Aumentos en los costos y en la inseguridad energética y tarifaria como consecuencia de la altísima exposición al cambio climático que tiene el sistema nacional de generación eléctrica

Roberto Dobles [email protected] | Lunes 17 julio, 2023

La evidencia presentada en las dos columnas anteriores (“Necesidad de fortalecer la seguridad energética y tarifaria del sector eléctrico nacional I y II”) demuestra que existe una creciente inseguridad energética y tarifaria y un alto costo como consecuencia del aceleramiento del cambio climático y de la elevadísima dependencia climática del sistema hidro-térmico nacional de generación eléctrica.

El aceleramiento del cambio climático provoca que el clima sea cada vez más extremo, afectando severamente las precipitaciones estacionales, incluyendo las afectaciones sobre todos los fenómenos climáticos, lo que provoca, entre muchas otras cosas, fenómenos de El Niño y La Niña más fuertes y más extremos.

1. Sistema hidro-térmico nacional de generación eléctrica

En el 2022, el modelo hidro-térmico nacional de generación eléctrica estaba caracterizado por la siguiente capacidad fundamental que sostiene el sistema:

• Las plantas hidroeléctricas representaron el 67,73% de la capacidad total instalada, la cual utiliza las fuerzas del agua que proviene de las lluvias que se originan en otras partes del planeta.

• Las plantas térmicas representaron el 11,07% de la capacidad total que se abastece de búnker y diésel importados que se originan también en otras partes del planeta (en el mercado petróleo internacional).

El total de dependencia de la capacidad de generación eléctrica nacional de factores externos impredecibles (clima y mercado petrolero internacional es del 78,82%.

En el 2022, el resto de la capacidad instalada de generación eléctrica fue la siguiente: Eólica 11,34%, Geotermia 7,63%, Bagazo 2,06% y Solar 0,16%.

Toda esta altísima dependencia del exterior del 78,82% de la capacidad de generación eléctrica disponible impacta fuertemente los costos y la seguridad energética y tarifaria de la electricidad generada en el país.

2. Fuertes impactos del cambio climático en el modelo hidro-térmico nacional

La evidencia en el mundo y en la región, analizada en las dos columnas anteriores, es contundente en demostrar que la generación hidroeléctrica es la fuente de energía que más se verá afectada directamente por el cambio climático, ya que es muy sensible a la cantidad disponible de agua, a las lluvias, a los patrones geográficos de precipitación y a la temperatura.

Un reciente informe de la Organización Meteorológica Mundial (OMM), titulado “Estado del Clima en América Latina y el Caribe 2022” y publicado este mes, señala, entre muchas otras cosas, que como consecuencia del cambio climático se darán en la región sequías más frecuentes, más fuertes y más prolongadas, mayor cantidad de fenómenos meteorológicos extremos y una menor producción de electricidad en las plantas hidroeléctricas, lo que a su vez va a aumentar el consumo de combustibles fósiles.

La combinación de las crecientes alteraciones climáticas, como consecuencia del cambio climático, junto con la estructura del sistema hidro-térmico de generación que actualmente tiene el país, crea una ruta futura de mayores y crecientes riesgos de desabastecimiento de electricidad y de aumentos en los costos del kWh generado.

Cuando se reducen las lluvias en el país por las alteraciones del clima, no solamente aumentan los costos nacionales de la generación eléctrica por kWh, al generar las plantas hidroeléctricas menos electricidad para cubrir sus altos costos fijos, sino que además el sistema hidro-térmico actual obliga al país a abastecerse del caro y volátil mercado petrolero internacional y del caro Mercado Eléctrico Regional (MER) para suplir la escasez o faltante de electricidad que se crea con la reducción de la generación eléctrica proveniente de las plantas hidroeléctricas.

3. El fenómeno de El Niño es uno de los muchos fenómenos climáticos que aumenta los costos y la inseguridad energética y tarifaria de la generación eléctrica nacional

El fenómeno de El Niño, que genera condiciones climáticas más secas y más cálidas, es cíclico y es “importado naturalmente al país y originado en otras partes del planeta”.

