La combinación de varios factores que enfrentan situaciones de alta tensión conjuran fantasmas del déficit de energía que habían sido exorcizados desde hace años en Costa Rica y que obligaron a las autoridades a tomar medidas de emergencia.
Todavía no se invocan las medidas más severas como racionamientos, pero la posibilidad de incrementos importantes en las tarifas son probabilidades cada vez mayores, dado que las respuestas a corto plazo implican un uso mucho mayor de la energía térmica, que en el 2023 finalizó con un aporte de 608.066 megavatios hora (MWh) a la demanda energética nacional, la mayor cifra desde el 2014.
Sin embargo, acciones como el estancamiento en el aumento en la capacidad instalada y el desarrollo de otras energías limpias, como la geotérmica, la eólica y la solar han incrementado la dependencia de la energía hidráulica, que ahora enfrenta el desafío de un verano particularmente seco, producto del fenómeno climatológico de El Niño.
Así, los fantasmas de una planificación limitada por cuestiones financieras en el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la sombra de tarifas afectadas por retomar la energía térmica como complemento de la energía hídrica y la necesidad de atender una demanda que repunta, presionan al sistema energético.
En esta dirección, el Gobierno emitió la directriz 031-MINAE el pasado 15 de enero, en la que se indica que el Poder Ejecutivo debe tomar “medidas preventivas y paliativas de urgencia”. Empero, un mes después, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep), no ha conocido este “tema urgente”.
Suma de factores bajo tensión
UNIVERSIDAD consultó sobre esta situación al ICE, pero a pesar de que se envió la consulta desde hace un mes, no se recibió ninguna respuesta.
Exfuncionarios de la entidad coinciden en que varios elementos de cuidado están coincidiendo. Pablo Cob, expresidente ejecutivo, resaltó que el embalse Arenal es la “gran batería” para respaldar el sistema eléctrico, pero que ha bajado a niveles preocupantes. “Ahora estamos en un punto en que hay temor de que pueda faltar la energía, lo peor que puede pasar, porque la energía térmica es más cara, pero lo más costoso es no tener electricidad”, dijo.
Javier Orozco, exdirector de planificación del ICE, también resaltó la importancia de “guardar” el agua de Arenal, por lo que, aunque el costo de recurrir a energía térmica sea mayor, es estratégico reservarlo para la parte más seca del verano, que precisamente se aproxima.
“Hay varias situaciones que suceden, en mi criterio. Ha habido un atraso en la construcción y contratación de nuevas plantas, estamos atravesando un fenómeno climático más que seco, y el crecimiento de la demanda se está moviendo cerca de los escenarios más altos”, comentó Orozco.
Cob coincidió en que la demanda de energía se ha vuelto un factor al alza, y resaltó que se unió a una tendencia a tratar de eliminar las plantas térmicas. “Por dicha no quitaron plantas que pensaban eliminar, porque estaríamos más complicados”, dijo.
En ese sentido, las autoridades podrían haber bajado la guardia tras la ilusión de años con muchas lluvias, que mantuvieron rebosantes los embalses e incluso permitieron las exportaciones de energía.
Entretanto, se empezó a desmantelar la capacidad térmica —del 2018 al 2023 se redujo en un 33%, como si fuera imposible que las lluvias escasearan— y se detuvo el desarrollo de otras fuentes de energía limpia, como la solar (desde 2017), la eólica (2018) y la geotérmica (2019) (Ver recuadro).
Empero, hay otros elementos sobre la mesa: Cob resaltó que la directriz, que es un decreto, apuntó a utilizar la coyuntura para fomentar mucho la generación privada. Es una tendencia que se presenta desde hace algunos meses, pero, según Cob, ahora se aprovecha una situación estacional para generar disposiciones “muy abiertas”.
Debe recordarse que, en diciembre, la Contraloría alertó sobre la posibilidad de que compras de energía realizadas a generadores privados que ya tenían contratos se realizaron con condiciones “poco transparentes” y que se podrían haber realizado pagos de más de $3,6 millones.
Entretanto, la situación evoca los fantasmas de importantes aumentos de precios. “Creo que podemos tener un impacto fuerte en las tarifas. Ya en el 2023 gastamos mucho más en combustibles, pero el ICE pidió diferir costos al 2024”, expresó Orozco.
Además, debe considerarse que el ICE recurrió a alquilar dos plantas térmicas, en un proceso iniciado el año pasado, para tener un seguro adicional. Esto reduce las posibilidades de un faltante, pero aumenta el componente térmico en la fórmula y, de nuevo, incide en los precios de la electricidad.
