Especialistas del TEC advierten que reforma eléctrica requiere una reglamentación técnica sólida

Aunque el proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, expediente 23.414, fue retirado de la corriente legislativa, el debate sobre sus posibles implicaciones técnicas, institucionales y tarifarias continúa vigente.

La iniciativa plantea la creación del Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN) y una redefinición del papel del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) dentro de un mercado eléctrico abierto a la competencia privada.

Especialistas del Tecnológico de Costa Rica (TEC) advierten que una eventual reforma requiere una reglamentación técnica sólida y salvaguardas claras para evitar riesgos en la operación del sistema, la seguridad del suministro y las tarifas que pagan los usuarios.

Para Gustavo Adolfo Gómez Ramírez, docente, investigador y consultor en sistemas eléctricos de potencia del TEC, el principal desafío no es necesariamente la apertura del mercado, sino la forma en que se diseñe y regule la transición.

"El proyecto está motivando un cambio de ente técnico a un ente político", afirma el especialista.

Gómez considera que la iniciativa carece de criterios de reglamentación suficientes para garantizar una operación segura, eficiente y equitativa del sistema eléctrico.

Actualmente, el ICE concentra funciones relacionadas con la planificación, operación y despacho del sistema bajo una lógica de optimización integrada. De acuerdo con los especialistas, esta estructura ha permitido al país mantener una cobertura eléctrica prácticamente universal y una matriz de generación superior al 95 % renovable.

Trasladar funciones genera una ventana de vulnerabilidad

Carlos Mauricio Segura Quirós, profesor e investigador de la Escuela de Ingeniería Electrónica del TEC y coordinador del Laboratorio de Sistemas Electrónicos para la Sostenibilidad (SESLab), considera que trasladar funciones del Centro de Control de Energía del ICE a un nuevo ente representa uno de los principales riesgos de la propuesta.

"El Centro de Control de Energía del ICE posee décadas de experiencia empírica y predictiva sobre el comportamiento de la red nacional e interconectada. Trasladar estas funciones a un nuevo ente genera una ventana de vulnerabilidad operativa crítica", explicó.

Segura sostiene que una alternativa sería fortalecer al ICE en el ámbito administrativo y dotarlo de tecnologías de almacenamiento energético, como sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), en subestaciones estratégicas de la red de transmisión.

Los especialistas también llaman la atención sobre el contexto energético que enfrenta Costa Rica. Gómez señala que el ICE lleva varios años sin construir nuevas plantas hidroeléctricas, mientras la demanda eléctrica continúa creciendo debido al desarrollo económico del país.

A esto se suman factores climáticos que pueden afectar la generación hidroeléctrica, especialmente durante períodos secos asociados con fenómenos como El Niño.

"Una realidad es que las instituciones públicas van a necesitar del apoyo de la empresa privada para poder aportar en la generación de electricidad. Eso es un tema que en muchas estructuras de muchos países es una realidad, se vea como se vea", comentó Gómez.

El especialista considera que el sistema actual tiene limitaciones y que una reforma podría contribuir a que Costa Rica responda con mayor rapidez al crecimiento de la demanda.

Infraestructura: otro desafío para la competencia

Carlos Segura también advierte que la infraestructura eléctrica existente también representa un reto para un mercado con una mayor cantidad de participantes.

"Basta con observar algunas regiones del país que experimentan fluctuaciones severas de voltaje durante los transitorios de transferencia entre distintas fuentes de generación. Si hoy en día se sufren estas deficiencias, el panorama a futuro resulta alarmante ante un escenario con una mayor cantidad de actores e interconexiones en la red", afirmó.

Por ello, considera necesario que cualquier proceso de apertura esté acompañado de inversiones y reglas técnicas que permitan garantizar la estabilidad del sistema.

Gómez, por su parte, considera que, si se avanza hacia un mercado eléctrico con mayor competencia, debe existir una regulación robusta.

"Cualquier servicio público que se abra a la libre competencia tiene que tener un ente regulador. Eso es definitivo, sobre todo cuando hay libre competencia, porque pueden privar ciertos intereses que pongan en riesgo operativo y técnico al sistema eléctrico", explicó el especialista.