El fenómeno climático de El Niño está de regreso este año y, de acuerdo con el Instituto Meteorológico Nacional (IMN), ya está en desarrollo en el país y se consolidará entre julio y agosto.

Se estima que los efectos del cambio climático en el fenómeno de El Niño, y en los otros fenómenos climáticos, serán cada vez más severos en el futuro, por lo que hay que adaptar el sistema nacional de generación eléctrica a estas nuevas condiciones climáticas que están emergiendo, ya que provocan un aumento en los costos y en la seguridad energética y tarifaria.

Ante las nuevas circunstancias climáticas que han venido emergiendo este año con la salida progresiva del fenómeno de La Niña, la entrada del fenómeno de El Niño y las perspectivas de la continuación de la evolución negativa del cambio climático que crean en nuestra región condiciones más secas, el modelo hidro-térmico nacional de la generación eléctrica conduce a aumentos en los costos de electricidad y reduce la seguridad energética y tarifaria del sistema eléctrico nacional.

La situación del sistema nacional de generación eléctrica será todavía más preocupante en el futuro, ya sea el futuro inmediato con la consolidación del fenómeno de El Niño a partir de los meses de julio y agosto de este año y, por supuesto, en el mediano y largo plazo donde las alteraciones climáticas serán más severas y más crónicas.

Los impactos adicionales y acumulativos que se van a sentir en la estación seca en el 2024, con el fenómeno de El Niño, ya consolidado desde mediados de este año, podrían generar mayores costos y mayor inseguridad energética y tarifaria a los ocurridos en la primera mitad del 2023.

4. Aumentos múltiples en los costos provocados por las alteraciones climáticas

Las plantas hidroeléctricas, base del sistema hidro-térmico de la generación nacional, se caracterizan por sus bajos costos de operación y sus altos costos fijos de capital, donde los ingresos por ventas de electricidad son la única manera de atender la deuda de capital. Estos costos hay que atenderlos no importa si la generación de electricidad de estas plantas es alta o baja.

Las reducciones de las ventas de electricidad, como consecuencia de las alteraciones climáticas de diversa índole y magnitud, no solamente disminuirán la confiabilidad del suministro de electricidad y aumentarán los costos unitarios de generación, sino que también afectarán el rendimiento de la inversión y, por lo tanto, la viabilidad económica de la planta.

La pérdida de capacidad de generación hidroeléctrica derivada de las alteraciones climáticas requerirá igualmente que se construyan plantas adicionales para satisfacer la demanda, requiriendo capital adicional y un aumento en los costos, lo que reducirá los retornos generales del sistema eléctrico.

Este es un costo muy elevado que debe ser trasladado a las tarifas eléctricas. Su magnitud por kWh producido dependerá de la reducción de la generación de cada una de las plantas hidroeléctricas en un momento dado.

No solamente el costo por kWh generado aumenta con las alteraciones climáticas (con la menor escorrentía en los ríos), sino que adicionalmente, para compensar la disminución de la generación de las plantas hidroeléctricas, el país debe generar esta escasez o faltante de electricidad utilizando las plantas térmicas existentes que consumen los caros búnker y diésel importados.

Adicionalmente se deben realizar importaciones de electricidad del Mercado Eléctrico Regional (MER) a través de la línea de transmisión internacional SIEPAC (pagando adicionalmente el peaje correspondiente de transmisión).

En el primer semestre del 2023, y sin contabilizar los aumentos de los costos unitarios de generación de las plantas hidroeléctricas por una menor generación de electricidad, y sin haberse consolidado todavía el fenómeno de El Niño, los aumentos en los costos relacionados solamente con las compras de energía en el mercado petrolero internacional y en el Mercado Eléctrico Regional (MER) han sido los siguientes:

• $53,7 millones (equivalente a 29.535 millones de colones) por la compra de búnker y diésel realizada de enero a junio.

• $39,3 millones (equivalente a 21,615 millones de colones) por la compra de electricidad en el MER en lo que va del año de enero a junio.

Con respecto al Mercado Eléctrico Regional, el costo de la electricidad ha subido significativamente también, lo que encarece aún más las importaciones de electricidad. Lo anterior porque la oferta eléctrica en la región se ha reducido también debido a los mismos efectos climáticos que afectan a Costa Rica.

