¿Ha sido eficaz la reducción de la capacidad de energía firme para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional?
Roberto Dobles roberto.dobles@gmail.com | Lunes 20 noviembre, 2023
En esta columna se analiza la reducción que se ha venido dando a través del tiempo de la capacidad y de la energía firme de respaldo que proveen las plantas térmicas.
Todo apunta a que está reducción no ha sido eficaz ya que creó una situación de importante vulnerabilidad energética y tarifaria del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el 2023, la cual se va a prorrogar en el 2024, 2025 y 2026.
El cambio climático, que continúa evolucionando rápidamente, tendrá efectos importantes en el nivel de generación de las plantas hidroeléctricas, las cuales son la base del SEN.
El análisis que se presenta a continuación se relaciona únicamente con la problemática concerniente a la vulnerabilidad energética y tarifaria del SEN ante la reducción del respaldo energético que proveen las plantas térmicas del ICE. No se analizan otros temas claves del SEN, como los que señalé en una columna anterior titulada “Propuesta para reducir progresivamente la creciente inseguridad energética y tarifaria y los crecientes costos de la generación eléctrica nacional”.
Esta columna es un complemento a los análisis relacionados con la vulnerabilidad y la confiabilidad del SEN realizados en mis dos columnas anteriores tituladas “El sistema eléctrico nacional en serios apuros y en una encrucijada” y “Más sobre los apuros y la encrucijada del sistema eléctrico nacional”.
La capacidad y la energía firme de respaldo son necesarias para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional en los momentos cuando se reduce la generación eléctrica con energías renovables por razones de la variabilidad previsible y no previsible de la naturaleza (como las variaciones climáticas).
Un ejemplo de lo anterior es lo que ha estado ocurriendo con las variaciones climáticas en el 2023 y que han afectado significativamente la seguridad energética y tarifaria, las cuales se prevé que se prolonguen en el 2024, 2025 y 2026 con consecuencias importantes.
De acuerdo con el ICE, la situación hídrica negativa del 2023 creó una situación de un faltante importante del respaldo energético del SEN, la cual se prolongaría hacia el 2024, 2025 y 2026.
Para poder llenar el faltante de capacidad de respaldo energético que se creó, el ICE procedió de urgencia este año a alquilar cuatro bloques de 36,5 MW cada uno de plantas portátiles de diésel para un total de 146 MW, a un costo de $82,4 millones, más el costo del diésel que estas plantas consuman.
El ICE informó en el momento de justificar este alquiler de urgencia que “de no gestionarse esta contratación, el ICE no tendría el respaldo energético requerido para hacerle frente a los veranos del 2024, 2025 y 2026″.
Los costos del diésel que usarían estas plantas térmicas de diésel alquiladas serían asumidos por el ICE y se adicionarían a los ya altos costos del búnker y del diésel importados que se usan en las plantas térmicas propias actuales.
Evolución del respaldo térmico del sistema eléctrico nacional
La evolución de la capacidad de respaldo térmico disponible en Costa Rica ha sido hacia una reducción.
Lo anterior se ha realizado ante un entorno donde más bien se requiere un fuerte respaldo energético del SEN ya que el cambio climático disminuye cada vez la generación de las plantas hidroeléctricas debido a sequías más severas y prolongadas, lo que reduce también el respaldo energético que puedan proveer aquellas plantas que tengan un embalse de suficiente capacidad.
El embalse de Arenal es el único en el país que tiene capacidad interanual (para almacenar agua de un año a otro) y es clave para la seguridad energética y tarifaria del SEN, pero su capacidad es muy vulnerable a las variaciones hidrológicas.
Su vulnerabilidad ya se ha visto en el pasado y en este año, la cual se continuará viendo el año entrante y siguientes.
Ante la baja significativa de la generación hidroeléctrica que se prevé que continue y se profundice el año entrante y años posteriores, como se indicó anteriormente, el ICE contrató de urgencia varias plantas térmicas portátiles que consumen diésel importado, para un total de 146 MW, las cuales reforzarán la capacidad actual 381 MW de las plantas térmicas propias, para un total de 527 MW.
Los avances del cambio climático, que provocan también que los fenómenos cíclicos de El Niño y La Niña sean más extremos, van a crear impactos aún mayores en el futuro que los que han ocurrido en el pasado y en este año.
El cambio climático hace prever que en el futuro las variaciones hidrológicas negativas serán mayores y que afectarán más fuertemente la generación de las plantas hidroeléctricas, que son la base del sistema de generación del país.
Con respecto a lo que está ocurriendo este año, un reportaje de Repretel de la semana pasada, titulado “Embalse del Arenal baja 7 metros su nivel e impactará las tarifas eléctricas”, muestra la disminución de la seguridad energética y tarifaria por la falta de agua en este embalse clave para el SEN.
