ICE licita modernización de planta éolica Tejona por más de $75 millones
Procura ampliar capacidad de generación a partir de 2026, según proyecta instituto.
Plante Eólica Tejona, ubicada en Tilarán de Guanacaste. Cortesía ICE
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) publicó a través del Sistema Integrado de Compras Públicas (Sicop) la solicitud de contratación por más de $75 millones para el diseño y la construcción de la "repotenciación" de la Planta Eólica Tejona.
El proceso se promueve desde el 28 de febrero pasado. La instalación está localizada en las partes altas del cantón de Tilarán, en Guanacaste, y opera desde 2002.
Según el ICE, en la actualidad el inmueble tiene una potencia de 13,2 megavatios (MW) y durante 2023 produjo 31,12 gigavatios hora (GWh).
El instituto licita la contratación bajo la figura de licitación mayor. El objetivo es alcanzar una capacidad instalada de 42 MW y contar con 14 aerogeneradores nuevos.
"La incorporación de la Repotenciación de la Planta Eólica Tejona al sistema en el año 2026 reduce los costos de expansión del país con respecto a la actualización de corto plazo del Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040 (PEG) en $4 millones a diciembre 2022. Los costos de inversión se reducen ante la menor necesidad de instalaciones solares. Los costos operativos por generación térmica también reflejan una reducción ante un mejor perfil de generación para la época seca", justificó el ICE, ante Sicop.
El Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040 del ICE toma como referencia los siguientes planes nacionales, vigentes al momento de la preparación: Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública 2023-2026 (PNDIP); Plan Estratégico Nacional 2050 (PEN), VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 (VII PNE) y su actualización para el período 2019-2030.
"De acuerdo con la normativa interna, la Dirección de Planificación y Sostenibilidad realizó las etapas de la fase de pre-inversión para el Proyecto Repotenciación del Parque Eólico Tejona, concluyendo que el proyecto tiene viabilidad técnica, ambiental, económica, financiera y riesgo", expuso el instituto.
Según lo indicado en la actualización del Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040 del ICE para la atención de la demanda, se requiere incluir en el sistema eléctrico, 100 MW de energía eólica entre el 2025 y el 2027.
El viento es el tercer recurso en aporte a la matriz eléctrica costarricense. El año pasado representó el 12,24% de la producción nacional, por detrás del agua y la geotermia.
El Estado cuenta con dos plantas eólicas: Tejona, propiedad del ICE, y Valle Central (Santa Ana), de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL).
Tejona se suma a otros proyectos renovables impulsados por el Instituto, como el geotérmico Borinquen I (en Liberia) y el hidroeléctrico Fourth Cliff (en Siquirres).
La generación eólica es la tercera más importante para el país. Cortesía ICE
Apuros y pocas lluvias
La escasez de lluvias que enfrenta el país producto del fenómeno de El Niño, obligará al ICE a continuar echando mano de la generación térmica (búnker y diésel) para producir energía eléctrica.
En 2023, después de 8 años, la generación térmica anual en promedio alcanzó el 8% de la matriz energética nacional.
La Intendencia de Energía de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep) indicó que con base en las proyecciones hechas por el ICE para este 2024, la generación térmica alcanzaría los ₡96 mil millones.
"De acuerdo con los pronósticos y las estimaciones disponibles se prevé que durante el primer semestre sea igualmente seco al 2023, razón por la cual el ICE deberá generar energía térmica: usará plantas propias que usan búnker, y nuevas plantas alquiladas, licitadas el año pasado, que funcionan con diésel", detalló la autoridad reguladora.
El fenómeno climático El Niño durante el año 2023 condujo a un aumento en las tarifas eléctricas aplicables al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a partir del 1 de enero de 2024 para garantizar la demanda nacional de energía y evitar apagones.
A solicitud del ICE, la Aresep y el Centro de Desarrollo de Regulación (CDR) tramitó una reforma parcial a la metodología tarifaria que desde 2019 sustenta la fijación y la actualización del Costo Variable de Generación (CVG).
"Esta reforma parcial, en lo fundamental, introduce 2 cambios: primero, la posibilidad de que los montos pendientes de reconocer al ICE, relacionados con la generación térmica del 2023, se recuperaran en un plazo máximo de hasta 24 meses. Y, segundo, que la estimación del factor CVG, así como su liquidación, que se venía realizando de manera trimestral, se realizara de manera anual a partir de 2024″, apuntó la institución.
Al respecto, la Aresep analiza la información trimestral que las empresas eléctricas deben remitir, y realizará un seguimiento riguroso de todas las variables que determinan el CVG.
Este monitoreo es necesario porque en el 2025 se debe actualizar el cargo por CVG, el cual estará determinado por:
– La inclusión de ¢43 mil millones pendientes de reconocer al ICE, por la generación térmica que realizó en 2023.
– La inclusión de cualquier desvío que se genere en las proyecciones de generación térmica del 2024, estimada en ¢96 mil millones.
– La inclusión de las proyecciones de generación térmica para el 2025.
Las 8 empresas distribuidoras de energía eléctrica son: ICE, Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), Empresas de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (Jasec), Coopesantos R.L., Coopelesca R.L., Coopealfaroruiz R.L. y Coopeguanacaste.
