Energía renovable imperará ante pronóstico de 30% más de lluvias
Para este 2020 el país espera un superávit de lluvias que va del 10 al 30% sobre el promedio histórico, según el pronóstico dado a conocer la semana pasada por el Instituto Meteorológico Nacional (IMN).
Esto contrasta con lo vivido el año anterior, el cual presentó un déficit general del 20% por la afectación causada por el fenómeno El Niño. En este 2020, más bien, se transita hacia una fase neutra del El Niño-Oscilación del Sur (ENOS) con posibilidades de que La Niña se presente más débil.
Según Eladio Solano, jefe del departamento de Meteorología Sinóptica y Aeronáutica del IMN, este superávit está dentro de lo esperable porque “tenemos una Zona de Convergencia Intertropical más activa, también es probable que tengamos ondas tropicales más recurrentes, que son fenómenos disparadores de la precipitación, muy cercanos al país y muy activos. Eso sin duda hará que la situación cambie radicalmente a lo que tuvimos el año pasado”.
En términos de generación eléctrica, ese excedente de lluvias permitirá contar con una mayor disponibilidad de agua para alimentar las plantas hidroeléctricas, por lo que se prevé que esta fuente de energía renovable sea la que abastezca la demanda nacional por el resto del año.
Grupo ICE, el mayor proveedor de electricidad en el país, cuenta con 18 plantas de filo de agua —aquellas que utilizan el caudal de los ríos de manera directa sin acumularlo— y cinco embalses con capacidad para almacenar más de 2.000 hectómetros (un hectómetro equivale a un millón de metros cúbicos).
Si bien los embalses suelen utilizarse como respaldo, a cuatro de ellos —Cachí, Angostura, Pirrís y Reventazón— se les baja el nivel del agua desde marzo para así alimentar a igual número de plantas hidroeléctricas y, con ello, aprovecharlos al máximo con dos propósitos: reducir la cantidad de energía térmica en pro de una generación más renovable y llenarlos durante la estación lluviosa.
El único embalse al que no se le está bajando el nivel es al Arenal, ya que en 2019 se vio afectado por el déficit de lluvias y es el que puede almacenar agua en la estación lluviosa para ser empleada en la estación seca.
“El haber iniciado antes el invierno nos va a permitir generar electricidad a través de otras fuentes y así dejar de producir a través de Arenal para permitir que se recupere más rápidamente”, destacó Salvador López, director del Centro Nacional de Control de Energía (Cence).
Arenal mide 88 kilómetros cuadrados y tiene una capacidad de almacenamiento de 1.800 hectómetros. Además, este embalse provee agua al distrito de riego de Guanacaste y por eso se reservan entre 18 y 22 metros cúbicos con este objetivo.
La capacidad de los otros embalses rondan entre los 30 hectómetros (Pirrís) y 120 hectómetros (Reventazón).
“Esos embalses, con la magnitud de plantas que tienen, nos permiten generar para 15 días. En cambio Arenal tiene tres plantas en cascada y eso garantiza una cantidad de energía que podemos usar durante todo el verano y no se gasta el embalse. De hecho, Arenal alcanza para dos veranos”, comentó López.
El utilizar los embalses a partir de marzo no es algo común, se hizo porque existe una buena proyección de lluvias y porque la demanda energética ha disminuido debido al COVID-19, cuyas medidas sanitarias propiciaron que se variara el comportamiento de consumo y se asemeje a lo que se solía vivir un domingo previo a la pandemia.
Impactos por COVID-19
Según datos del Cence, fechados desde el 16 de marzo hasta el 21 de mayo, la baja en el consumo de electricidad ronda el 8,11% con respecto al promedio histórico. Se proyecta que el 2020 cerrará con una reducción en la demanda del 8%.
Esa baja en el consumo implica que Grupo ICE dejó de generar 144 gigavatios hora (GWh). Para final de año se proyecta una caída en la producción eléctrica de 1,5%.
“A eso se suma que, al estar la demanda baja y estar lloviendo mucho, las distribuidoras van a generar mucho y vendiendo mucho, por lo que le comprarán menos al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)”, manifestó López.
También hay que tomar en cuenta el dinero que las empresas generadoras y distribuidoras han dejado de percibir por concepto de moratorias y arreglos de pago otorgados a los clientes del área industrial y comercial como consecuencia de la pandemia.
El otro impacto de COVID-19 se relaciona con el Mercado Eléctrico Regional (MER). En cuanto a importación de electricidad, el país se ahorró $47,68 millones en el 2019 al comprar energía en el MER en vez de generarla con plantas térmicas que utilizan combustibles fósiles.
“Al tener menos demanda en los meses de verano, se generó menos con térmico. Se importó más porque en el mercado regional había energía muy barata. Entonces generamos con térmico como 40 GWh e importamos como 110 GWh”, declaró López.
Costa Rica también vende energía en el MER. En el 2019, el ICE colocó 321,52 GWh, unos 13 GWh más que en 2018. Eso se tradujo en ingresos por $16,70 millones. Para el 2020, se proyectaba colocar 131 GWh, se colocaron 53 GWh a inicio de año y el resto se preveía venderlo en el segundo semestre.
La baja en la demanda también ha afectado al resto de países centroamericanos. Según datos del Cence, Panamá reporta una caída de 22% mientras que El Salvador de 30%. Por su parte, Honduras y Guatemala registraron una baja de 15% y Nicaragua de 5%.
“El Salvador representa el 80% de las compras de energía en la región”, señaló López, y agregó: “proyectando lo que podría suceder en el segundo semestre, lo que prevemos es que ningún país va a crecer y, por tanto, la demanda estará contraída en todos”.
Asimismo, las lluvias no solo tendrán a las plantas de filo de agua a su máxima capacidad sino que el superávit hará que mucho del recurso hídrico se desperdicie energéticamente porque no se puede almacenar. Actualmente, Grupo ICE cuenta con 1.400 megavatios de capacidad instalada por filo de agua.
“No solo vamos a tener menos demanda, sino que todos vamos a tener muchos excedentes porque está lloviendo en toda la región”, comentó López.
Asimismo, el director del Cence manifestó que las ventas en el segundo semestre no están garantizadas y “habrá dificultad de colocar energía”. Si se llegara a colocar sería a precios muy bajos debido a la caída en los precios del petróleo (la matriz del resto de países centroamericanos aún privilegia los combustibles fósiles) y el exceso de oferta (energía hidráulica por superávit de lluvias).
