La Contraloría General de la República (CGR) advirtió que decisiones estratégicas tomadas por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) incrementaron el riesgo de racionamiento eléctrico para los usuarios.
Así se desprende del informe Gestión y Regulación de los Recursos de Generación Eléctrica, elaborado por la División de Fiscalización Operativa y Evaluativa (DFOE) de la CGR, dirigido al ICE y a la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep), con fecha de este 12 de mayo.
El análisis contempló el periodo entre el 1° de enero de 2020 y el 31 de diciembre de 2024.
La CGR subrayó que, en 2021, durante la Administración Alvarado Quesada (2018-2022), el ICE optó por retirar 2 unidades de generación térmica en Moín (con búnker) por 68 megavatios (MW) en contra de criterios técnicos y que, además, en 2022 decidió exportar energía al Mercado Eléctrico Regional (MER) pese a la necesidad de conservar los excedentes para enfrentar los impactos del fenómeno de El Niño en 2023.
“Esto lo llevó a un racionamiento eléctrico no programado en 2024, a contratar 140 MW de generación térmica por $82,4 millones y a otros costos adicionales”, enfatizó el documento, divulgado este lunes.
Hubo otros 2 hallazgos relevantes en la auditoría: Debilidades en la justificación y aplicación de la nueva metodología de Costo Variable de Generación (CVG): La Aresep modificó la metodología del CVG, cambiando la periodicidad de las fijaciones de trimestral a anual, sin justificar la afectación de criterios como el equilibrio financiero, la eficiencia económica, la devolución oportuna de excedentes a los usuarios ni el envío de señales de precios. Además, aceptó diferir costos del ICE por ₡86 mil millones a 24 meses, sin conocer la fuente de los recursos utilizada por el Instituto.
Inoportuno reconocimiento de las liquidaciones tarifarias del ICE: La Aresep realizó de forma tardía el reconocimiento de las liquidaciones tarifarias del ICE correspondientes a los períodos 2021 y 2022, acumulando su impacto en la tarifa de 2025.
El informe concluye que la gestión de los recursos de generación del servicio eléctrico por parte del ICE y la regulación realizada por Aresep, no cumplen en los aspectos significativos analizados con el marco normativo y técnico aplicable. Propiciando la materialización del riesgo de racionamiento eléctrico a nivel nacional, y trasladando costos acumulados a las tarifas del 2025, impidiendo una rebaja más significativa este año.
La CGR detalló el paso a paso de las decisiones estratégicas del ICE que incrementaron el riesgo de racionamiento para los usuarios:
En octubre de 2021 y setiembre de 2022: el ICE retiró de funcionamiento las unidades 8 y 10 de la planta térmica Moín (respectivamente), reduciendo 68 MW de capacidad de respaldo para periodos secos, pese a que sus estudios técnicos indicaban que las unidades eran necesarias y no estaban obsoletas, y que si se retiraban debía restituirse su capacidad para 2024 y contar con planes de contingencia para suplir la necesidad; lo cual no fue efectuado por el ICE.
El ICE disminuyó el nivel del embalse Arenal al vender energía en el MER durante el último trimestre de 2022, pese a conocer la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño el próximo año y encontrarse ante un déficit hídrico, lo que implicaba requerimientos de energía adicional en 20235.
La mayor parte de las exportaciones se realizaron mediante contratos firmes mensuales que se suscribieron en octubre, noviembre y diciembre. La energía se generó en las plantas de Arenal y Reventazón. Aunque los excedentes de energía exportados no se requerían para atender la demanda nacional en ese momento, el ICE no consideró la necesidad de conservar el agua del embalse utilizada para generar esa energía, con el fin de enfrentar las condiciones secas previstas para 2023.
Octubre de 2023: El ICE inició un proceso de contratación para arrendar 140 MW de capacidad térmica temporal ante la inminente escasez de energía, debida en parte al retiro de capacidad térmica, riesgo que había sido previsto en estudios técnicos de 2020 y 2022 del propio ICE. El riesgo de insuficiente generación para 2024 fue reiterado en un nuevo estudio del ICE que recomendó arrendar capacidad térmica desde ese año hasta 2026. Así, ante la urgencia y la ausencia de planes de contingencia, el ICE contrató el arrendamiento de plantas térmicas por $82,4 millones, pero su entrada en operación sufrió retrasos de hasta 2 meses, afectando la capacidad requerida por el Instituto para enfrentar el fenómeno de El Niño.
Debilidades en las estimaciones de generación térmica, exportaciones e importaciones de energía realizadas por el ICE para el cálculo del CVG en el periodo de enero de 2021 a julio de 2024: La generación térmica real presentó una diferencia promedio de 357% con respecto a las estimaciones del ICE. Además, en 21 meses en los que el ICE estimó que no utilizaría este tipo de generación, produjo un total de 312 gigavatios hora (GWh). Por su parte, las importaciones superaron a las proyecciones por un 220% en promedio. Y, en 10 meses para los cuales el ICE estimó que no habría importaciones, importó un acumulado de 314 GWh. Finalmente, las exportaciones mostraron una diferencia promedio de 213%, y se registraron exportaciones en 20 meses en los que se había estimado que no habría.
Efectos provocados El 6 de mayo de 2024 el SEN entró en fase de alerta de racionamiento. El 9 de mayo siguiente se materializó el riesgo de no poder abastecer la demanda, dándose un racionamiento no programado, cortando 100 MW de servicio eléctrico (aproximadamente 5,88% de la demanda nacional en ese momento) de las 5:30 p.m. a las 7:38 p.m. Esto implicó una energía no servida de 165,95 MWh (Megavatios hora), la cual tiene un valor estimado de $149 mil.
Además, el ICE tuvo que arrendar 68 MW adicionales de potencia térmica (equivalentes a casi la mitad de los 140 MW contratados), incurriendo en un gasto aproximado de $40 millones que podría haberse evitado de atenderse lo señalado en los estudios técnicos sobre la necesidad de conservar el respaldo térmico existente y mantener en operación las unidades 8 y 10 de la Planta Térmica Moín. De ese costo, $21,8 millones ya fueron cargados a las tarifas de 2025 y 2026, mientras que $18,2 millones están pendientes.
El ICE perdió ₡15 millones de gastos incurridos en el retiro de la unidad 8, los cuales no reportó a la Aresep para recuperarlos por medio de tarifas. Así como ₡12 mil millones de gasto por pérdida, asociados al monto pendiente por depreciar de la inversión en los activos desincorporados, lo que le impide al ICE recuperar la inversión realizada y reduce sus recursos para nuevos proyectos de generación. Además, en octubre de 2023, el ICE decidió reincorporar la unidad 10 de la Planta Térmica Moín a partir del verano de 2025 (la cual había sacado de operación en 2022), para lo cual ha gastado aproximadamente ₡600 millones, pendientes de ser cargados en tarifas.
Las imprecisiones en las estimaciones del ICE impactan el cálculo del factor CVG y podrían afectar la toma decisiones de la Administración en cuanto a la gestión de los recursos de generación.
“Esto repercute en las tarifas eléctricas que pagan los usuarios, ya que si se subestima se pueden generar aumentos futuros debido a la acumulación de costos, y sobreestimaciones provocan costos excesivos para los usuarios”, concluye el informe.
Con información de | crhoy.com
Obtén información al instante, únete a nuestra comunidad digital
Síguenos en nuestras cuentas de Redes Sociales Instagram: @costaricanews24