Las alteraciones climáticas de este año han afectado también los costos. Este reportaje recoge declaraciones de funcionarios del ICE y señala que “las tarifas eléctricas de los próximos dos años aumentarán porque el embalse del volcán arenal está cada vez más bajo”.
Las alteraciones en el clima han afectado así la capacidad de respaldo de energía firme que le provee el embalse de Arenal al SEN.
Con respecto a la capacidad de respaldo térmico, que es el único respaldo que no es afectado por la evolución de la naturaleza (como las variaciones climáticas normales y el cambio climático), abajo se muestra la reducción ha ocurrido durante el período 2010 - 2022:
2010: 27.75% (723,071 MW)
2012: 23.11% (612,601 MW)
2012: 22.50% (612,601 MW)
2013: 21.81% (595,691 MW)
2014: 21.81% (595691 MW)
2015: 19.42% (595,691 MW)
2016: 16.41% (571.691 MW)
2017: 16.20% (571,691 MW)
2018: 15.81% (571,691 MW)
2019: 13.29% (474,112 MW)
2220: 13.40% (474,112 MW)
2021: 12.23% (425,962 MW)
2022: 11.07% (380,962 MW)
La situación climática del 2023, la prevista para el 2024, 2025 y 2026 y las que se pueden visualizar en el futuro, muestra que la capacidad actual del respaldo energético del SEN no es suficiente para respaldar el sistema eléctrico en situaciones hidrológicas como las actuales y mucho menos con respecto a situaciones más severas como las que se anticipan con la evolución negativa del cambio climático.
¿Provee respaldo energético el Mercado Eléctrico Regional (MER)?
Las importaciones de electricidad del Mercado Eléctrico Regional (MER) no brindan ninguna seguridad energética firme al SEN. Sobre este tema, el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040 del ICE señaló lo siguiente:
Los contratos (de suministro eléctrico en el MER) solo son funcionales cuando hay suficiente capacidad para atender toda la demanda.
Cuando hay faltantes, los gobiernos nacionales emiten disposiciones extraordinarias justificadas por la emergencia del racionamiento y podría haber una gran presión sobre los contratos internacionales.
Por esta razón, en el presente plan de expansión no se considera la importación como una fuente energética disponible.
Consecuentemente, la única capacidad y energía firme de respaldo del SEN es la que se encuentra en el territorio nacional.
Disminución de la generación de las plantas hidroeléctricas a partir de este año que afectó la seguridad energética y tarifaria del SEN
La disminución mayor de lo usual de la generación con plantas hidroeléctricas que se ha dado este año es una clara señal de la creciente vulnerabilidad hídrica del sistema de generación nacional de electricidad.
Lo anterior se dio por una reducción de los caudales en los ríos debido a una estación más seca de lo normal, la que está ocasionando grandes aumentos en los costos porque obligó a aumentar significativamente la generación eléctrica con las plantas térmicas de búnker y diésel y las compras de electricidad en el Mercado Eléctrico Regional (MER) proveniente de plantas térmicas.
La generación eléctrica con las plantas térmicas actuales del ICE y las importaciones de electricidad del Mercado Eléctrico Nacional (MER) han aumentado significativamente, lo cual ha estado creando un altísimo costo.
Solamente en el primer semestre del 2023, la disminución de la generación con plantas hidroeléctricas ocasionó los siguientes aumentos en los costos por las compras de energía que se hicieron en el mercado petrolero internacional y en el Mercado Eléctrico Regional (MER):
$53,7 millones por la compra de búnker y diésel realizada de enero a junio.
$39,3 millones por la compra de electricidad en el MER en lo que va del año de enero a junio.
En total, el aumento en los costos por estos dos rubros, solamente en el período de enero a junio de este año, fue de $93 millones.
El costo de la electricidad en el MER subió significativamente desde el inicio del año. Mientras que a principios 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%.
Esta situación condujo también a un aumento de la dependencia del sistema eléctrico nacional del mercado petrolero internacional.
El Semanario Universidad publicó en octubre pasado las siguientes afirmaciones del ICE relacionadas con la problemática actual:
Hemos gastado mucho dinero en comprar combustibles e importar energía por escasez de lluvias.
La escasez de lluvias provocada por los efectos del fenómeno el Niño ha obligado al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a sacar la billetera para comprar combustibles fósiles e importar energía eléctrica de países vecinos, lo que se trae abajo la ambición de generar toda la electricidad con fuentes limpias y el deseo de evitar aumentos en las tarifas que pagan los usuarios.
En agosto pasado el ICE debió presupuestar casi $150 millones en este año para compensar la caída en la generación hidroeléctrica, lo que mete presión presupuestaria al ICE y, por tanto, tarifaria.
