Los cambios de demanda de energía eléctrica que experimenta el país y los que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) proyecta para los próximos años llevaron a la institución a replantear el futuro de la generación de energía.

El ICE plasmó su hoja de ruta en el Plan de Expansión de la Generación (PEG) para el periodo 2020-2035, un documento que se actualiza cada dos años y es la guía para la planificación de la producción de energía a mediano y largo plazo.

Algunas de estas decisiones atañen a los generadores privados de electricidad, cuya asociación cuestiona la validez del plan y las propuestas planteadas por el ICE.

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Demanda disminuida

Con base en los datos del Centro Nacional de Control de la Energía (Cence), la demanda de energía en Costa Rica pasó de 11.334 gigavatios hora (GWh) en el 2019 a 11.019 GWh en el 2020, lo que significa una reducción del 2,77%.

En el 2019, la electricidad proveyó el 21% de la energía total que consumió el país, segundo lugar tras los derivados del petróleo que se mantienen como la principal fuente para el transporte.

El ICE menciona en el PEG que el año 2020 registró la contracción más fuerte que ha tenido la demanda eléctrica del país en su historia, pero ya desde hace poco más de una década el país presenta crecimientos “deprimidos” de dicha demanda.

La institución le achaca esta realidad a diversos factores: el cambio en los patrones de consumo de la población, la contracción económica, el crecimiento de la generación distribuida, la propia pandemia de la COVID-19, entre otros.

Para la formulación del PEG el ICE realizó proyecciones de demanda hasta el año 2040, elaboradas en abril del 2020 y ajustadas en junio de ese año, en función del comportamiento de variables macroeconómicas y demográficas.

Acciones

En primer lugar, y uno de los puntos más polémicos, es que las plantas privadas cuyos contratos finalizan no se van a recontratar, por lo menos no antes del 2024.

“Hay que hacer valoraciones para ver si al sistema y al país le conviene en términos técnicos y económicos la recontratación”, comentó Kenneth Lobo, director de Planificación y Sostenibilidad del ICE.

La justificación es que el sistema está en capacidad suficiente para atender la demanda proyectada sin necesidad de esas plantas.

Actualmente el Instituto tiene 25 contratos vigentes con generadores privados y a ocho de ellos les vence el contrato entre el 2021 y el 2024. Otros cuatro ya finalizaron el año pasado.

Lobo señaló que no significa que se van a interrumpir contratos, pues aquellos que vencen en años posteriores se mantendrán.

El director ejecutivo de Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope), Mario Alvarado, manifestó que las plantas privadas proveen energía limpia y barata y que, a pesar de que el ICE no las contemple, pueden atender la demanda de los consumidores. Además, reclamó falta de alternativas.

“¿Qué hago yo con las plantas que me desconectaron desde el año pasado? ¿Cómo funcionan las empresas con activos apagados que conservan su personal y su mantenimiento con cero ingresos? Para eso es difícil dar una respuesta como la que da el Plan de Expansión”, aseveró Alfaro.

Lobo manifestó que en el 2025, en función del comportamiento de la demanda, se podrían recontratar esas plantas tras una negociación.

Esto es parte de otra de las respuestas que da el ICE: su propuesta de bloques de energía, el cual es el segundo punto de las modificaciones.

Se le llama bloques a una determinada cantidad de energía que el sistema nacional necesitará recibir para aumentar la producción de acuerdo a la demanda.

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En otras palabras, son inyecciones de más capacidad que se le hará al sistema eléctrico nacional para poder satisfacer esa demanda a partir del 2026.

Eventualmente, esa capacidad extra podría provenir de los generadores privados cuyos contratos hayan cesado, para lo que se crearán concursos licitatorios. Quienes ofrezcan las mejores tarifas serán las que aportarán de nuevo energía al sistema.

Alvarado manifestó que no cabe explicación para la propuesta de bloques de energía, principalmente porque es un plazo que genera incertidumbre. El plan no da seguridad de que se vayan a necesitar.

Mientras tanto, las plantas en desuso se deteriorarán, aseveró.

Por su parte, el representante del ICE comentó que estos ajustes se terminarán de confirmar en el PEG del 2022, teniendo para ese momento un panorama más claro de los efectos extendidos de la pandemia en la demanda de electricidad.

“Estamos creciendo un poquito más arriba de lo que habíamos proyectado. Ese nuevo Plan de Expansión nos va a decir finalmente si tenemos que adelantar contrataciones”, afirmó Lobo.

La tercera decisión del ICE es el aplazamiento de la entrada en funciones de la planta geotérmica Borinquen I que estaba prevista para el 2026 pero que ahora se pospone un año, hasta el 2027.

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Ese proyecto, ubicado en Liberia, generaría 386 Mwh anualmente. La segunda etapa de esta planta está catalogada como proyecto “candidato”, lo que significa que está aún en proceso de estudios previos o de factibilidad o cuyo desarrollo no está confirmado.

En esa condición están otros 21 proyectos con fechas de entrada en funcionamiento estimadas entre el 2024 y el 2031.

Un cuarto punto es el retiro de la planta eólica Tejona, ubicada en Miravalles, la cual se encendió en el 2002 y cuya operación “no es necesaria en el corto plazo”, por lo que se cerrará en el 2024.

También se retirará la planta Miravalles 5 por problemas en el suministro de salmuera. Su salida está programada para el 2028.

El quinto y último punto tiene que ver con tres modernizaciones. La planta hidroeléctrica Ventanas Garita y las geotérmicas Miravalles 1 y Miravalles 2 saldrán de operación por un año con el fin de optimizar su rendimiento.

Los años de paro serán 2025, 2028 y 2030, respectivamente.

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Futuros moldeadores

Existen dos tendencias que podrían jugar en moldear la demanda de electricidad hacia arriba o abajo: la generación distribuida y la electrificación del transporte. El ICE tiene mapeadas ambas en diferente medida.

La electromovilidad generará un crecimiento en la demanda a más largo plazo, por lo que la institución aún no tiene tan cuantificado este impacto, pero se mantienen monitoreando en caso de que haya un cambio abrupto.

En el caso de la generación distribuida, este fenómeno podría incidir en disminuir la demanda puesto que le permite a las personas producir su propia energía, pero Lobo reconoció que proyectar esta tendencia es complejo por depender de múltiples factores.

Además, el funcionario recordó que la generación tiene actualmente un límite del 15% de la capacidad de cada distribuidora.

La Asamblea Legislativa aprobó en primer debate el lunes 25 de octubre el proyecto de ley 22.009 llamado “Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables”, la cual crea un marco normativo sobre la generación distribuida en el país.

La expectativa es que esta tendencia crezca de forma marcada en los años venideros.