Generación privada ¿obligación o mala planificación del ICE?
Costo en algunas plantas es menor al promedio que paga el sector privado
Setiembre de 2013: En el país todavía se discutía la posibilidad de construir una gran planta hidroeléctrica en la zona sur porque se consideraba que era la única forma de satisfacer la creciente demanda futura de electricidad. Los esfuerzos del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) estaban dirigidos a sumar nuevas fuentes para evitar caer en una nueva crisis como la sufrida seis años antes y debido a las dudas en torno a poder desarrollar Diquís.
En ese contexto, el 18 de setiembre de ese año el ICE firmó un acuerdo de entendimiento con la Junta Administradora de Servicios Eléctricos de Cartago (Jasec) para que esta empresa construyera por su cuenta un proyecto hidroeléctrico en la provincia. Desde entonces, Torito 2 había venido superando cada una de las etapas, hasta este año, cuando sin razón aparente, la entidad sacó el proyecto de su plan de expansión.
La noticia ha causado la preocupación de la empresa cartaginesa que ahora se pregunta qué sucederá con los $17,5 millones invertidos hasta ahora.
Mientras esto ocurría, el gobierno en conjunto con el ICE tuvieron que correr para adelantar la entrada en operaciones del proyecto geotérmico Las Pailas II, para poder hacer frente a los requerimientos inmediatos de energía producto de la época seca.
El problema parece ir más allá de las simples coincidencias y apunta más bien a posibles errores de planificación debido – según denunció el legislador liberacionista Luis Fernando Chacón- a "malas decisiones que han venido tomando los jerarcas del ICE".
Un sector de la política costarricense pretende achacar el problema de las finanzas del ICE a una supuesta obligación que tiene la entidad a comprar energía a empresas privadas, dejando de lado las inversiones propias, así como de sus subsidiarias cooperativas y empresas rurales.
Diputados como Paola Vega de Acción Ciudadana y José María Villalta del Frente Amplio, han hecho este cuestionamiento directo. Vega incluso señaló el jueves pasado en la Comisión de Ingreso y Gasto de la Asamblea que el problema se origina en la directriz 15-2011 del Minae que obliga al ICE a comprar el tope máximo de generación eléctrica privada, permitida en la ley 7.200, que es de un 15% de la potencia total instalada en el país, extensiva a un 15% adicional.
[accordionset][accordionx heading='Esto dice la directriz 15-2011 Minae']Solicitar al ICE que presente ante el Rector del Subsector Energía, en un plazo máximo de dos meses, un plan para la implementación de proyectos de generación eléctrica de limitada capacidad, en el marco de la Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, de modo que se complete, a la brevedad posible, el porcentaje de participación privada que esta ley permite para el desarrollo y puesta en operación de proyectos de generación renovable de hasta 20 MW.[/accordionx][/accordionset]
[accordionset][accordionx heading='Esto dice el artículo 13 de la Ley 7.200′]El Instituto Costarricense de Electricidad estará facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica, como parte de su actividad ordinaria. Estos contratos deberán ser ratificados por el Servicio Nacional de Electricidad, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley de Nacionalización de Aguas, Fuerzas Hidráulicas y Eléctricas, No. 258 del 18 de agosto de 1941 y sus reformas.[/accordionx][/accordionset]
Sin embargo, según la Asociación de Cogeneradores Privados (Acope), esta normativa aplicaba para ese momento dadas las necesidades del mercado, y no supone una obligación expresa al ICE, por cuanto la ley es clara en señalar que la necesidad de alcanzar los topes son "según las necesidades del sistema"; es decir, sólo si existiese necesidad de realizar las compras.
"El texto dice que el ICE estará ‘facultado' para suscribir contratos, entonces lo que tiene el ICE es una facultad, no una obligación… eso se suma a un tema de planificación; el ICE es el que establece cómo va atender la demanda eléctrica y ahí incluyen las plantas propias y la energía que va a comprar", puntualizó el director ejecutivo de Acope, Mario Alvarado.
