Roberto Quirós, gerente de Electricidad del ICE: “El discurso de que Costa Rica no necesitaba proyectos de generación fue un error conceptual”

Ante ese panorama, Quirós pide a la población actuar con prudencia en el consumo de electricidad. “La eficiencia energética es lo que nos puede salvar en este momento”, sentenció.

En entrevista con EF, en lo que resultó ser otro día de insuficiente lluvia, el funcionario descargó responsabilidad en la administración anterior y explicó a qué se debe la crítica situación que compromete el suministro de electricidad a los hogares, principalmente. Además, mencionó cómo están redirigiendo la estrategia para evitar que se repita este escenario.

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El ICE ha insistido en que decisiones del pasado hicieron que el país llegara a este punto, ¿a qué decisiones se refieren y quiénes las tomaron?

—En 2020 hubo un discurso muy fuerte de que el país estaba sobreinstalado, de que no se necesitaban proyectos nuevos de generación ni los generadores privados. Eso fue un error conceptual porque la planificación del sistema eléctrico es de largo plazo, no es de un año para otro. Cuando se detienen todos los proyectos y no hay una cartera para empezar a desarrollarse, en caso de que se ocupen, esos proyectos no entran a operar de un mes a otro. Un proyecto hidroeléctrico dura 10 años construyéndose y el último proyecto hidroeléctrico del país fue el Reventazón, hace ocho años. Cuando el Ministerio de Ambiente y Energía emitió la directriz de que todas las empresas distribuidoras y cooperativas debían dejar de hacer proyectos condenó a que el país no pueda tener un crecimiento de la demanda. Se discute mucho el tema del cambio climático y se nos olvidó que así como estábamos con La Niña, iba a venir El Niño e íbamos a tener sequía. Y eso fue finalmente lo que pasó.

¿Archivar Diquís fue un error?

—Sí, claro.

¿Y quién tomó esa decisión?

—Irene Cañas. Fue una conferencia de prensa donde se dijo que Diquís no se necesitaba. Y el ICE tuvo que pasar ciento y pico millones de dólares por pérdida. Si ustedes ven los informes completos de planificación de la institución en la lista de proyectos no sale Diquís, pero en el informe siempre se dice que es un proyecto candidato cuando la demanda suba.

¿Entonces el otro gran error fue haber omitido los efectos del fenómeno de El Niño?

—Sí, porque La Niña iba a acabar. Es un tema cíclico. Si la administración anterior fue tan vehemente con el tema del cambio climático había que entender que, así como estábamos con La Niña, El Niño iba a llegar e iba a ser el más duro de la historia. Y que La Niña que viene es sumamente fuerte. Vienen muchísimas lluvias.

¿Y eso se tuvo que haber hecho en qué momento específicamente?

—En la administración anterior. Pero además le dijimos al sector privado que desconectara todos los proyectos: contrato que se vencía, contrato que no renovaba. Y quedaron las plantas desconectadas. Y tuvo que ser esta administración, desde la presidencia de la República, la que emitiera un decreto para poder anexarle una posibilidad más a la ley 7.200 y 7.508, para poder recontratar proyectos de privados que estaban sin contrato.

¿Cuando se tomaron esas decisiones hubo oposición de parte de los técnicos del ICE con respecto a esas directrices?

—Probablemente hubo muchos que levantaron la mano y dijeron que eso no era lo correcto. Se hizo una reorganización y hubo muchísimos cambios en las administraciones al punto que, por ejemplo, a Marco Acuña lo quitaron de gerente y decidieron poner a otro porque no iban en la misma línea que estaba llegando con la administración. Hazel Cepeda, como gerente general, promovió una hoja de ruta financiera en donde se frenaron todos los procesos de modernización de las plantas del ICE. Hoy tenemos atrasos de hasta cinco o seis años de mantenimientos que eran urgentes hacerlos. De un año para otro es imposible que un país pueda tener la suficiencia energética como se necesita. Cada vez que se toma una mala decisión en el sector eléctrico se tarda años en poder devolver la estabilidad al sistema. La generación distribuida era prohibida y era un tabú en todas las agencias del ICE. Esas fueron decisiones que se tomaron en la administración anterior.

La Cámara de Generación Distribuida más bien lo que ha dicho es que los generadores distribuidos tienen capacidad para trasladar el ICE actualmente...

—Así es. En junio del año pasado emitimos una nota en donde aceptábamos e incluso le decíamos al rector y al regulador cuánto podíamos pagar por los excedentes de esa generación. Esta semana se volvió a mandar, de acuerdo a los nuevos procedimientos, a La Gaceta para publicar cuánto vamos a pagar nosotros por los excedentes.

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¿La exportación de electricidad redujo los embalses?

—No, porque no se exporta Arenal. Cuando vienen las lluvias como las del año pasado, de tres o cuatro días de intensidad, eso es lo que usamos para exportar, todo lo que no se almacena en embalses.

