Monto por generación con combustibles e importaciones desde Centroamérica se pagará en recibos de 2025. De esa cifra, $305 millones son de enero a abril de este año y $89 millones del 2023
Las facturas eléctricas del 2025 cobrarán a los usuarios de electricidad al menos $394 millones que gastó el ICE en 2023 y lo que llevamos del 2024 en búnker y diésel para generación de energía con sus plantas térmicas y en importaciones desde países centroamericanos.
Solo de enero a abril de este año, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) ha consumido al menos $305 millones en combustibles y compras de electricidad en el Mercado Eléctrico Regional (MER) para poder satisfacer la demanda de energía, luego de que la escasez de lluvias provocada por el fenómeno El Niño causara una reducción en los embalses de hidroeléctricas y en su capacidad de producción.
A ese monto se sumarán otros $89 millones (¢48.610 millones) pendientes del 2023, que también deben ser reconocidos al ICE por la quema de combustibles e importaciones, según lo determina la metodología de Costo Variable de la Generación (CVG) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep).
Mario Mora Quirós, intendente de Energía de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), explicó que ambas sumas se trasladarán a las tarifas en el 2025. Sin embargo, el costo final que se trasladará a los precios de todas las empresas distribuidoras dependerá de lo que suceda en lo que resta de este 2024, con variables como el comportamiento de la demanda y las necesidades adicionales de gasto térmico.
Al igual que el año pasado, el ICE ha mantenido en 2024 un uso intensivo de hidrocarburos para atender la demanda eléctrica y ha procurado importar del MER toda la energía posible debido a una condición crítica de sus embalses de generación hidroeléctrica, que históricamente han soportado el grueso del consumo.
Debido a esa situación, el ICE comunicó el lunes 6 de mayo la urgencia de implementar un plan de racionamientos eléctricos, aunque hasta este jueves 16 de mayo no se había aplicado. “Nos hemos visto afectados por el fenómeno climático más agresivo en la historia, lo que causó un descenso crítico en los caudales de las hidroeléctricas en Centroamérica, incluyendo a Costa Rica”, explicó Roberto Quirós Balma, gerente de Electricidad del ICE, en referencia al fenómeno El Niño.
Las consecuencias se reflejan en la alta generación térmica y las importaciones entre enero y abril, que aportaron cada mes, en promedio, el 23,2% de la energía para atender la demanda nacional. En esos cuatro meses, la generación térmica llegó a 3.131,7 Gigavatios hora (GWh) y las importaciones a 186,3 GWh, precisan datos de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (Docse). Esto se reflejará en las facturas del 2025.
La principal planta térmica del ICE es Garabito, en Puntarenas, la cual tiene una capacidad instalada para generar 203 MW.
Avería saca de operación unidad generadora en planta térmica Garabito
El año pasado, el ICE solicitó a la Aresep modificar la periodicidad para aplicar la metodología CVG con el fin de escalonar los gastos térmicos del 2023. La Autoridad decidió pasar de un régimen de ajustes tarifarios cada tres meses a una aplicación anual y, con ello, un alza tarifaria al año.
Ese cambio se introdujo para minimizar el impacto en los precios por la generación térmica del ICE. Sin esa modificación, las tarifas se habrían incrementado casi un 70% en el último trimestre del 2023.
De esta forma, la Aresep autorizó para 2024 un alza anual de 15,3% para clientes del ICE y de 2,5% para los de su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL). Las demás distribuidoras incrementaron sus cobros entre 4,4% y 11% por la misma razón.
Sin embargo, Mora Quirós aclaró que, tal y como quedó el ajuste a la metodología CVG luego de la solicitud del ICE, se permitió un lapso excepcional de 24 meses (año 2024 y 2025) para trasladar a los recibos de luz los gastos térmicos del ICE únicamente del 2023.
Así las cosas, confirmó el intendente, en el 2025 se reconocería al ICE el monto de ¢48.610 millones ($89 millones al tipo de cambio promedio del 2023) por generación térmica e importaciones del año pasado y, además, todo cuando gaste en ambos rubros en 2024.
“Por concepto de CVG no se espera ningún ajuste adicional en el 2024, excepto si el ICE decidiera adelantar parte de la liquidación de este año. Hasta donde sabemos, no lo hará”, afirmó el intendente. El 3 de mayo anterior, en un comunicado de prensa, el propio Instituto descartó ajustes tarifarios para este año.
La estimación de $305 millones por cargarse a los precios de la electricidad en 2025, resulta de un cálculo a partir de la energía generada en las plantas térmicas del ICE entre el 1.º de enero y el 15 de mayo pasados, así como los pagos por importaciones del MER en el mismo lapso.
La cifra por generación térmica se obtuvo de tomar la energía producida por cada planta del ICE en ese periodo y dividirla entre la eficiencia declarada por el Instituto para cada una de sus instalaciones térmicas. Esa eficiencia se expresa en kilovatios hora (KWh) por litro de carburante, según lo indica su propio Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2022-2040 en la página 109.
El resultado es la cantidad de litros de uno u otro hidrocarburo utilizado por el ICE (búnker de generación térmica o diésel). Ese dato luego se multiplica por los precios de referencia de la Aresep para esos carburantes puestos en el plantel de la Refinadora Costarricense de Petróleo (Recope). Eso da un gasto estimado de $256 millones.
A esa suma se agregan $49 millones en importaciones de energía de Centroamérica, calculados a partir del precio diario promedio del KWh de predespacho de energía por la cantidad de electricidad finalmente despachada en cada jornada, con base en los precios de referencia del Ente Operador Regional del MER y las estadísticas de importación del Docse del ICE.
El pasado 9 de mayo, la calificadora estadounidense Fitch Ratings, previó que el margen de ganancia operativa del ICE antes del pago de intereses de deuda, impuestos, depreciaciones y amortizaciones (conocido como EBITDA) se reduzca al 32% en 2024, desde el 36% del 2023.
La proyección se fundamenta en la mayor dependencia de combustibles para la generación de energía y la escasez de fuentes de suministro externo. Fitch descartó que la empresa estatal pueda afrontar problemas de pago de su deuda en los próximos 24 meses, ya que al cierre del 2023 contaba con ¢509.000 millones para hacer frente a sus obligaciones.
