País agrava dependencia del diésel y búnker para producir electricidad
Plantas térmicas pasaron de producir un 0,5% del total de energía en primer trimestre del 2023 a 17,5% en mismo lapso de este 2024. Experto del sector industrial prevé golpe en tarifas para abonados
Durante el último año, Costa Rica experimentó una fuerte y atípica dependencia del diésel y búnker para satisfacer la creciente demanda nacional de electricidad, según datos recopilados por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
Este 2024 la generación con base en plantas de hidrocarburos se disparó al 16,4% en enero, al 15,4% en febrero y al 19,7% en marzo con respecto al total que aportan otras fuentes de energía como las hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas y solares. Un año antes, en enero del 2023, los combustibles apenas aportaron el 0,06% de toda la electricidad que requirió el país; en febrero, 0,15% y, en marzo, 1,3%.
Esos mayores aportes de la generación térmica obedecen a un aumento en el consumo eléctrico y una sensible caída en la generación de plantas hidroeléctricas afectadas por el bajo caudal de los ríos debido una merma en las lluvias, revelan datos de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (Docse), del ICE.
Las cifras confirman cómo el país demanda más electricidad. En enero del 2023 se consumieron 995.871 Megavatios hora (MWh), mientras que en enero del 2024 cerró en 1.027.523 MWh, lo que representa un incremento del 3%.
No obstante, al comparar ambos meses, la generación hidroeléctrica se redujo en 22%. El país pasó de producir 683.749 MWh con fuentes hídricas en enero del 2023 a 533.444 MWh en enero del 2024, revelan estadísticas del Docse. Esa merma equivale a 150.305 MWh.
Las cifras reflejan el fuerte cambio en la generación térmica. Por ejemplo, entre enero y marzo del 2023, las plantas que operan con diésel y búnker apenas llegaron a producir 14.353 MWh, el 0,5% del total de 2,8 millones de MWh que demandó el país. Sin embargo, entre enero y marzo de 2024, el uso de térmicas subió a 544.272 MWh con una generación de 3,1 millones de MWh, un 17,5% de todo el consumo nacional.
Este patrón también es inusual porque se tuvo que echar mano de la generación térmica de manera más temprana. La generación térmica empezó a cobrar fuerza el año pasado a partir de abril (se generaron 50.160 MWh) y luego aumentó en mayo con 159.880 MWh: ese fue el mes con mayor uso térmico del 2023.
Este 2024, en cambio, la producción térmica llegó a 168.472 MWh en enero, en febrero subió a 157.500 MWh y en marzo se disparó a 218.300 MWh, lo cual superó el mayor registro por mes del 2023: los 159.880 MWh de mayo.
Golpe al bolsillo
Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica, expresó que todas esas cifras reflejan que hoy la atención de la demanda de electricidad con fuentes renovables apenas alcanza el 79% mientras en años previos rondaba 99%.
Esto causa preocupación en el sector industrial, expresó, por el impacto tarifario que soportarán todos los abonados. El mismo temor tiene Mario Alvarado, direcor ejecutivo de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (Acope), quien advirtió: “Las preocupaciones por el aumento de la generación térmica y la importación eléctrica durante el año 2024 son genuinas y tendrán repercusiones al alza en el cálculo del costo variable de generación para el año 2025″.
Según cifras de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), el año pasado se gastaron ¢113.459 millones. De ese monto, ¢65.887 millones corresponden a los gastos del ICE en generación térmica y otros ¢47.572 millones a importaciones de energía.
Todo ese gasto deben asumirlo los abonados del servicio eléctrico nacional como parte de la aplicación de la metodología de Costo Variable de Generación (CVG), que reconoce al ICE los costos en los que ha incurrido para generar a base de hidrocarburos e importar energía del Mercado Eléctrico Regional (MER).
“Solamente en el 2023, se gastó casi cuatro veces más por concepto de CVG que la suma de los tres años previos. En dos meses del 2024, me refiero a enero y febrero, el gasto real por CVG ya va por 46% de lo gastado en 2023″, afirmó.
En efecto, los datos de la Aresep dan la razón a Montenegro. Costa Rica gastó ¢14.109 millones en producción térmica e importaciones en todo 2022, mientras en 2021 y 2020 esos rubros llegaron a ¢1.095 millones y ¢7.622 millones, respectivamente. Esos dos años centraron el periodo de más afectación a la economía en general debido a la pandemia de la covid-19.
Generación térmica cargará a tarifas de luz al menos ¢96.000 millones este año
Montenegro recordó que, del total del gasto térmico y por importaciones del 2023, aún no se han reconocido en las tarifas eléctricas ¢43.000 millones, los cuales impactarán en el 2025 por orden de la Aresep.
El ICE estimó en ¢96.000 millones lo que pagarán los abonados del servicio eléctrico este año por la generación de energía con hidrocarburos e importaciones de Centroamérica, de acuerdo con datos de la Autoridad.
Para este año, la Aresep autorizó a partir de enero un alza anual de 15,3% para clientes del ICE y de 2,5% para los de su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL). Las demás distribuidoras también incrementaron los cobros entre 4,4% y 11% por la misma razón. Jasec, en Cartago, por ejemplo, aplicó 11,1% y la ESPH, en Heredia, 9,9%.
Estos incrementos solo cubren, como indicó Montenegro, ¢43.000 millones que gastó el Instituto el año pasado a los cuales deben agregarse otros ¢43.000 millones previstos a reflejarse en las tarifas del 2025 y, además, todo el gasto del 2024: al menos esos ¢96.000 millones estimados por el ICE.
No obstante, la estimación podría quedarse corta. Únicamente, entre enero y febrero anteriores, ya el gasto iba por ¢44.917 millones; lo cual representa 46,8% del total proyectado por el ICE para todo el año.
Mario Alvarado, de Acope, declaró que “lo que resulta sorprendente es que, a pesar de la evidencia climática y los altos costos por energía de origen fósil cara y contaminante, aún el ICE no haya logrado contratar varias plantas hidroeléctricas (por ejemplo El Ángel o El Embalse), que llevan más de un año desconectadas de la red, y que pueden aportar energía limpia y barata para atender parcialmente la demanda eléctrica. Incluso en este mes de abril vence su contrato la Planta Hidroeléctrica Río Lajas (de 10 MW de capacidad), y no se conocen avances significativos en la negociación contractual”.