De acuerdo con la propuesta, ECOSEN asumiría funciones que actualmente corresponden al Centro Nacional de Control de Energía. El ICE, en ese escenario, se convertiría en uno de los operadores del sistema, aunque mantendría una participación relevante.

Gómez describe a ECOSEN como un "ente orquestador" que tendría que garantizar la continuidad, confiabilidad, resiliencia y flexibilidad del sistema. Segura, por su parte, advierte que separar la planificación y operación del sistema de la propiedad y mantenimiento de los activos podría introducir un riesgo operativo estructural.

Según el especialista, el ICE podría terminar convertido en un "proveedor pasivo de respaldo", responsable de mantener condiciones como el voltaje y la frecuencia durante contingencias, pero sin controlar directamente el despacho.

La reglamentación y el criterio técnico serán determinantes

Para Gómez, una ley no puede establecer por sí sola todos los detalles técnicos de un mercado eléctrico.

"Una ley de 39 páginas no puede contemplar todos los aspectos, eso es definitivo, porque si no tendría que ser un Superman de ley. Pero sí, la reglamentación tiene que definir muchos aspectos técnicos", señaló.

El experto considera que los reglamentos deberían ser elaborados por profesionales con experiencia práctica en el sector eléctrico y no únicamente por personas con formación académica.

También advierte que Costa Rica no debería copiar de manera automática modelos utilizados en otros países, debido a las particularidades de su sistema eléctrico.

Otro de los puntos señalados por los especialistas es el despacho económico de la electricidad. Gómez reconoce que priorizar las fuentes de menor costo puede contribuir a reducir las tarifas, pero considera que este criterio no debe aplicarse de manera absoluta.

Costa Rica cuenta con una alta participación de fuentes renovables variables, como la solar y la eólica. En determinadas circunstancias, una planta hidroeléctrica podría tener un costo mayor, pero aportar estabilidad y capacidad de respaldo al sistema.

"El criterio técnico tiene que imperar sobre el criterio económico siempre. No nos podemos dar el lujo de tener apagones por priorizar criterios económicos", comentó el especialista.

Además, el experto también considera necesario que la reglamentación incentive el desarrollo de nuevas plantas solares y eólicas.

"Costa Rica nunca puede perder el norte verde que nos ha caracterizado. Eso no se puede perder", afirmó Gómez.

El proyecto menciona el almacenamiento energético, pero los especialistas consideran que no desarrolla con suficiente profundidad la forma en que estas tecnologías deberían integrarse al sistema.

Segura destaca la importancia de los sistemas BESS para estabilizar la frecuencia de la red, reducir la dependencia de la generación hidroeléctrica durante la época seca y facilitar una mayor incorporación de energía solar y eólica. Los expertos coinciden con esta visión y plantea que una infraestructura robusta de almacenamiento permitiría utilizar la generación hidroeléctrica como respaldo de fuentes renovables variables.

En el TEC ya se desarrollan proyectos relacionados con esta tecnología, incluido el aprovechamiento de baterías de segunda vida provenientes de vehículos eléctricos para almacenamiento electroquímico.

Más operadores también implican mayores riesgos de ciberseguridad

La apertura del mercado también plantea desafíos en materia de ciberseguridad. Segura señala que una mayor cantidad de operadores e interconexiones puede ampliar la superficie de ataque del sistema eléctrico.

"Al multiplicar los operadores, aumentan también los vectores de ataque o puntos de ingreso, lo que eleva tanto el riesgo como la probabilidad de fallos en la seguridad", explicó.

Desde su perspectiva, una alternativa sería fortalecer el modelo existente y mantener una coordinación centralizada que permita responder de manera rápida ante eventuales incidentes.

La incorporación de una mayor cantidad de pequeños generadores privados también modificaría el funcionamiento de las redes de distribución.

Entre los desafíos mencionados están los flujos bidireccionales de potencia, la intermitencia y una mayor complejidad en la coordinación de las protecciones eléctricas.

