Siete plantas privadas de generación eléctrica se han desconectado del sistema eléctrico nacional entre el 2020 y el 2021 tras la finalización y no renovación de los contratos que mantenían con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
La situación genera malestar e incertidumbre entre los generadores privados, mientras el ICE basa su decisión de no renovar los contratos en su Plan de Expansión de la Generación, el documento que guía la planificación de la producción de energía a mediano y largo plazo y se actualiza cada dos años.
Por lo pronto, el sector privado de generación eléctrica pone sus esperanzas en el proyecto de ley que les permitiría exportar su producción al mercado centroamericano y clama por la apertura de nuevos espacios de venta.
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Experiencias
Entre el 2020 y el 2021 se han desconectado siete plantas privadas: seis hidroeléctricas y una eólica, de un total de 25 contratos que el ICE tenía vigentes.
Las plantas Poás I y II, propiedad de la empresa Poás Energía y ubicadas en el cantón del mismo nombre, son dos de las que finalizaron su contrato con el ICE.
Esa misma empresa también es dueña de una tercera planta hidroeléctrica llamada Río Segundo, localizada en Bajos del Toro, la cual terminó su contrato este año.
Eduardo Kopper, propietario de Poás Energía, aseguró que el ICE no ofreció ninguna otra opción, a pesar de que había un proceso en marcha.
“Un año antes iniciamos negociación con el ICE para tratar de ver qué hacíamos ante el vencimiento del contrato. Llegamos incluso a ofrecer tarifas más bajas de lo que nos venían pagando. Firmamos un memorándum de intención que nos llevaría a un contrato, pero desistieron de la idea”, contó Kopper.
La empresa ofreció rebajar el precio del kilovatio hora (Kwh) de $0,055 a $0,02, pero aún así la respuesta fue negativa.
Kopper aseguró que el Kwh de la planta eléctrica Reventazón del ICE cuesta $0,15, por lo que el precio ofrecido era menor incluso a la de la propia planta del Instituto.
Las tres hidroeléctricas de la empresa Poás Energía producían en conjunto 3 megavatios (Mw) anuales, en un contrato que ascendía a casi $1 millón por cada planta.
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En Tilarán se ubica otra de las plantas que quedaron a la deriva. Se trata de la eólica conocida como PESA, pero cuyo nombre oficial es PES R.L., propiedad de la empresa CMI Capitales que pertenece a un conglomerado con base en Guatemala.
Esta planta se desconectó en noviembre del 2020, cuando se venció su contrato con el ICE, tras estar en funcionamiento desde 1996.
En este caso, también existía como antecedente un proceso de negociación entre ambas partes que, finalmente, se truncó.
“Veníamos en un proceso de negociación aproximadamente un año antes del vencimiento. Lo que entendíamos era que el contrato se iba a renovar. Sin embargo, llegó el momento y el ICE decidió no renovarlo”, explicó Alexander Rojo, director de Gestión de Activos de CMI.
Rojo lamentó la decisión de la entidad, pues mencionó que se trata de una planta de energía limpia que produce a un costo “cuatro veces más bajo” que el ICE. El costo del Kwh de PESA era de ¢37 colones, unos $0,05 al cambio actual.
La producción promedio anual de PESA era de 78 Gwh y tenía una potencia instalada de 24 Mwh.
Asimismo, a inicios de noviembre, la planta El Ángel, en Cinchona, anunció su cierre luego de que sea desconectada del sistema el próximo 19 de noviembre.
Esta realidad preocupa en la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope), pues aseguran que estos cierres frenan la reactivación económica y significan pérdida de empleos. Además, advierten de la “desaparición del sector de generación privada”.
“No hay opciones claras para que estas plantas puedan sobrevivir y mantenerse en caso de que el ICE no las vuelva a contratar”, manifestó Mario Alvarado, director ejecutivo de Acope.
Según datos de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), en el 2019 el costo promedio de generación del Grupo ICE fue de cerca de ¢120 por Kwh, versus ¢49 de los privados.
