Por primera vez en la última década, cuatro de los cinco embalses del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) registraron niveles por debajo de lo programado en el primer cuatrimestre, en medio de uno de los veranos con mayor déficit de lluvias de los últimos meses.
Los reportes de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE) del ICE indican que los niveles de los embalses de Arenal, Cachí, Pirrís y Reventazón, para abril, se encuentran por debajo de lo programado; únicamente el embalse de Angostura se encuentra dentro de la programación anual.
En el caso de Arenal, registra un nivel de 534 metros, cuando la proyección era de 537 metros. Cachí registra 978 metros, frente a una proyección de 986 metros; mientras que Pirrís alcanzaba un nivel de 1.118 metros, ante uno esperado de 1.204 metros; y Reventazón reportaba 254 metros, en contraste con la programación de 262 metros. Angostura sí se mantenía dentro del rango proyectado, con 575 metros (ver tabla).
En los cuatrimestres anteriores, desde el 2014, la mayor cantidad de embalses que se encontraban por debajo de la programación fueron solamente dos.
Adicionalmente, estas represas enfrentan una de sus mayores reducciones. Se trata de una merma habitual en el primer cuatrimestre, dada la época de verano. Sin embargo, el efecto del fenómeno del Niño, que generó un déficit de lluvias entre un 15 y 20% en los primeros meses, contribuyó a profundizar este efecto, al grado de que Pirrís y Cachí registraron las mayores caídas en su nivel, de enero a abril (-7% y -1,1%), mientras que Reventazón, el segundo más alto (-3,4%).
El que las lluvias estén tocando las puertas indudablemente representa un alivio (el Instituto Meteorológico Nacional pronosticó que la temporada lluviosa se adelantaría una semana), pero no implica una recuperación inmediata: el año pasado, Arenal requirió de ocho meses para superar la caída del primer cuatrimestre.
La presión de la demanda
Al desgaste en los embalses se debe sumar la presión de la demanda de energía, que en este año está comportándose al alza.
De hecho, fue uno de los factores que motivó al Gobierno a emitir el decreto 031-MINAE, a manera de directriz, para mitigar el efecto de los fenómenos climáticos sobre el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el 15 de enero de este año.
Además de la mención de los factores climatológicos, el decreto citó que se esperaba un crecimiento de la demanda de electricidad de un 2,7% para el 2024, pero que los primeros datos del DOCSE sugerían un incremento de la demanda en alrededor de un 5%.
Sin embargo, el cierre del mes de enero —último reporte mensual disponible en el DOCSE— superó esta estimación por bastante más: se reportó un aumento de un 7,9%, con lo cual superó los promedios de alrededor de 5% en los 7 meses anteriores (ver gráfico).
El precio de la sequía
Otro elemento que se presenta en este panorama tiene que ver con el enorme crecimiento de la generación térmica, que se ha convertido en el salvavidas de la generación eléctrica.
La generación mediante combustibles fósiles representó un 10% de la producción de energía en el 2014 y, desde entonces, Costa Rica logró reducirla a menos de un 1%, hasta que el año pasado,que representó alrededor de un 5% y que crecía a un 8,7% si se le sumaba lo representado por las importaciones del Mercado de Electricidad Regional (MER).
En este primer cuatrimestre, los datos del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), reportan que, luego de alcanzar niveles de más de un 10% en la primera semana de enero, la participación de la energía térmica se ubicó en un rango de alrededor de un 20% desde entonces.
Este porcentaje deberá matizarse conforme las lluvias permitan reducir la proporción de las plantas térmicas, pero deberán haber dejado un impacto en la factura del ICE, que ha tenido que alquilar plantas térmicas que funcionan en Moín y Garabito.
UNIVERSIDAD consultó al ICE sobre el impacto que tendrá en las finanzas de la institución recurrir a esta alternativa, o si valoran solicitar un ajuste extraordinario en las tarifas de electricidad (el cambio en la metodología tarifaria implica que la tarifa del 2024 se fijó una sola vez y, en principio, se revisará hasta el próximo período).
Asimismo, se consultó si existía alguna revisión de la situación relacionada con la reducción de los embalses. Sin embargo, al cierre de la edición, no se había recibido ninguna respuesta.
UNIVERSIDAD también consultó al Ministerio de Ambiente (Minae) sobre las acciones relacionadas con el decreto 031 MINAE, en el que se estableció un período de tres meses para que diferentes entidades, desde la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep) a empresas de generación de energía, presentaran propuestas para enfrentar los desafíos climáticos. Desde el ministerio indicaron que la consulta se está tramitando.
Empero, resulta oportuno indicar que, desde la misma directriz, advertía dos aspectos: que el efecto de los fenómenos climáticos requerirían al menos de dos inviernos para recuperar los niveles óptimos de los principales embalses, y que las diferentes instituciones debían proponer instrumentos para optimizar los recursos de la generación.
Esto incluía “propuestas de nuevos esquemas tarifarios” como una posibilidad para considerar.
Todo este escenario fue antes de que el verano empezara a concretar su amenaza de sequía, que ahora podría obligar a una nueva puesta al día.