Los mercados eléctricos son de los sistemas económicos más complejos que existen por las características particulares del producto que se comercializa (electricidad) y lo complicado que es operar un sistema interconectado que opera 24 horas al día y cuya demanda varía según el horario. La electricidad al no poder almacenarse a gran escala de forma económica para poder venderse posteriormente hace que la demanda deba ser atendida en tiempo real durante todo el día, lo cual los convierte en sistemas muy complicados de planificar y operar.

Además, el desarrollo de plantas de generación y líneas de transmisión requiere mucho tiempo y grandes inversiones. A esto se suma que la generación de energía eléctrica depende de la disponibilidad de los recursos que tenga el país (agua, viento, sol, etc.) introduciendo un factor de variabilidad al sistema que requiere contar con capacidad de reserva. Todo esto hace que los mercados eléctricos requieran un alto grado de planificación y gestión para alcanzar el objetivo de que un país cuente con un suministro eficiente y estable de energía eléctrica al menor costo posible.

Costa Rica ha contado desde 1949 con un mercado eléctrico similar a lo que se denomina un “monopolio verticalmente integrado” en donde el Estado por medio del ICE y su subsidiaria la CNFL, tiene una participación dominante en la generación, transmisión y distribución de electricidad. Con participación en la distribución de dos empresas de propiedad municipal como es JASEC y ESPH. Además también de cuatro cooperativas de electrificación rural. En la generación se cuenta con la participación de aproximadamente 30 pequeños generadores privados que contribuyen con el 19% de la potencia instalada.

Actualmente se estudia en la Asamblea Legislativa el proyecto de Ley de armonización del sistema eléctrico nacional (expediente 23.414) el cual pretende, entre otros objetivos, modernizar el mercado eléctrico nacional y abrir el mercado de generación eléctrica a inversionistas privados buscando que el país cuente con los recursos del sector privado para financiar las inversiones futuras en generación de energía e introducir una mayor transparencia y eficiencia en el mercado eléctrico. Lo cuál ha sido recomendado por la OCDE. Esto no conlleva una privatización del mercado eléctrico y el ICE continuaría teniendo un rol fundamental en este, gestionando la generación de sus plantas, administrará las líneas de transmisión y podrá participar en el desarrollo de nuevos proyectos de generación de energía compitiendo con el sector privado.

¿Por qué es necesaria la reforma?

La Contraloría en el año 2021 emitió un informe en donde censuraba que el ICE sea “juez y parte” en el suministro eléctrico. Esto es debido que el ICE no solo produce y vende energía, sino que también es el responsable de planificar cuanto se consumirá de electricidad y de donde la tomará para atender la demanda nacional. Este doble papel afecta a los consumidores y generadores privados, porque el ICE puede decidir tomar la electricidad de plantas propias en lugar de planta privadas las cuales tienen un menor costo de generación con lo cual el precio a los usuarios no es el más optimo.

La Contraloría reconoció el liderazgo esencial del ICE al planificar y operar un sistema eléctrico “renovable, confiable y seguro”, pero señaló que el entorno actual es muy diferente al de las últimas décadas. Esto implica pérdidas de eficiencia que limitan la atención de la demanda eléctrica al menor costo. La ARESEP (2021) reveló que las plantas de generación privadas generan energía más barata que las del ICE y la CNFL. Esto se debe a la diferencia en costos de inversión y operación que existen entre ambos tipos de plantas.

El mejor ejemplo del rol del ICE como “juez y parte” se evidenció en el año 2020 cuando el ICE decidió cancelar la compra de energía de 7 plantas privadas, a pesar de que producían energía limpia y a un menor costo. Esto se produce porque la ley que autoriza a privados a producir energía solo permite que se venda la misma al ICE y no se puede vender a terceros dentro o fuera del país. La UCCAEP manifestó recientemente que es injustificable que en la emergencia en que se encuentra el país por la posibilidad de racionamiento eléctrico haya plantas de generación privada que no pueden generar electricidad porque el ICE no les renovó el contrato.

El ICE manifestó en el 2022 que tenía la intención de vender el 47% de las plantas térmicas para ahorrar costos operativos. Actualmente el país está usando a su máxima capacidad las plantas térmicas para cubrir el faltante de electricidad que dejaron de generar las hidroeléctricas por la caída de las lluvias. Más bien para atender la emergencia de la baja del nivel de agua de los embalses se trató de contratar más plantas térmicas, pero el ICE solo pudo contratar el 59% necesario.

En el 2023 el país exportó electricidad por 107,6 GWh en el mercado eléctrico regional de acuerdo con el Informe Anual de Generación y Demanda del ICE. Esto representó para el ICE un ingreso de USD 11.31 millones. Lo que genera dudas de si fue lógico usar reservas de agua de los embalses para exportar energía en el 2023 cuando se sabía del riesgo que representaba el fenómeno del Niño en el cambio del patrón de lluvias.