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Plan del ICE
La decisión del ICE de no renovar los contratos responde al Plan de Expansión de la Generación (PEG) para el periodo 2020-2035 que la institución presentó en agosto de este año.
Este documento se actualiza cada dos años y es la guía para la planificación de la producción de energía en Costa Rica.
El ICE decidió, con base en el plan, no renovar los contratos con los generadores privados que vencen hasta el 2024, inclusive.
Ya suman siete plantas, pero otras seis vienen en camino, pues sus contratos cierran entre el 2022 y el 2024.
La justificación es que los cambios en la demanda del país hacen innecesaria la energía proveniente de esas plantas, pues el sistema del Instituto está en capacidad suficiente para atender la demanda proyectada.
“Hay que hacer valoraciones para ver si al sistema y al país le conviene en términos técnicos y económicos la recontratación”, le dijo a este medio Kenneth Lobo, director de Planificación y Sostenibilidad del ICE, en octubre.
No obstante, desde el sector privado critican estas decisiones.
Kopper tachó al PEG de “plan estratégico corporativo” del ICE, más que un plan país, y apuntó que excluye la eficiencia energética y el beneficio del usuario final.
Rojo, por su parte, consideró que el plan subestima el crecimiento de la demanda y envía un mensaje negativo para la competitividad del país. El representante agregó que el sector no busca destruir al ICE y resaltó la apuesta de la entidad por la generación renovable, pero subrayó que se deben hacer reformas.
Lobo acotó que estas decisiones serán revisadas y podrían ser modificadas en la próxima edición del PEG.
Se intentó ampliar la postura del ICE, pero no fue posible tener una respuesta al cierre de esta nota.
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Futuro incierto
Sin la posibilidad de venderle al ICE la energía, las plantas privadas encuentran puertas cerradas y pocas opciones para sobrevivir.
El director de Acope afirmó que la Asociación le envió al presidente de la República, Carlos Alvarado, una carta con una lista de posibilidades para el sector.
Entre estas están que las plantas puedan venderle a otras distribuidoras diferentes del ICE; que se pueda hacer autoconsumo en un lugar distinto al de generación mediante el pago de peajes; que exista autoconsumo de la energía de las plantas para recarga de vehículos eléctricos, entre otros usos; y que los privados puedan exportarla. Sin embargo, ninguna ha sido puesta en práctica hasta el momento.
En la Asamblea Legislativa se tramita el proyecto de ley 22.561 que abre la puerta a los generadores privados para exportar su energía al Mercado Eléctrico Regional de Centroamérica, lo cual es visto como una oportunidad.
“Sería una excelente oportunidad porque el país ya tiene esas plantas instaladas. Habría la posibilidad de que vendamos unos 200 o 300 Mw y nos entren millones de dólares. Pero el único que se opone es el ICE”, reclamó Kopper.
Rojo manifestó que el proyecto es un “buen primer paso”, pues agregó que el país debe hacer reformas más profundas: una planificación técnica que permita colocar esa energía dentro del país como primera opción, licitaciones abiertas y la creación de un mercado spot.
El empresario acusó que el Centro Nacional de Control de Energía (Cence), ente operador del sistema, pertenece al ICE, por lo que abogó por una entidad independiente y neutral.
En Acope auguran un panorama “difícil”. Aunque prevén la futura reconexión de estas plantas en vista del Plan Nacional de Descarbonización, persiste la incógnita de qué pasará en el entretanto.
“Lo que no es previsible es si las plantas pueden mantener los activos en condiciones operativas, dada la imposibilidad de producir”, manifestó Alvarado.
Mientras tanto, dos de las plantas de la empresa Poás Energía están trabajando a mínima capacidad, dedicadas a la minería digital, aunque la empresa tuvo que recortar personal.
La planta de PESA mantiene a toda su planilla de 30 personas con el optimismo de hallar una solución. “De alguna forma vamos a encontrar una solución. No hemos cerrado la planta esperando por una oportunidad”, dijo Rojo.