Embalse Arenal profundiza alerta
El embalse del lago Arenal, en San Carlos, es la gran reserva del sistema eléctrico de Costa Rica. Sin embargo, para el año 2023, alcanzó el nivel de metros sobre el nivel del mar más bajo en cerca de 18 años de registros, con solo 532 metros, en junio.
Y aunque logró la recuperación que suele aportar en el segundo semestre, la época lluviosa finalizó en diciembre con un registro de 538 metros, igualando la peor marca desde el 2006 para ese mes, que se reportó en el 2019 (ver gráfico “embalse Arenal”).
El inicio del 2024 no ha resultado promisorio: según los reportes de Estado de la Generación del Sistema Eléctrico Nacional, de la División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE), desde enero a la fecha, el comportamiento en el nivel del embalse está por debajo de la programación anual de hidrología media, alrededor de un metro por debajo del nivel esperado.
La perspectiva es preocupante, dado los pronósticos del clima que vaticinan un creciente déficit de precipitaciones lluviosas, lo que dificultaría la recuperación del embalse, y limitaría las posibilidades de usarlo, precisamente ante la reducción del aporte de la energía hidráulica. Al punto que el Ministerio de Ambiente, en la directriz 031-MINAE, calcula que se requerirán de “al menos dos inviernos para recuperar los niveles óptimos”.
Amenaza por déficit de lluvias aumenta
Los efectos del fenómeno climatológico El Niño se esperan desde hace tiempo, al punto que la Comisión Nacional de Emergencias (CNE) declaró alerta amarilla desde el 18 de octubre del año pasado, ya que en todos los territorios del país se reportaba un déficit de lluvias. Se esperaban altas temperaturas y reducción en las precipitaciones de lluvia hasta abril o mayo del 2024.
Sin embargo, los pronósticos del Instituto Meteorológico Nacional (IMN) divulgados en enero, que apuntaban a un déficit de lluvias de alrededor del 15% de los meses de febrero a abril, fue seguido por un reporte en febrero en el que se estimó un déficit de un 20% —principalmente en la vertiente del Caribe— en los meses de marzo a mayo.
En esos mismos reportes estacionales, el IMN identificó que los faltantes de lluvias que se presentaron en diciembre recrudecieron en enero. Se pasó de cinco regiones con déficit de lluvias (Zona Norte Oriental, Caribe Norte, Caribe Sur, Valle Central y Pacífico Norte), a siete (Se sumaron Pacífico Central y GLU —Guatuso, Los Chiles y Upala—). Únicamente el área de Pacífico Sur evitó el faltante.
Adicionalmente, el déficit de lluvias se profundizó, de los niveles de hasta -74% en diciembre, a los rangos de hasta -87% en enero (ver gráfico: “déficit de lluvias”).
Repunte de la demanda presiona
La demanda de energía eléctrica se había acostumbrado a crecer a bajos umbrales, lo que permitió un respiro y un colchón al sistema eléctrico nacional, al no tener que preocuparse por aumentar su capacidad de generación durante varios años. Sin embargo, es una ecuación que se está agotando.
Del 2015 al 2018, el ritmo de crecimiento de la demanda se redujo del 3,3% a un 0,8%. En ese período, la capacidad instalada del sistema aumentó de un 6,3% a un 13% en el 2016, y aunque en 2017 y 2018 desaceleró a 1,8% y a 2,4%, se mantuvo por encima del paso de la demanda.
Empero, desde el 2019, el desarrollo de la capacidad instalada ha sido negativo o casi nulo, mientras la demanda se reactivó y mostró rendimientos superiores, salvo la excepción del 2020, cuando se contagió de la crisis del COVID-19 (ver gráfico: “repunta demanda…”).
Este repunte de la demanda también fue citado en la directriz 031-MINAE como uno de los elementos que motivaron la reacción del Poder Ejecutivo, al indicar que en el Plan de Expansión de la Generación del ICE 2022-2040 para el 2024 se esperaba un crecimiento de la demanda de 2,7%, sin embargo, los datos de la DOCSE sugirieron incrementos de la demanda superiores al 5%.
Datos del Banco Central refuerzan esta noción, al mostrar que las ventas relacionadas con electricidad mostraron un incremento porcentual interanual superior a partir del segundo semestre del año pasado (ver gráfico: “ventas de energía eléctrica”).