Este año el presidente del ICE ante comparecencia en la Asamblea Legislativa manifestó su apoyo al proyecto de ley que pretende abrir el mercado de generación, principalmente porque el ICE no tiene la capacidad financiera para atender la demanda de energía eléctrica para los próximos años. También reconoció que debe de existir más objetividad en la planificación eléctrica del país.

Principales cambios que se proponen al mercado eléctrico

El principal objetivo del proyecto de ley se puede resumir como el de modernizar el sistema eléctrico nacional buscando una mayor eficiencia y seguridad del sistema, promoviendo el aprovechamiento de las nuevas tecnologías, para proveer al país de un suministro estable de electricidad al menor costo.

Se establece que cualquier interesado podrá desarrollar proyectos de generación de electricidad con lo que se abre el mercado de generación de electricidad que hoy tiene una serie de limitaciones y barreras de entrada, principalmente por tipo de tecnología y tamaño de las plantas de generación que puede desarrollar el sector privado.

Es importante señalar que cuando se da la apertura del mercado de generación de energía eléctrica en un país generalmente la entidad estatal que estaba a cargo de la generación no participa desarrollando nuevas plantas. Esto porque se reconoce que el sector privado puede desarrollar plantas a un menor costo y de una forma más eficiente. El proyecto de ley si deja la posibilidad de que el ICE continúe construyendo nuevas plantas, pero ahora deberá de competir con el sector privado.

Se crea el Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN) como un órgano técnico, independiente y autónomo el cual tendrá a su cargo la planificación, operación y administración del Mercado Eléctrico Nacional. La planificación de la generación y transmisión para atender la demanda futura sería realizada por el ECOSEN resolviendo el problema actual en donde el ICE es “juez y parte”, al tener la responsabilidad de la planificación y de la generación de electricidad.

Las contrataciones de nuevos proyectos de generación la hará el ECOSEN por medio de subasta competitiva de contratos de capacidad o potencia, pudiendo participar cualquier agente. El ICE participaría como cualquier otro agente, con lo que se introduce competencia en la generación de la energía eléctrica.

Se crea el Mercado Eléctrico Mayorista en donde los agentes podrán contratar libremente compra y venta de energía y potencia, a corto y largo plazo. Son agentes las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras, comercializadoras, agregadores y los grandes consumidores.

Se introduce el Despacho Económico que es el mecanismo que decide el orden en el que cada planta generadora inyecta su energía a la red en un periodo determinado. Su objetivo es asegurar el abastecimiento de toda la demanda de energía del sistema al menor costo posible, cumpliendo con las limitaciones de las plantas de generación y las restricciones del sistema eléctrico. Por ejemplo, el operador del sistema ordena que las plantas con menor costo de generación inyecten electricidad al sistema, como las plantas fotovoltaicas, eólicas e hidroeléctricas, y solo si es necesario, que las de mayor costo inyecten energía al sistema, como las plantas termoeléctricas que usan petróleo.

Además, se incluye la prioridad a las energías renovables, el libre acceso a las redes de transmisión y distribución, se consideran las nuevas tecnologías, se incluyen las figuras del comercializador, agregador y gran consumidor, se establece el tratamiento de excedentes de energía, las ventas en el mercado eléctrico regional, así como los servicios auxiliares.

Beneficios de la reforma al mercado eléctrico

La reforma del mercado eléctrico liberalizando la generación de energía eléctrica traerá importantes beneficios al país y a los consumidores, entre los principales están:

Mejor planificación para atender la demanda futura: la incertidumbre que ha afrontado el país ante el riesgo de cortes eléctricos debido al efecto del fenómeno de El Niño en el nivel de agua de los embalses es la mejor evidencia de la urgente necesidad de hacer una mejora estructural en la forma en que se planifica la generación de energía eléctrica en el país.

El cambio climático con posibles afectaciones en los niveles de lluvias, así como el aumento esperado de la participación de plantas eólicas y fotovoltaicas en la matriz energética por la intermitencia y variabilidad del recurso usado (viento y sol), traerán una mayor variabilidad al sistema que debe de ser muy bien dimensionada y cubierta con una capacidad de reserva adecuada.

Mayor transparencia y rendición de cuentas: se produciría una mayor transparencia en la planificación de proyectos de generación de electricidad y en la formación del precio de la electricidad a los consumidores. Históricamente el desarrollo de los proyectos de energía en el país ha sido manejado de forma casi “secreta” sin rendición de cuentas y ha habido importantes problemas de atrasos y sobrecostos en varias plantas de generación que le han costado al país muchos millones. La mayoría han sido asumidos por los usuarios a través de un costo de electricidad más alto o pérdidas asumidas por el ICE, lo cual al final nos afecta a todos los costarricenses al ser esta una entidad del Estado.

