EscucharEl modelo de generación eléctrica de Costa Rica está hoy más que nunca en debate en medio de la contingencia que obligó al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a anunciar inusuales cortes de luz programados que, tras la llegada de más lluvias y una mejora en la producción de energía, aún no se han concretado.
La apremiante situación pone a pensar a diferentes entidades y actores del sector eléctrico cuál debe ser la ruta del país para evitar que se repita en el futuro. Aunque hay un consenso sobre el fondo, existen matices respecto a la forma.
Mientras tanto, como una medida tranquilizante, el ICE dio a conocer nuevos parques solares que se integrarán a la red al tiempo que propone una veintena de proyectos a largo plazo.
Apuesta por el agua
Repasemos brevemente cómo se compone la generación actualmente. Costa Rica decidió hace varias décadas apostar principalmente a la energía hidroeléctrica, en respuesta a condiciones climatológicas propias del país.
“Hemos hecho grandes plantas hidroeléctricas porque esa ha sido una de las especialidades del ICE. La otra es el desarrollo de proyectos geotérmicos”, comentó Mario Alvarado, director ejecutivo de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope).
Esa situación se refleja todavía en los números más recientes. Según datos del 2023, la fuente hidroeléctrica es responsable del 70% de la generación de electricidad. El pastel se reparte con las fuentes geotérmica y eólica casi en iguales proporciones, la térmica con un 5%, y mucho más distante la biomasa y la fuente solar.
En relación con el 2022, en 2023 la producción de las plantas térmicas llegó a su nivel más alto desde 2014; la eólica y la solar también aumentó. El aporte de las otras fuentes se redujo, igual que lo hizo la producción bruta, un 5,18% menos. La demanda siguió la tendencia contraria y creció un 3,6%.
Sin embargo, la contingencia de este mes de mayo demuestra que la alta dependencia de la hidroelectricidad puede ser contraproducente cuando las lluvias son escasas.
Por otra parte, el país escogió tener plantas térmicas como respaldo del sistema, las cuales necesitan combustible, por lo que su uso resulta contradictorio al discurso medioambiental de Costa Rica y su deseo de implementar energías renovables.
Todo lo anterior coloca al sistema eléctrico en varias encrucijadas que imponen interrogantes sobre cuál modelo debería seguirse a futuro.
En busca del modelo ideal
En entrevista con EF, el gerente de Electricidad del ICE, Roberto Quirós, expresó que la matriz de generación de Costa Rica debería ser idealmente mixta, donde convivan geotermia, hidro, biomasa, eólico, eólico marino, solar y almacenamiento, “dentro de un escenario donde sea todo costo-competitivo”.
Los analistas consultados coinciden a grandes rasgos con esa apreciación, aunque cada uno señala diversas salvedades.
Lawrence Pratt, consultor internacional en desarrollo sostenible y académico del Incae, afirmó que el concepto “costo-competitivo” está sujeto a muchas interpretaciones y, hasta la fecha, no siempre ha estado como un criterio prioritario.
Para Pratt, el punto de partida sobre cuál fuente aprovechar debe basarse en los compromisos que ha realizado el país en términos de acceso a energía adecuada para todos y de mantener un perfil bajo en gases de efecto invernadero.
“Las fuentes renovables y disponibles en cantidades relevantes, y con menos vulnerabilidad a factores climatológicos, son geotérmica, biomasa, solar y eólico”, aseguró. La premisa debería ser “máximo posible renovable, aún si cuesta algo más”, pues esta ambición tiene ventajas conexas como la reputación y la atracción de inversiones.
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Un reto para estas fuentes es la variabilidad climática, pero también presentan inestabilidad durante un mismo día: por ejemplo, una nube que obstaculice el sol disminuye la producción de energía solar.
Para Gustavo Gómez, ingeniero eléctrico especializado en sistemas de potencia y profesor catedrático del Tecnológico de Costa Rica (TEC), la energía hidroeléctrica sigue siendo la más conveniente, pero debe estar apoyada en otro tipo de tecnologías que acuerpen el sistema ante sequías más fuertes que se pronostican a futuro.
Gómez, exfuncionario del ICE, abogó por aprovechar la energía solar, especialmente en el esquema de generación distribuida. De esa forma, consumidores y empresas pueden producir su propia energía para abastecer parte del consumo diario. Esta generación de forma masiva podría reducir la uso de plantas térmicas.
“El riesgo de apagón siempre va a ser inminente en cualquier sistema eléctrico”.
— Gustavo Gómez, profesor catedrático del Tecnológico de Costa Rica.
Otra tecnología que el país podría usar es el almacenamiento electroquímico. Se trata de una tendencia en crecimiento que usa baterías similares a las de un vehículo eléctrico para almacenar energía durante los momentos de baja demanda y despachar luego en tiempo de alto consumo.