Energía térmica, a un costoso rescate
La energía térmica se volvió menos visible en los pasados años, pero en el 2023 recuperó terreno y para el 2024 se perfila como protagonista, aunque ello implicará un aumento en los costos de generación.
Luego del 2014, en el que representó un 10% de atención de la demanda, la energía generada a partir de combustibles en Costa Rica descendió a niveles de menos de un 1%, con lo que se logró reforzar la imagen de un país que producía un 99% de su electricidad con fuentes limpias.
No obstante, en el 2023, su presencia retornó a un 4,9% de la demanda atendida, que se eleva a un 8,7% si se considera la energía importada. (ver gráfico: “Energía térmica + importada”). Es decir, el porcentaje de energía generada por combustibles casi retornó a los niveles del 2014.
Empero, para el inicio del 2024, datos del DOCSE muestran que el porcentaje de generación térmica llegó a niveles de un 20% (ver gráfico: “porcentaje de uso…”).
Este rango deberá reducirse conforme se promedie con otros días, pero debe tomarse en cuenta que, si la estación seca continúa su rigor, no solo se mantendrá el nivel de energía térmica, sino que el ICE recurrirá a plantas de alquiler térmicas, que ya se contrataron.
Crecimiento de otras energías sin corriente
Años de lluvias intensas atizaron la ilusión de que Costa Rica era un paraíso de energías limpias, lo que a la postre terminó por paralizar el desarrollo que estaban presentando las otras energías limpias.
La energía solar tuvo un importante salto en el 2017, cuando pasó de una capacidad instalada de 1.000 MW a 5.400 MW, y desde entonces quedó congelada en su crecimiento, representando apenas un 0,15% de la capacidad instalada, y sin superar un 0,08% de la demanda atendida.
La energía eólica logró un crecimiento constante del 2014 al 2018, cuando pasó de 196.460 MW a 407.770 MW, lo que le permitió ascender de un 5,4% a un 11,2% de la capacidad instalada. Pero, desde entonces, se estancó en esos niveles de 11%, y aunque logró representar un 16% de la demanda atendida en el 2018, desde entonces se redujo su participación, hasta un 13% en el 2023.
La energía geotérmica tuvo un proceso diferente, aunque terminó también en paralización. En el 2014, representaba casi un 8% de la capacidad instalada, con 217.460 MW. Pero decayó hasta niveles de un 5% del 2016 al 2018, para recuperarse en 2019 con una capacidad de 261.860 MW. Desde entonces, se ha mantenido en esos niveles, para representar un 12% de la demanda atendida en el 2023.
La falta de corriente se ha reflejado en la incapacidad para introducir nuevos proyectos, a pesar de que estaban en el plan de expansión de la generación del ICE: por ejemplo, la planta geotérmica Borinquen I estaba prevista para incorporarse al sistema eléctrico en el 2021, pero problemas financieros obligaron a retrasarla y apenas se espera que funcione en el 2027. Situaciones similares han ocurrido con la energía solar, como la planta Valle Escondido, que el ICE esperaba incorporar al sistema en el 2021, pero cuyo desarrollo se complicó con dos diferentes empresas que no lograron cumplir los plazos, por lo que el contrato se disolvió.
Importaciones, un salvavidas limitado
Las importaciones de electricidad fueron vistas hasta hace muy poco tiempo como un salvavidas en caso de tener problemas con la generación de energía. El presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña, declaró ante la comisión que estudia las reformas para el marco regulatorio de la energía que existía una sobreinstalación de energía en la región, y anunció que el ICE planeaba retirar 226 MW de generación térmicas, para reducir las tarifas, porque permanecían apagadas y solo se usaban en época de verano.
Las cifras revelan que desde el 2020, la capacidad instalada térmica se redujo en casi un 20%. Eso coincide con el auge de las exportaciones de Costa Rica al Mercado Eléctrico Regional (MER), —87% ese año— lo que brindó una sensación de que la energía sobraba, e incluso, en caso de necesidad, se podría recurrir al MER para obtener respaldo (ver gráfico: “Comercio de Costa Rica en el MER”).
Sin embargo, el auge de la energía se evaporó en el último año, en el que las importaciones aumentaron más de un 700%, y las exportaciones se redujeron a 209 MW, según datos del MER.
El problema es que la opción del Mer es similar para el resto de Centroamérica, con países que también requieren de importar energía, lo que deja el margen para esta alternativa como una opción costosa y limitada.