Una publicación de crhoy.com determinó que en 7 proyectos de generación de energía eléctrica hubo sobrecostos mayores a los 1,700 millones de dólares. El más importante fue en el proyecto Reventazón. La planta hidroeléctrica Reventazón de 305 MW con un presupuesto original de 757 millones de dólares, tuvo un sobrecosto de 107% (810 millones de dólares) para un costo final de 1,567 millones de dólares y genera solo el 59% de la energía proyectada debido a que tiene una grieta que produce filtración de agua y no permite que la planta alcance la generación esperada.

Mayor eficiencia en el desarrollo de proyecto de energía: la participación del sector privado en proyectos de generación traerá una mayor eficiencia en el desarrollo de los proyectos, con menores atrasos y sobrecostos, traduciéndose en un menor precio de la electricidad a los usuarios.

La participación del sector privado por medio de contratos de asociaciones público-privadas (APP) de energía tipo BOT (build, operate, transfer) y BOO (build, own, operate) ha demostrado internacionalmente ser más eficiente para el desarrollo de proyectos de generación, dado que existe una mejor alineación de incentivos para ello. En una APP el socio privado solo recibe pagos hasta que el proyecto esté construido y haya cumplido las especificaciones técnicas, esto crea el incentivo para terminar los proyectos a tiempo y con la calidad contratada.

Además, el privado aporta capital en riesgo (20% a 30%) del monto de inversión y asume los principales riesgos del proyecto incluyendo sobrecostos. Los pagos están sujetos al suministro de energía acordado y al cumplimiento de determinados indicadores durante todo el contrato. La mayor asignación de riesgos al socio privado, junto a la vinculación de los ingresos de este a un conjunto de indicadores y el aporte de capital en riesgo de este en el proyecto, es uno de los principales factores que hacen que las APP funcionen mejor que otras formas de contratación para el desarrollo de grandes proyectos de energía.

Menor precio futuro de electricidad a los usuarios: la introducción de competencia en la generación de electricidad es de esperar que haga que al construirse plantas generadoras a un menor costo, presentando también menores costos de operación y al reducirse los problemas de sobrecostos, esto se traduzca en un menor precio futuro de electricidad para los usuarios.

Actualmente el mercado de generación no tiene incentivos para reducir costos en el desarrollo de proyectos de generación, dado que el sistema garantiza al ICE una tasa de retorno, lo que más bien crea el incentivo a sobredimensionar estos. Al introducirse competencia los costos de generación serán los más eficientes, independientemente de quien desarrolle el proyecto.

Asegura los recursos para financiar la demanda eléctrica futura: un estudio del BID (2019) estima que el país requiere una inversión de aproximadamente 5,243 millones de dólares hasta el 2030 para cerrar la brecha en infraestructura eléctrica. De los cuales un 53% es nueva infraestructura y 47% mantenimiento y reemplazo. Estas grandes inversiones hacen casi imposible para el ICE y el país poder financiarlas con recursos públicos. Por lo que al igual que sucedió en la mayoría de los países de América Latina y Europa hace décadas, se piensa en acudir al sector privado para que por medio de contratos de asociación público-privada de energía este financie la construcción, operación y mantenimiento de las plantas generadoras que el país necesita para cubrir la demanda futura de electricidad.

El atraer al sector privado al financiamiento de generación de electricidad le permitirá al país no tener que endeudarse para atender la demanda futura y poder destinar sus escasos recursos a otras áreas prioritarias. Además de que estas inversiones tendrán un importante efecto en crecimiento económico y generación de empleo.

Asegura un suministro eficiente y estable: el desarrollo de los proyectos de generación de energía eléctrica para atender la demanda futura históricamente ha dependido de la capacidad presupuestaria del ICE/Estado, la cual sabemos muchas veces es deficitaria. Con la reforma el país podrá disponer de los recursos del sector privado para financiar sus grandes proyectos de energía eléctrica sin que su planificación y ejecución se vea afectada por el estado de las finanzas públicas, garantizando un suministro estable a los usuarios.

Conclusión

La reforma al mercado eléctrico es primordial para que el país pueda atender la demanda futura de energía eléctrica, garantizando un suministro eficiente y estable de energía eléctrica, al menor costo posible. El proyecto trae una modernización imprescindible para atender la demanda eléctrica de la cual depende el futuro del país.

Sin la participación del sector privado es imposible para el país financiar las inversiones necesarias para cerrar la brecha en electricidad. La apertura del mercado de generación de energía eléctrica se dio hace décadas en la mayoría de los países de América Latina y Europa, para atraer el financiamiento del sector privado y poder financiar las grandes inversiones que conlleva el crecimiento del mercado eléctrico. Además, de beneficiarse de la eficiencia, mayor transparencia e innovación que este puede traer al sector.

Al igual que sucedió con la apertura del mercado de telecomunicaciones se deben esperar importantes beneficios para el país y los usuarios con esta reforma del sector eléctrico. Es importante que el proyecto de ley sea revisado por personeros del sector público, privado y ciudadanía, para asegurar que el proyecto incorpora las mejores prácticas y atiende las necesidades de todos los sectores, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.

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