Antes de que el ICE tomara la decisión de alquilar varios bloques de plantas térmicas con un total de 146 MW y antes de que los precios empezaran a subir en el mercado petrolero internacional, se estimaba que el costo en el 2024 de las compras de búnker y diésel y de electricidad en el MER sería de unos $178 millones.
¿Qué es la energía firme de respaldo energético de un sistema eléctrico?
La Real Academia de Ingeniería de España define la energía firme o no variable en un sistema eléctrico de la siguiente manera: “Energía suministrada por una central eléctrica de forma permanente y garantizada las 24 horas del día”.
Las palabras clave son energía permanente y garantizada en todo momento o instante del año o del día, no importa las condiciones del sistema, como el estado de la naturaleza (el clima, por ejemplo) en el momento que la demanda requiera la generación de energía eléctrica.
La energía firme, que garantiza la operación y confiabilidad del sistema en cualquier instante del día y del año, es la que en última instancia asegura la continuidad del servicio y la satisfacción de la demanda eléctrica en todo momento.
Hay que tener presente que la demanda eléctrica es instantánea y no espera, lo que conduce a demandar inmediatamente potencia y energía al momento de necesitarse, no importa la hora o la fracción de segundo que se requiera.
La necesidad de tener suficiente energía firme se da por múltiples razones, dentro de las cuales se encuentran las siguientes:
En el caso de las energías renovables dependientes del clima, cuando los caudales de los ríos disminuyen (en el caso de las plantas hidroeléctricas), el viento disminuye (en el caso de las plantas eólicas) o la radiación solar disminuye (en el caso de las plantas solares).
Cuando ocurren fallas en cualquier planta eléctrica del sistema.
Cuando se dan labores programadas o no programadas de mantenimiento de plantas eléctricas.
Consideraciones del ICE sobre la necesidad de disponer de suficiente capacidad y energía firme de respaldo
En el último Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040, publicado en Julio del 2023, el ICE señaló lo siguiente:
En el sistema eléctrico costarricense, con una matriz de generación fundamentalmente renovable, es indispensable disponer de suficiente capacidad y energía firme de respaldo, que sea capaz de asegurar la continuidad del servicio cuando se reducen las fuentes renovables. Por excelencia, este respaldo lo dan las plantas térmicas y las centrales hidroeléctricas con grandes embalses.
En los últimos años, el uso de la generación térmica ha sido muy reducido producto de la holgura en la oferta en el país, de condiciones hidrológicas favorables y la existencia de oportunidades de importación en el MER a precios menores que los de algunas de las plantas propias.
Esto ha provocado que el aporte del parque térmico se subestime y surja la duda si es posible operar el sistema de generación con menor respaldo térmico sin afectar la calidad y confiabilidad del SEN.
El problema de la energía firme y el respaldo de la variabilidad de las fuentes renovables es muy complejo. El valor de la capacidad térmica en un sistema de estas características no es medible a través del factor de planta o mediante precios medio de generación. El enfoque es sistémico, las plantas térmicas valorizan la energía renovable y brindan resiliencia al sistema en escenarios climáticos adversos pero probables. Es de poco valor instalar viento y solar si estas fuentes por sí solas no pueden garantizar la continuidad del servicio.
La necesidad de capacidad térmica, en su función de complemento del sistema, solo puede ser evaluada considerando la volatilidad de la matriz renovable y a lo largo de varios años. Aunque en la época lluviosa las plantas térmicas no se enciendan y ocurran años con abundancia de recursos renovables que demandan pocas horas de respaldo térmico, el sistema debe estar preparado para afrontar condiciones adversas que tienen la misma probabilidad de ocurrencia.
El componente térmico instalado en el país es producto de los procesos de planificación basados en fuentes renovables.
No es posible desarrollar una matriz eléctrica renovable sin los complementos térmicos adecuados que aseguren la seguridad y confiabilidad del sistema al menor costo.
Esta capacidad tiene un costo y es parte fundamental de las optimizaciones económicas de los planes de expansión.
La necesidad de dotar al sistema costarricense de mayor capacidad de energía firme a costos razonables y la suficiencia de capacidad de respaldo del país para compensar la gran variabilidad de las fuentes renovables es uno de los principales focos de atención del presente plan de expansión.
¿Respaldo energético térmico con gas natural o con búnker y diésel importados?
El problema del respaldo con energía firme térmica que tiene actualmente el país es que está basado en los caros búnker y diésel importados provenientes además del volátil e incierto mercado petrolero internacional, cuando en el mundo la energía firme la provee prioritariamente las plantas que usan gas natural, que es mucho más barato y que genera mucho menos emisiones al ambiente, incluyendo gases de efecto invernadero.
