable, donde la energía hidroeléctrica creció 2,21 veces, la geotérmica, un 0,74 veces, la eólica 28,89 veces, la fotovoltaica, principalmente en Honduras y El Salvador, 1263,69 veces, la de biomasa, sobresale Guatemala, 8,91 veces, mientras la termoeléctrica presenta una tendencia a disminuir, con la característica introducción de centrales eléctricas alimentadas con gas natural en Panamá y El Salvador.
Esta carrera hacia la autosuficiencia de producción por país, con una electrificación cercana al 93% promedio de Centroamérica, disminuye las posibilidades de intercambio comercial de energía, lo cual es evidente con la abrupta disminución de las exportaciones de Guatemala y la declinación acelerada de las importaciones de El Salvador, en los últimos cinco años. La reacción de las exportaciones de países como Costa Rica, El Salvador y Panamá se debe a excedentes transitorios climáticos, así como al aumento de las importaciones de Nicaragua por la salida de su parque térmico obsoleto
Las necesidades de importación de Costa Rica como complemento de su insuficiencia temporal de recursos naturales suficientes o de los altos precios de su generación termoeléctrica, ha evidenciado las características operativas y económicas del debilitado mercado centroamericano de electricidad. Combinando el mercado de contratos y el de oportunidad, según reporta el ICE, el promedio de precio de compra de los últimos cuatro años, ha sido US$ 127,73/MWh, con un mínimo de US$ 75,68/MWh en el 2020 y un máximo de US$ 198,19 en lo que va del 2022. En cuanto a las exportaciones el promedio de los últimos cuatro años alcanza los US$55,69/MWh, un 43% del valor unitario de las importaciones, con un valor mínimo en 2020 de US$ 43,16/MWh y un máximo de US$73,55 en 2022. Aun así, al disminuir las importaciones 10 veces y aumentar las exportaciones 2 veces en estos cuatro años, se observa un superávit comercial del valor de las exportaciones, que incide directamente en la contabilidad del denominado costo variable de generación (CVG), cuyos componentes fundamentales son: a) el gasto por combustible producto de la generación con fuentes térmicas y b) el monto de la comercialización de energía neta en el MER. Dado que la generación térmica ha sido casi nula, las tarifas del sistema de generación se han beneficiado reduciéndose para todas las compras al ICE, que las empresas distribuidoras realizan y favoreciendo a todos los consumidores de este país.
Por otro lado, los informes del ICE indican que el precio que ha pagado a los generadores privados, en estos últimos tres años, permite obtener un promedio de US$ 90,66/MWh, lo que obviamente indica que es mejor venderle al ICE con un contrato fijo por 20 años, que dedicarse a especular como agente del MER, en un mercado especulativo en el que no se sabe cuál precio se obtendrá, pero que no será mayor al que obtiene un actor preponderante, ni en el mercado de oportunidad y menos con un contrato firme a mediano plazo, al cual los generadores privados no podrán hacerle frente por la variabilidad de sus fuentes intermitentes de energía, compitiendo con el ICE que posee sus centrales con embalse.
La solución para los generadores privados que terminaron sus contratos de 20 años, es volver a recontratar con el ICE, con su inversión ya amortizada, ofreciendo precios competitivos, para ser incluidos en el Plan de Expansión sustituyendo los proyectos renovables que el ICE desea hacer y no pellizcando las exportaciones que benefician a todos los costarricenses y no solo a un grupo, jugando de agentes en un mercado volátil y en decadencia, por el exceso de proyectos de generación en todos los países del Área.