Mientras que a inicios de enero de este año el costo promedio de la electricidad en el MER estaba en $0.087 por kWh, en la segunda semana de junio estuvo en $0,349 por kWh, lo que representa un aumento del 300%.

En total, el aumento en los costos por estos dos rubros, solamente en el periodo de enero a junio de este año, ha sido de $93 millones (equivalente a 51,150 millones de colones). Todo esto en un semestre donde todavía los efectos de El Niño no estaban todavía consolidados.

Los costos anteriores, como consecuencia de una variación relativamente pequeña en las condiciones climáticas del primer semestre del 2023, muestran la altísima sensibilidad que tiene el sistema nacional de generación eléctrica a las alteraciones climáticas.

Alteraciones mayores en el clima, como las que se anticipan en el futuro como consecuencia del aceleramiento del cambio climático, crearán impactos mucho mayores.

Sobre los impactos de este Niño que está ocurriendo a partir de mediados del 2023 (que es menos fuerte a los que se anticipan en el futuro, un artículo titulado “¿Cómo impactará El Niño las tarifas eléctricas? Esto es lo que usted debe saber”, publicado en el periódico La República el 12 de julio pasado, señaló lo siguiente:

• Durante el mes de mayo, se registró un déficit de lluvias que osciló entre el 40% y el 87% en diferentes regiones del país, y los datos recientes de junio revelan déficits en el Pacífico Norte, Zona Norte y la región del Caribe de hasta un 50%.

• Como resultado de esta situación, se ha incrementado la importación de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (MER), lo cual ha generado un gasto de $48 millones.

• Se ha tenido que recurrir a la adquisición de combustibles, especialmente búnker, para respaldar la matriz eléctrica renovable durante el segundo semestre del 2023 y el verano del 2024.

• Para julio llegarán al país dos cargamentos (de combustibles provenientes del mercado petrolero internacional) más que respaldarán la matriz eléctrica renovable en el segundo semestre del 2023 y el verano del 2024.

• El panorama para los próximos meses aún es incierto, y se requerirá realizar un ajuste en las tarifas eléctricas para el verano del 2024.

• “No hay duda de que va a impactar, puesto que vamos a tener que utilizar más generación térmica, más importación, habrá que esperar unos meses mientras terminamos todos los procesos para poder determinar el ajuste (de tarifas) que se va a realizar para el próximo año”, dijo Roberto Quirós, gerente de Electricidad del ICE.

• Lo cierto es que el ajuste en las tarifas de electricidad llegará en los próximos meses.

La situación del 2024 será más crítica que la del 2023, ya que con el fenómeno de El Niño totalmente consolidado partir de mediados del 2023, se tendrán mayores impactos, como los siguientes:

• Crecimiento de la inseguridad energética y tarifaria.

• Aumentos en los costos unitarios de generación de las plantas hidroeléctricas como consecuencia de una menor generación de éstas.

• Aumentos en los costos por una mayor generación con las plantas térmicas que usan los caros búnker y diésel importados.

• Aumentos en los costos por una mayor importación de electricidad cara de origen térmico del Mercado Eléctrico Regional (MER).

De acuerdo con la metodología de CVG (Costo Variable de Generación) que utiliza la ARESEP, y que trimestralmente le reconoce al ICE los gastos realizados por las compras en el extranjero de combustibles para las plantas térmicas y de las importaciones de electricidad del extranjero igualmente, deberán ser pagados por los consumidores con aumentos posteriores en las tarifas eléctricas.

La problemática se vuelve más crítica cuando constatamos que la situación del sistema de generación eléctrica se verá más agravada el año entrante con el inicio del ciclo del fenómeno de El Niño.

Además de una preocupante baja muy significativa en el nivel de agua del Embalse de Arenal, el cual llegó a su nivel más bajo en los últimos 10 años, el Informe Anual de Generación y Demanda del 2022, elaborado por la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico Nacional del ICE, señala que ya en el 2022 la generación con plantas térmicas creció significativamente con respecto al 2021.