La demanda el año pasado creció dos puntos porcentuales por encima de lo que esperaba el ICE, casi el doble de la estimación original. ¿Por qué se está fallando?

—El Plan de Expansión de la Generación tiene diversos escenarios. Hay escenarios de crecimiento medio, de crecimiento bajo, de crecimiento alto. El Plan del 2022 consideraba que para el 2023 iba a tener una demanda de 1% y pico, no recuerdo el dato exacto. Eso no quiere decir que la planificación esté mala; la planificación es indicativa y hay un ordenamiento en el país. Las demás empresas distribuidoras no están obligadas a decirle al ICE ni sus proyectos ni cuáles son las estimaciones que ellos hacen. Nosotros hacemos un proceso de ver, de acuerdo a la información que tenemos, cuánto es lo que va a crecer, pero eso es una estimación. Este febrero creció un 9% con respecto a febrero del año pasado. ¿Cuál proyección pudo haber previsto ese incremento de demanda? No hay estimación que lo logre.

¿Qué factores han visto que están empujando esta demanda más allá de lo que ustedes han previsto?

—Esto tiene nombres y apellidos. Y es el calor. Cada vez que viene una ola de calor la demanda se dispara. En el país conseguir aires acondicionados es complicado. La industria no está dando abasto. El año pasado las temperaturas fueron récord en las costas. Hoteles, casas, apartamentos… todas esas nuevas edificaciones salen con aire acondicionado. Ahora que empiece a bajar la temperatura, mucho de ese crecimiento se vuelve a estabilizar. Y hay un proceso de crecimiento de demanda con inversiones como, por ejemplo, Zona Franca Evolution. Ni el mismo desarrollador acertó lo positivo que iba a ser ese proyecto. Hemos corrido junto a ellos para poder acompañarlos en el desarrollo de obras para alimentar la zona franca.

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¿Se subestimó la demanda?

—El incremento en la demanda está, pero los proyectos no se hicieron.

Pero cuando se tomaron esas decisiones se suponía que se hizo porque había suficiente oferta con lo que el ICE tenía…

—Claro, pero yo en mi posición de gerente y el resto de la jerarquía en el ICE no podemos decir ‘este año viene de nuevo La Niña, entonces voy a dejar de hacer proyectos’. El error fue archivar proyectos cuando se tenía crecimientos de demanda que el Plan de Expansión estaba dando. Si ya se sabía y los técnicos habían dicho que se tenía un crecimiento, lo que yo pregunto es dónde está la cartera de proyectos lista para hacer eso.

¿En qué momento se percatan de que habrá problemas y a partir de entonces, qué medidas toman?

—Mayo del año pasado es cuando empezamos a ver que la criticidad del fenómeno de El Niño iba en ascenso. Se contaba con cierta información y ciertas previsiones pero el año pasado El Niño empezó a cambiar y, por ejemplo, no hubo lluvias en el Caribe, eso fue una de las primeras alertas. En julio el Instituto Meteorológico Nacional reconoce que El Niño había llegado y que iba a ser un poco extremo. Se empiezan a conversar con los diferentes sectores y una de las primeras medidas fue empezar a explicar por qué era importante que nos sacaran de regla fiscal. No estábamos teniendo espacio para hacer inversiones y no iba a quedar espacio en el presupuesto para poder pagar la factura de generación privada y la de combustibles. Eso se conversó con el gobierno, los diputados lo comprendieron y hacia noviembre nos sacan de regla fiscal.

La siguiente medida fue asegurar el cambio en la metodología del costo variable de generación. La otra medida, que ha sido una de las más criticadas y poco comprendidas, es la recontratación de todos los generadores privados. La Contraloría General de la República decía que para qué estábamos contratando generación privada si al país le sobraba la energía. Veamos dónde estamos. Si yo no hubiera hecho eso el año pasado, este año estaríamos todavía peor.

¿Qué pasó con el alquiler del equipo de generación térmica y cuál fue el incumplimiento?

—Los proveedores se atrasaron con la fecha garantizada de entrada en operación. Las plantas tenían que haber entrado en operación en la primera semana de febrero. En enero empezamos a recibir señales de que se iban a retrasar, nos dijeron que estaban teniendo problemas con aduanas. Pero ahí el ICE no tiene nada que ver. Hubo problemas en entradas de transformadores, en entradas de motores, diversos componentes se fueron atrasando, y los bloques fueron teniendo diferentes fechas de entrada. El último bloque se incorporó hacia finales de marzo. Pero esos dos meses de atraso crearon un gran hueco y nos obligó a consumir más los embalses.

¿Por ese incumplimiento hay consecuencias?

