Osvaldo Durán-Castro, Sociólogo ITCR, ecologista FECON
La discusión sobre el futuro del ICE y del modelo de electricidad de Costa Rica, o por lo menos el que tuvimos desde 1949 hasta la entrada en vigencia de las leyes 7.200 del 28 de setiembre de 1990 y 7.508 del 9 de mayo de 1995, tiene que ver con si se priorizan los negocios privados frente al modelo de servicio social con preponderancia pública por medio del ICE.
La esencia de los proyectos que se tramitan en la Asamblea Legislativa es elevar los topes de producción privada en más del 100% y permitir la exportación de los generadores privados cobijados con las leyes 7.200 y 7.508, y de todas las empresas que operan en el país. En el artículo 46 del expediente #23.414 “Armonización del sistema eléctrico nacional”, se establece que cualquier empresa que tenga “una concesión para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación de electricidad para el servicio público, bajo los alcances de la Ley 8723, se encuentran autorizados adicionalmente para poder utilizar dicha concesión de fuerza hidráulica para generar energía en toda su capacidad y poder colocarla en el mercado nacional con cualquier agente mayorista u otra distribuidora o comercializadora de electricidad distinta del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), así como en el Mercado Eléctrico Regional, previa autorización del MINAE”.
La posibilidad de que cooperativas, empresas distribuidoras y de servicios públicos municipales y otras empresas privadas transen en el mercado privado local y centroamericano se establece en muchos artículos como el 5 del expediente #22.701 según el cual “los generadores de electricidad habilitados en esta Ley, como agentes del Mercado Eléctrico Regional (MER)… están autorizados para participar en la venta de excedentes de energía en el MER en forma independiente, bajo su propio riesgo y responsabilidad, y de conformidad con el Tratado”. Los expedientes #22.701 “Ley de fortalecimiento en la venta y exportación de electricidad a asociaciones cooperativas, empresas distribuidoras y de servicios públicos municipales” y #22.561 “Ley para la autorización a los generadores de electricidad para la venta de excedentes de energía en el mercado eléctrico regional”, son apéndices del expediente #23.414 y reafirman algunas de sus prerrogativas particulares.
Según el expediente #22.561 son excedentes “la producción de electricidad remanente disponible, una vez que se han cubierto las necesidades de autoconsumo y la demanda nacional dentro del Sistema Eléctrico Nacional”, y agrega que la energía que no sea adquirida por el ICE “ya sea dentro del marco de un contrato vigente de venta de energía, o en los casos que no exista un acuerdo de venta activo y vigente, forma parte de los excedentes de energía”. Ya revisamos antes que los excedentes no son más que un supuesto para justificar el crecimiento de la oferta privada de todas las empresas sin importar su condición jurídica. Lo perseguido es aumentar la producción y eventualmente “brincarse” al ICE para pasar directo al mercado regional. Esto queda claro en el artículo 5 del expediente #22.701 ya mencionado, y se repite con las mismas letras en el artículo 5 del expediente #22.561. Para que no haya restricciones se establece que la exportación de energía al MER “no dependerá bajo ningún motivo, de la existencia de un contrato con algún agente nacional, quedando por lo tanto facultados, sin necesidad de ningún trámite adicional”.
El artículo 1 del expediente #22.561 fija el objetivo del proyecto en “habilitar como agentes del Mercado Eléctrico Regional (MER) a las empresas privadas de generación de electricidad de Costa Rica constituidas bajo el marco de la Ley N° 7200”, lo cual incluye los proyecto BOT de hasta 50 megavatios, “y a las demás empresas y cooperativas generadoras de electricidad de Costa Rica para que puedan participar en la venta de excedentes de energía que no se requiera para atender la demanda nacional”. Este artículo se “amarra” con el artículo 6 que repite cuáles son las empresas, pero ambos cobran sentido si se revisan en paralelo con el proyecto #22.701 “Ley de fortalecimiento en la venta y exportación de electricidad a asociaciones cooperativas, empresas distribuidoras y de servicios públicos municipales”. Este texto da a las cooperativas y otras empresas las mismas prerrogativas de topes de producción de electricidad de 20 megavatios para las empresas bajo la ley 7.200 y de 50 megavatios para la 7.508, con el agregado, en ambos casos, de que pueden generar electricidad “hasta por un quince por ciento (15%) de la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional “ (Artículo 2).
Pero sin duda la entrada colosal al mercado privado para las empresas cooperativas, municipales y distribuidoras es el artículo 3 del proyecto #22.701 que adiciona a la ley 8345 del 26 de febrero de 2003, un artículo 9 bis, gracias al cual “Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley están habilitados para la compra de la energía producida por los sujetos establecidos en la ley 7200, celebrando los contratos respectivos con dichos sujetos y de acuerdo con las necesidades de demanda identificadas”. En adelante será difícil para empresas que teóricamente persiguen fines solidarios y de justicia en la fijación de tarifas, mantener esos ideales transando con otras que no ocultan regirse por su tasa de ganancia.
Dado que todos los proyectos de ley en discusión repiten sobre beneficios de la apertura y la competencia en los precios de la electricidad que paga la gente consumidora, vale la pena mencionar informes de la División de Fiscalización Operativa y Evaluativa Área de Fiscalización de Servicios Ambientales y de Energía, de la Contraloría General de la República sobre los costos de producción de electricidad de algunas de las empresas. En el Informe R-DFOE-AE-01-2017, 01 de marzo 2017, dice la CGR: “los costos estimados de la energía de los proyectos de empresas distribuidoras públicas y cooperativas de electrificación rural, en su mayoría son superiores a los promedios determinados por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), en un promedio de 7 centavos de dólar por kilowatt hora (c$/kWh)”, mientras que el proyecto Bijagua de Coopeguanacaste R.L. tiene un costo de 11,6 c$/kWh. En plantas eólicas el costo aceptable es de 12 c$/kWh, “pero Valle Central de la CNFL, S.A. tiene un costo de 18,4 c$/kWh y los Santos de Coopesantos R.L. de 16,3 c$/kWh.”
En el INFORME N.° DFOE-AE-IF-15-2016 del 23 de diciembre, que revisa el “Costo nivelado de la energía por tipo de recurso energético en c$/kWh, periodo 2010-2017” se explica que el proyecto Los Santos de Coopesantos R.L, que opera desde noviembre 2011, tiene un costo nivelado de 16,33 c$/kWh “muy por encima del rango utilizado de 7,09 y 12 c$/kWh. Ello, a pesar de que este tipo de generación es cada vez más competitiva y los mejores proyectos a nivel mundial alcanzan consistentemente los 5 c$/kWh sin financiamiento. En la revisión del “Costo de inversión unitario de la potencia instalada ($/kW)” Los Santos de Coopesantos R.L. tienen costos de inversión de 2.847,1 $/kW, mucho más alto que el promedio mundial de 2.100 $/kW.
Los elevados costos de generación de estas y otras empresas, sumadas a la visión mercantil de las empresas privadas generadoras, dejan abundantes dudas sobre los supuestos beneficios para la gente que pueda tener la apertura del mercado eléctrico. Más bien podríamos pensar en que, eventualmente, sean consumidores de la región quienes también asuman esos costos mucho más altos que los de las empresas eficientes del mundo.