"El desafío principal radica en que toda la carga técnica, operativa y económica de esta reestructuración recaerá directamente sobre el distribuidor; es decir, sobre el ICE", afirmó Segura Quirós.

Costa Rica cuenta con infraestructura que le permite participar en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Sin embargo, Segura considera que la fragmentación institucional podría complicar la coordinación ante contingencias que involucren a varios países y operadores.

El especialista advierte que una falla en cascada proveniente del MER podría trasladar sus consecuencias a los usuarios nacionales si no existen mecanismos adecuados de coordinación y respuesta.

Chile y España muestran otros caminos

Los especialistas comparan el modelo costarricense con los de Chile y España, dos países que han desarrollado mercados eléctricos con mayor participación privada y diferentes niveles de regulación.

Chile destaca, según Gómez, por la expansión de las energías renovables y el desarrollo de sistemas de almacenamiento. La geografía del país, con grandes distancias entre zonas de generación y centros de consumo, impulsó importantes inversiones en transmisión y almacenamiento. España, por su parte, combina competencia, regulación e integración energética regional.

Para Gómez, una de las principales diferencias está en la flexibilidad institucional.

"Siempre el tema va a ser que nosotros tenemos la plata, pero no tenemos la flexibilidad. Eso es lo que carcome a nuestras instituciones; tenemos una burocracia muy fuerte y muy consolidada".

El especialista considera que una mayor flexibilidad podría permitir al país responder con mayor rapidez ante nuevas necesidades de generación, como la llegada de industrias con elevados requerimientos de electricidad.

¿Quién asumiría el costo de la apertura?

Uno de los principales cuestionamientos de Segura está relacionado con las tarifas.

El especialista explica que los costos fijos de la red deben distribuirse entre la energía que se vende. Si los grandes consumidores industriales migran al mercado competitivo, las empresas distribuidoras podrían perder parte de sus clientes de mayor consumo y, al mismo tiempo, mantener los costos asociados con miles de kilómetros de redes.

"Las distribuidoras perderán a sus abonados de mayor consumo y rentabilidad, pero mantendrán intactos los costos fijos de operar miles de kilómetros de redes en zonas rurales dispersas. Por simple aritmética financiera, esto ejercerá una presión al alza sobre las tarifas de los usuarios residenciales y rurales", comentó el especialista.

Segura considera que el principio de servicio universal requiere una regulación asimétrica sólida. A su criterio, si el Fondo de Servicio Universal resulta insuficiente o los peajes de transporte no se calculan adecuadamente, parte del costo de la apertura podría trasladarse a los hogares y al sector agropecuario.

Gómez también llama la atención sobre la experiencia internacional y señala que los modelos liberalizados de Chile y España no necesariamente han significado una reducción permanente de las tarifas para los consumidores.

Datos de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) citados en el análisis ubican a Costa Rica en una posición intermedia dentro de Centroamérica para un consumo residencial de 200 kWh mensuales. El país registra tarifas inferiores a las de El Salvador y Honduras, pero superiores a las de Panamá y Nicaragua.

Los especialistas consideran que una eventual aprobación de la reforma también generaría una necesidad de profesionales especializados en mercados energéticos, regulación y operación de sistemas eléctricos. Segura advierte que Costa Rica tendría que preparar nuevos cuadros técnicos capaces de diseñar, regular y auditar el mercado mayorista.

En ese escenario, las universidades públicas tendrían un papel relevante en la formación de profesionales especializados y en la generación de conocimiento para respaldar las decisiones del país.

"El TEC, en su condición de universidad pública especializada en ciencia y tecnología, tiene la obligación ética y técnica de constituirse en el árbitro técnico y el faro científico del debate", sostuvo Segura.

Aunque el expediente 23.414 fue retirado de la corriente legislativa, los especialistas consideran que las discusiones sobre la modernización del sistema eléctrico continuarán.

Para ambos expertos, cualquier futura reforma deberá encontrar un equilibrio entre competencia, inversión, sostenibilidad, estabilidad operativa y protección de los usuarios. En ese proceso, sostienen, la reglamentación técnica será tan determinante como el contenido de la propia ley.