En el 2022, la situación de crecimiento (+) o decrecimiento (-) de la generación eléctrica por fuente de energía fue la siguiente:

• Plantas térmicas (con búnker y diésel importados): + 3.121,20%.

• Plantas hidroeléctricas: +1,76%.

• Plantas geotérmicas: +1,06%.

• Plantas de bagazo: -17,53%.

• Plantas eólicas: -12,97%

• Plantas solares: -12,31%

El aumento de la producción bruta de electricidad en el 2022 con respecto al 2021 fue del 0,42%.

Como parte de las afectaciones climáticas en el sistema eléctrico nacional, y aún sin estar presente todavía el fenómeno de El Niño en el país, la generación eléctrica con plantas térmicas aumentó significativamente con respecto al 2021 y el embalse de Arenal del ICE llegó su nivel más bajo en los últimos 10 años.

Este embalse es clave ya que es la principal reserva de agua de Costa Rica para la generación hidroeléctrica y para riego de uso agrícola en Guanacaste.

Este importante embalse del sistema de generación eléctrica debió haber estado en un nivel superior (y preferiblemente totalmente lleno) para iniciar el ciclo de El Niño, pero la realidad muestra que esto no es así.

El nuevo ciclo del fenómeno de El Niño se inicia a mediados del 2023 con el embalse de Arenal bastante vacío, lo que tendrá consecuencias importantes sobre los costos de la electricidad y sobre la seguridad energética y tarifaria.

La situación crítica del embalse de Arenal se da por dos razones: la disminución de las precipitaciones y el mayor uso del embalse para satisfacer la demanda eléctrica nacional ante la baja de las precipitaciones.

Esta represa es clave para el sistema eléctrico ya que es el único embalse plurianual que existe en el país (guarda agua de un año para usarla en otros años) y provee el caudal de agua requerido por tres importantes plantas hidroeléctricas (Arenal, Dengo y Sandillal) que en total suman 363.39 MW.

Estas tres plantas hidroeléctricas tienen en su conjunto una capacidad de producción mayor que la planta más grande del país que es Reventazón, la cual tiene una capacidad de producción de 306,87 MW.

Si bien existe mucha preocupación con respecto a los impactos de El Niño en el 2023 y 2024, el problema de la altísima dependencia del sistema nacional de generación es que se va a gravar en el futuro, ya que el cambio climático continuará acelerándose y sus impactos en el clima conllevarán a crecientes riesgos de sequías más frecuentes, más largas y más severas.

5. Otras debilidades adicionales del modelo hidro-térmico actual que agravan más su situación para enfrentar las nuevas y más severas condiciones climáticas que se anticipan en el futuro

A excepción de las plantas Arenal, Dengo y Sandillal, abastecidas por el embalse de Arenal, todas las otras plantas hidroeléctricas del país son de filo de agua o tienen embalses muy pequeños, lo que aumenta los riesgos de bajas abruptas en su producción de electricidad como consecuencia de una reducción en los caudales de los ríos, derivada de menores precipitaciones y mayores intensidades de las épocas secas.

La situación actual del nivel del embalse de Arenal, y la estructura actual del sistema, basada fuertemente en plantas hidroeléctricas de filo de agua y de embalses relativamente pequeños, reduce aún más la seguridad energética y tarifaria del sistema nacional de generación eléctrica y lo hace más vulnerable a las alteraciones del clima que impactan el régimen de las lluvias en el país y los caudales de los ríos.

El nivel actual de embalse de Arenal, el atraso en la recarga natural y el menor nivel de las precipitaciones para recargar este importante y único reservorio en los próximos meses, y la estructura del resto de las plantas hidroeléctricas, han aumentado los temores de que esta situación complique aún más la atención de la demanda nacional durante el período que dure este ciclo de El Niño.

La planta de Reventazón, que es la más grande del país y que fue inaugurada en el año 2016, se construyó a un altísimo costo ($1.567 millones y tuvo un aumento en el costo de construcción de $810 millones con respecto al monto estimado en el 2008, que fue de $757 millones), no ha cumplido con sus expectativas de producción eléctrica, ya que su producción anual ha estado muy por debajo de las expectativas.