El ICE debiera dejar de utilizar el búnker y diésel importados y debiera migrar su respaldo térmico hacia el gas natural, como ocurre en todo el mundo.
Las plantas actuales del ICE búnker y diésel pueden ser fácilmente convertidas a gas natural para salir de la total dependencia de este importante respaldo energético del caro y volátil mercado petrolero internacional.
Sobre el uso del gas natural, el Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2022-2040 del ICE señaló lo siguiente:
Comparado con otros combustibles fósiles, el gas natural es más puro y limpio, lo que se traduce en un menor impacto ambiental gracias a su alta relación hidrógeno-carbono en su composición.
Los costos y los precios del gas natural son también mucho más bajos que los del búnker y del diésel importados. El viernes pasado, los precios mayoristas en los EE. UU. (país de donde el país importa prácticamente todos los derivados de petróleo), fueron los siguientes:
Gas natural: $16,32/barril equivalente de petróleo (BEP)
Diésel: $122,47/barril (7,51 veces más caro que el gas natural)
Búnker: $118,02/barril (7,23 veces más caro que el gas natural)
Sin embargo, a pesar de que el gas natural es la fuente de energía térmica de respaldo energético preferida en el mundo, por ser mucho más barato y por generar mucho menos emisiones, en el país se prefiere usar los caros búnker y diésel importados.
Si el gas natural fuera de origen nacional, las ventajas serían aún mayores. Entre otras cosas, porque no habría que transportarlo al territorio nacional por barco, lo que evitaría los altos costos de transporte, de licuefacción y de regasificación, y porque generaría grandes cantidades de recursos fiscales y no fiscales que mucho le hacen falta al país.
Conclusiones
Por dicha el ICE paró la reducción que se venía dando en la capacidad de las plantas térmicas que proveen el respaldo último del sistema de generación eléctrica. De lo contrario, el país estaría en una situación más crítica de lo que está ahora.
Todavía en el 2022 el ICE buscaba continuar con una reducción de casi la mitad de la capacidad instalada del respaldo energético que proveen sus plantas térmicas. Así lo manifestó el 3 de agosto de ese año ante la Comisión Especial del Sector Energético Nacional de la Asamblea Legislativa. En esa instancia, el ICE señaló que iba a sacar de operación el 47% de sus plantas térmicas de forma definitiva.
Ante la evolución del cambio climático, que afectará cada vez más la base del Sistema eléctrico Nacional (SEN) conformado por las plantas hidroeléctricas, el ICE y el MINAE debieran replantearse el tema de la seguridad energética y tarifaria del sistema nacional de generación eléctrica.
Entre otras cosas, se debería de incluir lo siguiente dentro de este análisis:
¿Cuál debiera ser la evolución del nivel de respaldo energético del SEN en el tiempo ante el avance del cambio climático que afecta cada vez más la generación de las plantas hidroeléctricas, las cuales son la base del sistema nacional de generación eléctrica?
¿Cuál debiera ser la composición de las plantas que apoyarán el respaldo energético del sistema?
¿Conviene seguir con el respaldo de las caras plantas térmicas de búnker y diésel importados o es mejor convertirlas a gas natural y, de preferencia nacional?
¿Cuál debiera ser el rol del ICE en el caso de la exploración de gas natural nacional, a partir del potencial que fue establecido como resultado de las exploraciones realizadas en el pasado por diversas empresas?
En dos ocasiones, el ICE había definido estrategias sobre el tema del potencial del gas natural nacional.
En el período 1981-1990, el ICE apoyó decididamente a RECOPE con una cantidad importante de su personal especializado (geólogos, geofísicos, geoquímicos, perforadores, etc.) para que RECOPE pudiera efectuar varias alianzas estratégicas con el fin de realizar las exploraciones que se realizaron en ese período (con PEMEX, PETROCANADA y el BANCO MUNDIAL).
En el 2001, el ICE le manifestó por escrito a una de las empresas a las que se le adjudicó una concesión para explorar y producir hidrocarburos en el país que le interesaba comprarle gas natural en caso de que produjera gas natural.
También le hizo una propuesta de servicios de perforación a esta empresa en ese año con el fin de que utilizara uno de sus equipos y su personal que utilizaba en la perforación de pozos profundos geotérmicos. Este equipo del ICE y su personal se utilizarían en la perforación profunda de pozos profundos de exploración, y eventualmente de producción, de gas natural y petróleo.
El ICE tiene tres equipos de perforación profunda. El ofrecido a la empresa anterior es el de mayor capacidad de los tres, ya que es un equipo de perforación diseñado y construido para gas natural y petróleo. Fue utilizado en el pasado para perforar pozos profundos en el territorio por parte de PETROCANADA en su alianza con RECOPE, el cual fue luego donado al ICE en perfectas condiciones y sigue estando actualmente en perfectas condiciones.
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