La Contraloría General de la República (CGR) denunció que las autoridades del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) tomaron decisiones apartadas de criterios técnicos, como el cierre de plantas térmicas y exportar energía sabiendo que venía el Fenómeno de El Niño, lo cual hizo que el país entrara en riesgo de alerta de racionamientos y generó gastos millonarios al ICE.
Así se expone en el informe “Gestión y regulación de los recursos de generación eléctrica” (DFOE-SOS-IAD-00002-2025), publicado hoy por la Contraloría.
Uno de los resultados del informe es que “decisiones estratégicas del ICE incrementaron el riesgo de racionamiento eléctrico para las personas usuarias”.
“Las decisiones estratégicas del ICE se desvincularon de criterios técnicos que advertían riesgos en la atención de la demanda al reducir la capacidad térmica. Además, la gestión de riesgos previa a 2024 fue débil, reactiva y descoordinada, sin análisis preventivos y prospectivos ante escenarios climáticos adversos, impidiendo al ICE establecer controles efectivos”, destacó a Contraloría.
Hace un año, el 7 de mayo de 2024, el Grupo ICE anunciaba racionamientos de electricidad, alegando una caída en los niveles de reserva energética del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), generado por un descenso crítico en los caudales de las hidroeléctricas y el incumplimiento de los proveedores de las plantas térmicas alquiladas para hacer frente a la época seca.
Sin embargo, el informe de la CGR expone una serie de decisiones tomadas por las autoridades de la institución, que llevaron a esa crisis.
Cero previsiones y malas estimaciones
Según resumió la Contraloría, en octubre de 2021 y setiembre de 2022, el ICE retiró de funcionamiento las unidades 8 y 10 de la Planta Térmica Moín (respectivamente), reduciendo en 68 megavatios (MW) la capacidad de respaldo para periodos secos, “pese a que sus estudios técnicos indicaban que las unidades eran necesarias y no estaban obsoletas, y que si se retiraban debía restituirse su capacidad para 2024 y contar con planes de contingencia para suplir la necesidad; lo cual no fue efectuado por el ICE”.
Además de esto, el ICE disminuyó el nivel del embalse Arenal al vender energía en el Mercado Eléctrico Regional (MER) durante el último trimestre de 2022, “pese a conocer la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño el próximo año y encontrarse ante un déficit hídrico, lo que implicaba requerimientos de energía adicional en 2023”.
La mayor parte de los contratos de exportaciones de energía generada en las plantas de Arenal y Reventazón se suscribieron en octubre, noviembre y diciembre de 2022, sin considerar la necesidad de conservar el agua del embalse, con el fin de enfrentar las condiciones secas previstas para 2023, se resaltó.
Posteriormente, en octubre de 2023, el ICE inició un proceso de contratación de plantas térmicas de alquiler que le proveyeran de 140 MW de capacidad térmica temporal ante la inminente escasez de energía, en lo cual gastó $82,4 millones, aunque la escasez de energía se había previsto en estudios técnicos de 2020 y 2022 del propio ICE y en un nuevo estudio del ICE que recomendó arrendar capacidad térmica desde ese año hasta 2026.
Las empresas a las que se contrató para que proveyeran estas plantas térmicas de alquiler se atrasaron hasta dos meses, “afectando la capacidad requerida por el Instituto para enfrentar el fenómeno de El Niño”, indicó la CGR.
La Contraloría también identificó que se calcularon mal las estimaciones de generación térmica, exportaciones e importaciones de energía para el cálculo del Costo Variable de Generación (CVG) en el periodo entre enero de 2021 y julio de 2024. La generación térmica real presentó una diferencia promedio de 357% con respecto a las estimaciones del ICE; las importaciones superaron a las proyecciones por un 220% en promedio; las exportaciones mostraron una diferencia promedio de 213%, y se registraron exportaciones en 20 meses en los que se había estimado que no habrían.
Millones de dólares en gastos
De acuerdo con el informe de la Contraloría, el 9 de mayo se dio un racionamiento no programado, cortando 100 MW de servicio eléctrico, lo cual implicó una energía no servida de 165,95 MWh, la cual tiene un valor estimado de $149.000.
El ICE tuvo que alquilar 68 MW adicionales de potencia térmica, incurriendo en un gasto aproximado de $40 millones, lo cual pudo haberse evitado, sI se hubieran atendido los informes técnicos. De ese monto, $21,8 millones ya fueron cargados a las tarifas de 2025 y 2026, mientras que $18,2 millones aún están pendientes, precisó la CGR.
Asimismo, el ICE perdió ¢15 millones de gastos incurridos en el retiro de la unidad 8 de la Planta Térmica Moín y ¢12,000 millones de gasto por pérdida, asociado al monto pendiente por depreciar la inversión en los activos desincorporados, “lo que le impide al ICE recuperar la inversión realizada y reduce sus recursos para nuevos proyectos de generación”.
Pero además, como en octubre de 2023, el ICE decidió reincorporar la unidad 10 de la Planta Térmica Moín a partir del verano de 2025 (la cual había sacado de operación en 2022), ha gastado aproximadamente ¢600 millones en esto, pendientes de ser cargados en tarifas a los usuarios.
“Las imprecisiones en las estimaciones del ICE impactan el cálculo del factor CVG y podrían afectar la toma decisiones de la Administración en cuanto a la gestión de los recursos de generación. Esto repercute en las tarifas eléctricas que pagan los usuarios, ya que si se subestima se pueden generar aumentos futuros debido a la acumulación de costos, y sobreestimaciones provocan costos excesivos para los usuarios”, remató la Contraloría.
