Introducción: advertencia desde el ente contralor
Una serie de decisiones estratégicas adoptadas por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) entre 2020 y 2024 provocaron un aumento sustancial en el riesgo de racionamientos eléctricos a nivel nacional, según concluye un reciente informe de la Contraloría General de la República (CGR).
El estudio, titulado “Gestión y Regulación de los Recursos de Generación Eléctrica”, fue elaborado por la División de Fiscalización Operativa y Evaluativa (DFOE) y dirigido tanto al ICE como a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep). En sus páginas, se documentan múltiples decisiones que, según la CGR, se desvincularon de criterios técnicos y generaron sobrecostos que ahora recaerán sobre los consumidores.
Decisiones estratégicas cuestionadas por la CGR
Retiro de plantas térmicas en Moín: una medida anticipada y sin respaldo
La CGR señala como uno de los principales detonantes del problema la decisión del ICE de desincorporar dos unidades térmicas en la planta de Moín, con una capacidad total de 68 megavatios (MW), durante 2021 y 2022. Esto se hizo pese a advertencias técnicas internas que consideraban esas unidades necesarias como respaldo para épocas secas.
Estas decisiones, tomadas en el marco de la administración Alvarado Quesada (2018-2022), no fueron acompañadas por un plan de sustitución o contingencia, como requería la normativa técnica del propio Instituto.
Exportación de energía en medio de una crisis climática
A finales de 2022, el ICE optó por vender energía al Mercado Eléctrico Regional (MER) en momentos en que ya se conocía la alta probabilidad de un evento de El Niño en 2023. El problema, indica la CGR, no fue solo exportar, sino hacerlo utilizando recursos hídricos estratégicos como los del embalse Arenal, sin valorar el impacto sobre la generación futura.
Efectos financieros y operativos de las decisiones
Contratación de energía térmica de emergencia
En octubre de 2023, ante el riesgo inminente de déficit energético, el ICE debió contratar 140 MW de capacidad térmica temporal por un costo de $82,4 millones, una acción que —según la CGR— pudo haberse evitado si se hubiesen seguido las recomendaciones técnicas de años anteriores.
Además, el arranque de estas plantas sufrió retrasos de hasta dos meses, lo que debilitó aún más la capacidad de respuesta del sistema ante condiciones climáticas adversas.
Impacto directo en las tarifas de 2025
De los costos asociados a estas medidas de emergencia, $21,8 millones ya fueron incorporados en las tarifas eléctricas de 2025 y 2026, mientras otros $18,2 millones están aún pendientes de ser cargados. El informe también señala pérdidas por ₡15 millones en gastos no recuperados y ₡12 mil millones en activos desincorporados que el ICE no podrá amortizar.
Irregularidades en la regulación tarifaria de Aresep
Cambios sin justificación técnica en el cálculo del CVG
La CGR cuestionó que Aresep modificara la metodología del Costo Variable de Generación (CVG), pasando de una actualización trimestral a una anual, sin demostrar cómo se preservaban principios esenciales como la eficiencia económica o la devolución oportuna de excedentes a los usuarios.
Además, aceptó diferimientos de costos por ₡86 mil millones, sin claridad sobre el financiamiento ni los impactos sobre las tarifas futuras.
Retrasos en la liquidación tarifaria
El informe también critica que Aresep reconoció de forma tardía los costos de los años 2021 y 2022, acumulándolos para ser aplicados en la tarifa de 2025. Esto impidió que los usuarios pudieran experimentar una rebaja más significativa en las tarifas eléctricas del presente año.
Imprecisión en estimaciones y falta de control
Fallas recurrentes en las proyecciones energéticas del ICE
La Contraloría destaca amplias diferencias entre las proyecciones del ICE y la realidad operativa:
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La generación térmica real fue 357% mayor en promedio a la estimada.
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Las importaciones superaron las proyecciones en 220%.
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Las exportaciones fueron 213% más altas que lo previsto.
En muchos meses donde el ICE no anticipó generación o intercambio energético alguno, sí ocurrieron, acumulando cientos de GWh en cada rubro.
Falta de parámetros para evaluar la precisión de sus estimaciones
El ICE no cuenta con un sistema que le permita medir la confiabilidad de sus proyecciones, lo que impide una mejora continua en la planificación energética. Esto, señala la CGR, puede generar sobrecostos o aumentos súbitos en las tarifas, trasladando el riesgo financiero a los consumidores.
Racionamiento no programado y consecuencias tangibles
Apagón del 9 de mayo: primer síntoma de una crisis anunciada
El 6 de mayo de 2024, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) entró en fase de alerta de racionamiento, y tres días después, ocurrió un apagón no programado entre las 5:30 p.m. y las 7:38 p.m., afectando 100 MW de demanda, lo que equivale a casi el 6% del consumo nacional en ese momento. La energía no servida se valoró en $149 mil.
Además, el ICE tuvo que arrendar 68 MW adicionales, por unos $40 millones, decisión que pudo evitarse de no haberse retirado las unidades térmicas en Moín, hoy parcialmente reincorporadas con un costo adicional de ₡600 millones.
FUENTE CRHOY