Por su parte, el director de Acope, coincidió en la necesidad de mezclar fuentes renovables y respaldar el sistema con energía térmica, pero mencionó que el modelo actual requiere de cambios profundos.
“El modelo actual no responde a las necesidades de los usuarios ni a los cambios tecnológicos. Es un modelo del siglo pasado que funcionó en su momento pero está desfasado”, aseveró Alvarado.
El directivo enumeró varias falencias que considera lecciones aprendidas de la contingencia actual. Entre esas están migración hacia un mercado abierto, mejorar la transparencia, consolidar la robustez del sistema, y optimizar la competitividad, la planificación y transmisión desde los sitios de generación hacia el resto del país.
“Nuestro tesoro es renovable y eso es nuestra marca de fábrica”
— Mario Alvarado, director ejecutivo de Acope.
La Cámara de Empresas de Distribución de Energía y Telecomunicaciones (Cedet) enfatizó en que el país necesita más proyectos de generación para atender la demanda presente y futura.
Además del ICE y de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), las demás seis empresas distribuidoras que existen en el país están habilitadas para desarrollar proyectos de generación eléctrica.
Rubén Zamora, representante de Cedet, mencionó que las plantas eólicas y solares son las más rápidas de construirse y ayudan al sistema en diferentes escenarios: la eólica en verano, cuando la hidroeléctrica disminuye; y la solar ayuda a cubrir la demanda al mediodía.
Las empresas de Cedet pasaron de tener 187 megavatios (MW) instalados en el año 2013 a 331 MW en el 2023, un crecimiento del 77%, y aún tiene capacidad para seguir creciendo, afirmó Zamora.
¿Qué propone el ICE?
Cada dos años el ICE actualiza el Plan de Expansión de la Generación (PEG), en el que plasma su estrategia empresarial para las dos décadas siguientes. La última versión se publicó en 2023 y corresponde al periodo 2022-2040, por lo que este año debe generarse un nuevo documento que se publicará en 2025.
En el PEG se valoraron cinco fuentes renovables con costos y características bien conocidas: hidroelectricidad, geotermia, solar, viento y biomasa.
Además, el ICE planteó varias medidas para implementar paulatinamente. Una de ellas es el retiro por obsolescencia en 2027 de la planta eólica Tejona, luego de 25 años de funciones. No obstante, el ICE quiere repotencilizarla, según dijo Quirós.
Entre 2023 y 2037 la institución planea realizar 10 modernizaciones. Entre estas están la de Garita, Cachí, Miravalles 1, 2 y 3, así como la de Arenal, que durará dos años, de 2033 a 2035.
Tal vez lo más significativo son los proyectos nuevos. En el PEG del 2023 el Instituto enlista 25 proyectos a construir a partir del 2024. De ellos uno es fijo (Borinquen 1) y los demás son candidatos.
Estos 25 proyectos se dividen en ocho hidroeléctricos, seis térmicos, cuatro geotérmicos, tres eólicos, tres solares y uno de biomasa. Todos implican una inversión de $10.077 millones y sumarán al sistema nacional 2.225 MW de potencia. Además hay tres proyectos de almacenamiento.
Quirós aseguró que el ICE tiene fortaleza financiera para hacer esas inversiones. “Tenemos que ser muy mesurados en qué inversiones vamos a hacer en generación porque tenemos que dajarle campo a la transmisión y la distribución”, dijo.
En esta lista resalta el proyecto Diquís, el cual es responsable de la mitad de esa inversión y se proyecta que entre en funciones en 2033. Esta planta hidroeléctrica fue archivada por el gobierno anterior pero se mantiene como candidata para construirse.
No obstante, su porvenir es poco claro y las opiniones, diversas. El costo y los conflictos socioambientales juegan en su contra. Gómez cree que es un proyecto que permitirá almacenar mucha agua, similar al Arenal, pero para Alvarado es un proyecto “insalvable” debido a las problemáticas que ha suscitado.
Como medida más inmediata, la entidad develó el 16 de mayo que la primera integración masiva del recurso solar a la matriz de generación costarricense, con la construcción de cinco parques solares adjudicados a empresas privadas que entrarán en operación en 2026, con capacidad de 86 MW.
Asimismo, se realizará la apertura de oferta económicas y adjudicación para cuatro proyectos eólicos de 20 megavatios cada uno.
Esto se suma a otras acciones que el ICE ha ejecutado este año como la reconexión de plantas privadas o el inicio de un estudio para evaluar la viabilidad de la energía eólica marina en Guanacaste. También están en factibilidad Fourth Cliff y Borinquen 2.
Todo apunta a que el país seguirá en su apuesta por la hidroelectricidad y otras fuentes renovables, pero el clima tendrá la última palabra.
