Costa Rica está aumentando el uso del Mercado Eléctrico Regional (MER), un proyecto que también se muestra al alza. Del 2018 al 2021, las exportaciones que Costa Rica realizó al MER pasaron de 308 GWh a 1.001 GWh, siendo la primera vez que el país exportó esa cantidad, con un aumento de un 225% en ese período.
Los datos para el 2022 todavía no permiten una comparación total, ya que el dato remitido por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), a la primera quincena de setiembre, era de 553 GWh.
Pero ya se presentaron evidencias de su importancia para el país, ya que en la reducción de tarifas anunciada por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep), para el último trimestre del 2022 (de un 18% a 1,5%, dependiendo del distribuidor de energía), destacó el efecto de los ingresos que percibió el país al exportar electricidad entre mayo y julio. El monto de exportaciones de ₡19.028 millones se debía trasladar a los usuarios del sistema eléctrico.
Las importaciones presentan un comportamiento diferente (ver gráfico), que alcanzaron su punto más alto en el 2019, ante efectos de un clima más seco que el de años recientes. No obstante, alcanzó una cifra de 339 GWh, que se redujo en los años siguientes para cerrar en apenas 6 GWh en el 2021.
No obstante, los valores percibidos y pagados mostraron un comportamiento más parejo en esos picos. Las importaciones de 2019 requirieron un monto de $46 millones, mientras que las exportaciones del 2021 representaron $53 millones (ver gráfico). Sin embargo, las exportaciones totales de electricidad del 2018 al 2022 fueron más del doble de las importaciones, $153 millones frente a las importaciones de $70 millones.
Valorar el mercado
El gerente de electricidad del ICE, Roberto Quirós, comentó que este mercado regional ha evolucionado de forma importante en los últimos años y representa una oportunidad comercial para Costa Rica. “Todavía hay temas que se deben mejorar, la capacidad de transmisión es una limitante, y hay países del área que no han realizado todas las inversiones necesarias, pero, para nosotros, en los últimos cinco años, se ha vuelto bastante relevante”, dijo.
Destacó que esta oportunidad se refleja en que durante la época lluviosa, cuando el país logra excedentes gracias a su producción hidráulica, es factible buscar colocar esa energía en el MER, mientras que, cuando se presenta una época seca, permite la posibilidad de buscar tarifas más competitivas que las generadas por la producción térmica del país.
Sin embargo, advirtió que se trata de un mercado muy variable, por lo que no puede convertirse en un factor constante para efectos de atender la demanda nacional. “Podemos hacer un símil, si usted va a la feria a comprar tomate a las 6 de la mañana, encuentra el mejor, pero, si va más tarde, no encontrará la misma calidad. EL MER funciona parecido, hay mecanismos contractuales que se pueden aprovechar, pero varían”, dijo.
En una dirección similar se ubicó el expresidente ejecutivo del ICE, Pablo Cob, quien comentó que, cuando se pensó en este mercado, fue para colocar los sobrantes de energía. “No es que siempre se va a encontrar energía barata, es precisamente un mercado, sirve como un apoyo”, expresó.
Cob resaltó que el tema de la seguridad energética nacional obliga a considerar el MER como una oportunidad que se puede utilizar con ciertas condiciones, pero advirtió que el país no debe depender de la oferta del exterior para atender su demanda nacional. “He oído decir que no se van a construir más plantas y que los faltantes se pueden buscar en el mercado regional… eso debería verse cómo evoluciona, puede ser complicado”.
Pensar en el futuro
En ese sentido, las variaciones climáticas pueden representar un factor que afecte a toda la región: aunque los otros países tienen menos porcentaje de energía limpia, un período seco podría generar escasez en toda el área.
Adicionalmente, se debe valorar el tema del crecimiento de la demanda. Las proyecciones del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (Siepac) apuntan a que, en los próximos 20 años, se duplicará la demanda en el istmo. En el caso de Costa Rica, la agenda de electrificar el transporte podría añadir presión al crecimiento habitual.
Al respecto, Quirós señaló que no puede hablar por el futuro de Costa Rica en este aspecto, pero sí puede referirse a que, en el ICE, se trabaja en los ajustes para planificar mejor en los temas de corto plazo, manejo de excedentes y estrategias comerciales, y en la planificación de mayor alcance, sin poner en riesgo la autosuficiencia del país y su seguridad energética.
Precisamente, el tema de la planificación eléctrica del país se perfila como uno de los puntos centrales de la reforma al modelo costarricense que se valora en la Comisión de Energía, en la Asamblea Legislativa. Aunque aún no se tiene una propuesta concreta, la posibilidad de sacar esa planificación del ICE se ha mencionado en este órgano, lo que podría obligar a una revisión integral de este aspecto.
La corriente de la integración eléctrica
El Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (Siepac) se empezó a generar con un acuerdo entre los presidentes de seis países del área, quienes suscribieron en 1996 el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.
Sin embargo, se requirió hasta la finalización de la interconexión entre El Salvador y Honduras, en el año 2002, con lo que se tenían las condiciones para la interconexión de todos los países en el Mercado Eléctrico Regional (MER), compuesto por los agentes de energía de cada uno de los países. Se constituyó una empresa regional, que tuvo a cargo desarrollar el Siepac, cuyo primer circuito se concluyó en el 2014. En la actualidad, tiene 20 tramos de Guatemala a Panamá, que se extienden por 1.800 kilómetros en el istmo.
Las transacciones de energía han evolucionado de 700 GWh en 2013 a 3.100 GWh en 2019. El Siepac suministra actualmente el 6% de la demanda eléctrica regional, y estudios del BID proyectan que podría suplir hasta un 10% en plena capacidad. Y según estimaciones recolectadas por la CEPAL, en el 2020, se calculaba que el MER representaba ahorros de $125 millones anuales para sus integrantes, por el paso de energía cara a electricidad más barata.
La Comisión Regional, encargada de regular las relaciones y fijar las tarifas tiene su sede en Guatemala; la empresa propietaria de la red, entidad público-privada encargada de la operación del sistema, se ubica en Costa Rica; y el ente operador regional, encargado de los despachos de energía y administrador del mercado, está en El Salvador.
El proyecto tiene posibilidades de ampliación: como presidente del Proyecto Mesoamérica, México ha impulsado la integración eléctrica y es accionista con un 11% de la empresa propietaria de Siepac. Además, México mantiene intercambios de electricidad con Guatemala desde el 2010 y se baraja su posible incorporación al sistema a corto plazo.
También Colombia, que desde el 2005 externó su interés con una inversión de $47 millones en Siepac. Y desde el 2021 avanza en un proyecto conjunto de interconexión con Panamá, que se estima en 2023 podría iniciar su construcción. Se valora su posible incorporación a mediano plazo al sistema.