—Todo lo que establece la ley. Hay multas, penalidades, ellos presentan sus alegatos, nosotros los respondemos… pero a final de cuentas eso es plata, yo necesitaba energía.

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Antes de llegar a este recurso de los cortes, ¿qué medidas valoró esta administración?

—Podemos volver a diciembre o noviembre del 2022 cuando compramos el primer embarque de búnker porque la institución había pasado cuatro años sin comprar búnker ni resolver la disputa que tenía con la Refinadora Costarricense de Petróleo (Recope). A partir de ahí logramos negociar con Recope las necesidades que se tuvieron y en diciembre del año pasado se le entregó la programación completa para el 2024 de cargamentos de búnker y necesidades de diésel. Eso es lo primero porque el respaldo del sistema eléctrico costarricense son las plantas térmicas, entonces ocupamos tener asegurado el búnker. El segundo gran esfuerzo fue tratar de darle todo el mantenimiento posible a las plantas para que pudiéramos tenerlas en su punto óptimo.

También consideraron ustedes la importación por parte del Mercado Eléctrico Regional (MER), ¿eso sigue en negociaciones?

—Totalmente. En diciembre compramos derechos firmes mensuales para enero, febrero, marzo, abril, se tienen para mayo y esos derechos firmes aseguran tener una capacidad asignada en la línea de transmisión regional para poder traer los contratos. ¿Qué ha pasado? Guatemala hace dos meses cerró las exportaciones, hizo una alerta. Panamá tiene meses de estar con las exportaciones cerradas, han estado importando. El Salvador es el único que ha tenido alguna energía y además de que metieron una planta muy grande durante la pandemia y tienen algunos excedentes en este momento. Esos excedentes son los que hemos logrado comprar, pero lo dividimos proporcionalmente entre las compras que están haciendo los tres países, principalmente Nicaragua y Panamá. Hemos ido cambiando la estrategia comercial para poder asignar más de la poca energía que hay en el mercado regional y traerla.

¿Por cuánto tiempo estiman que se vaya a extender la escasez de electricidad?

—Así como no puedo dar una fecha exacta de cuándo empezarán los racionamientos tampoco puedo decir por cuánto se van a extender. En la noche (del 8 de mayo) tendremos una nueva previsión. Cada día vamos a ir tomando la decisión de cuándo es el momento de avisar que ya estamos a cinco días, que es lo que indica el procedimiento. Ese es el momento de no retorno.

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¿Esos racionamientos serán en todo el país? ¿En diferentes momentos?

Sí, de acuerdo al protocolo que es de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep). Cada noviembre las empresas distribuidoras tienen que entregarle al ICE la lista de circuitos que se utilizarían en caso de un racionamiento. Esta es la primera vez que se va a utilizar el procedimiento. Les dimos la oportunidad de volver a revisar la lista más exhaustivamente a sabiendas de que ya va a llegar. Lo revisaban el martes y hoy (8 de mayo) se volvió a integrar. El procedimiento establece las prioridades de lo que no podemos desconectar: clientes de alta tensión y de media tensión.

Tenemos problemas con el agua y el viento por el clima, ¿cómo debería ser el modelo ideal de matriz de generación teniendo en cuenta estas situaciones?

—La solución óptima es un modelo mixto donde tenga geotermia, hidro, biomasa, eólico, eólico marino, solar, almacenamiento, dentro de un escenario donde sea todo costo competitivo. ¿Qué más podemos hacer? Tenemos ingenios que todos producen electricidad, tenemos residuos sólidos. Cuando yo saqué el aviso para generar electricidad con residuos sólidos casi me matan. Pero eso es normal en todo el mundo y no tiene que ser gasificación, hay procesos óptimos, pero Costa Rica lleva 20 años estancado en esa discusión. Las decisiones que toma el país en el sector eléctrico son complicadas y dependen de la ciencia, no pueden depender de la ideología porque si no nos llevan al punto donde estamos hoy.

¿Qué decisiones pueden tomar ahora para evitar que la situación de posibles los cortes no se repita?

—El concurso del proyecto solar y el eólico bajo la ley 7.200, y aprovechar el capítulo 2 de la ley de generación privada 7.508. Esas son las tres herramientas inmediatas. Hemos desarrollado una cartera de más de 400 megas de solar que son estudios propios en donde ya nos aprobaron el primero. La repotenciación de la eólica Tejona, que va a pasar de 19 a 42 megas. Tenemos una alianza con Coopelesca y Coopeguanacaste para proyectos conjuntos. Estamos estudiando la modernización de Moín y en negociaciones con un ingenio que hoy no genera para poder incluirlo. Tenemos en etapa final alrededor de $400 millones en transmisión. Asignamos presupuesto para la exploración y perforación de geotermia en la zona norte y vamos a movernos hacia Turrialba para desarrollar geotermia con un concepto como el de Islandia, con proyectos pequeños de una o media cuadra.