En su intervención, Vega dijo que esa directriz le había traído pérdidas a la entidad calculadas para 2018, por ₡25 mil millones. Inicialmente responsabilizó a René Castro como ministro de la época, pero más adelante corrigió y dijo que el responsable era de Teófilo de la Torre.
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Sin embargo, aunque las pérdidas calculadas correspondían a 2018, la directriz mencionada por la diputada Paola Vega fue derogada desde diciembre de 2017.
Los generadores privados también desmintieron que se esté en el tope que indica la legislación. El año pasado, la participación de esas plantas en el sector eléctrico nacional fue de 8,7 %.
Las compras de electricidad a privados en efecto han venido creciendo. En una década tuvieron un impulso del 67%, de acuerdo a estadísticas de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), esto como parte de los requierimientos que el propio ICE ha hecho.
¿Es necesario realizar estas compras?
Este es precisamente otro de los temas que genera discrepancias. En su comparecencia la semana pasada ante los diputados, la auditora interna del ICE, Sofía Machuca, dijo que se trata de compras de energía eléctrica que "el ICE no necesita", por cuanto existe la suficiente capacidad en el ICE y sus subsidiarias para atender la demanda.
La cantidad de electricidad que el país requiere para suplir sus necesidades asciende a alrededor de 1.700 Megavatios (MW), con un crecimiento promedio anual de alrededor del 2% actualmente (para 2040 se espera que ese crecimiento se desacelere a un 0,5% dados los cambios demográficos).
Del lado de la oferta, la capacidad instalada total del sistema eléctrico nacional prácticamente duplica la demanda. Y solo la energía generada por el ICE, subsidiarias y cooperativas o empresas de electrificación sería suficiente – en teoría- para hacerle frente.
Sin embargo el análisis no es tan simple. El mercado eléctrico está sujeto a fluctuaciones propias de la época, lo cual significa que, por ejemplo, en algunos periodos se produzca menos de fuentes eólicas por reducción en los vientos, o bien en épocas de sequía sea necesario adquirir de todas las fuentes posibles por reducción en los caudales, lo que implica que no necesariamente todas las plantas operan a su máxima capacidad siempre.
De acuerdo con los informes anuales del Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), del 2010 al 2017 el ICE usó prácticamente todas las fuentes de producción de las que disponía, incluyendo importaciones y la térmica, para poder atender la demanda interna.
Esto viene a desmentir las aseveraciones de Machuca y algunos legisladores, pues, si se tratara de energía que "no hacía falta", el ICE hubiese podido prescindir de la producción de algunas de estas fuentes y tener mayores excedentes.
Costos de la generación
Cifras brindadas por Villalta la semana anterior daban cuenta de mayores costos por generar a nivel privado que si el ICE lo hiciera por cuenta propia.
No obstante, una comparación detallada por planta demuestra lo contrario, donde incluso generación limpia como la eólica resulta hasta cuatro veces más costosa que el promedio de las privadas.
Incluso la planta Reventazón, que es una de las más recientes en ingresar al mercado y que todavía no opera en su máxima capacidad, resulta dos veces más costosa para el ICE que el promedio de privados.
Según Alvarado, los costos promedio que le pagan a los generadores privados obedecen a una tarifa aprobada por la Aresep en febrero pasado.
Aceptó que a veces es difícil obtener datos específicos del ICE dado el velo de confidencialidad con el cual cubre su información, pero de acuerdo con las cifras que maneja la Aresep es natural que los costos sean más bajos en plantas históricas como La Garita, Arenal o Cachí y algunas que están cerca o ya cumplieron su vida útil y cumplieron hace tiempo su etapa de inversión.
Esto no ocurre con proyectos más nuevos, por lo general de la última década, que corresponden a inversiones también realizadas por privados, en donde al compararlo con plantas de similar tiempo de operaciones, los costos tienden a ser menores para los cogeneradores.
Según la proyección de demanda eléctrica del ICE 2018-2040, la reducción en el crecimiento de la población afecta cada vez más el consumo eléctrico.
Actualmente el crecimiento de la población se calcula en un 1,1 % anualmente pero para 2040 será de 0,5%. Esto implica que se pase de un crecimiento anual de clientes del 2% a un 0,9% para entonces.