Esta planta, que tiene un embalse relativamente pequeño para su tamaño, tiene además un serio daño (una grieta) en un túnel próximo al vertedero de la represa que, a pesar que se detectó poco tiempo después de su inauguración en el 2016, no ha podido ser reparado dada su gravedad y complejidad.

Esta planta fue presentada como la “segunda obra de infraestructura más grande de Centroamérica luego de la ampliación del Canal de Panamá”.

A excepción del embalse de Arenal, los embalses de las plantas hidroeléctricas que tienen embalse (como Cachí, Angostura, Reventazón, Pirrís, Peñas Blancas, etc.) son relativamente pequeños, lo que los hace también muy vulnerables a los crecientes riesgos de sequías más frecuentes, más largas y más severas, provocadas por el cambio climático.

La operación de estas plantas duraría menos de un mes sin entrada notable de agua al embalse en el caso de una sequía severa y prologada. La situación de las otras plantas hidroeléctricas, que son de filo de agua (sin embalse relevante), es todavía más vulnerable.

Con respecto al embalse de Arenal, ya vimos este año que, a pesar de ser el mayor del país y el único plurianual, tiene igualmente una alta vulnerabilidad climática, aún con alteraciones climáticas pequeñas o moderadas como las del 2022 y 2023.

6. Seguridad en energética y tarifaria limitada para enfrentar eventos climáticos más severos en el futuro

Los costos señalados en esta columna y que se dieron en el primer semestre del 2023 se dieron como resultado de alteraciones climáticas relativamente pequeñas y sin estar presente todavía el fenómeno de El Niño.

Es previsible que, con El Niño ya consolidado a partir de mediados de este año, la situación del 2024 sea de mayores costos.

Con el aceleramiento del cambio climático, la situación futura de sequías más frecuentes, más largas y más severas crearán un entorno donde los costos sean mucho más elevados y la seguridad energética y tarifaria del sector eléctrico nacional sea muy precaria, incluyendo altos riesgos de desabastecimiento y escasez.

Es importante tener en cuenta que el respaldo energético actual de las plantas térmicas de búnker y diésel (380,96 MW), que representa el 11,07% de la capacidad instalada del sistema nacional de generación eléctrica, tiene límites y no pude proveer la seguridad energética y tarifaria que se requeriría en caso de sequías más frecuentes, más largas y más severas, como las que se prevén que ocurran en el futuro con el aceleramiento del cambio climático.

El Mercado Eléctrico Regional (MER) tiene también límites como opción de abastecimiento eléctrico ya que, en el caso de sequías severas y largas, la oferta eléctrica no solamente se reduciría porque los países de la región estarían enfrentando una sequía parecida, sino que además la capacidad máxima de transmisión de la línea SIEPAC es limitada (300 MW) y es usada por varios países a la vez.

7. Necesidad de un cambio para poder enfrentar el nuevo y difícil entorno climático que está emergiendo

En la siguiente columna se formulará una propuesta concreta para:

• Disminuir paulatinamente la creciente inseguridad energética y tarifaria derivada de las crecientes alteraciones climáticas provocadas por:

- El aceleramiento del cambio climático que afecta severamente la generación eléctrica proveniente de las plantas hidroeléctricas, las cuales representan el 67,73% de la capacidad instalada actual.

- La total dependencia del respaldo energético a la generación hidroeléctrica nacional de una capacidad limitada de generación térmica basada en el caro y volátil mercado petrolero internacional y en el caro y limitado Mercado Eléctrico Regional (MER).

Al estar en la misma región, los países y las empresas generadoras que son miembros del MER están igualmente sujetos a las mismas alteraciones climáticas que sufrirá Costa Rica, las cuales se deteriorarán más en el futuro como consecuencia del aceleramiento del cambio climático.

• Reducir progresivamente los costos a través de la diversificación de la matriz energética del sistema nacional de generación eléctrica y la introducción de fuentes de energía de menor costo y con baja o nula dependencia climática.

Aumentos en los costos y en la inseguridad energética y tarifaria como consecuencia de la altísima exposición al cambio climático que tiene el sistema nacional de generación eléctrica

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