COLEGIO FEDERADO DE INGENIEROS Y DE ARQUITECTOS PANORAMA NACIONAL Y REGIONAL DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

1. Introducción El Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos se ha planteado, entre tantos otros asuntos de interés nacional, el tema del suministro de energía como elemento fundamental para el desarrollo nacional. Esta cuestión adquiere particular interés e importancia en momentos en que se han venido dando una serie de acontecimientos, tanto a nivel nacional como internacional, que hacen válido cuestionarse con respecto al abastecimiento de energía de manera confiable, oportuna y a un costo razonable y manejable para la economía costarricense. Por un lado, se presenta el problema de la energía de hidrocarburos de la cual depende el país para la movilización de su parque automotor y para una buena parte de su industria. La economía costarricense hace ajustes cotidianos para acomodarse de la mejor manera posible a la escalada internacional de precios. Todo parece indicar que se mantendrán los precios altos del petróleo y está claro que el país, como importador neto de dicho recurso energético, no tiene más remedio que ajustarse a esa realidad. Queda pendiente el otro problema del petróleo: el abastecimiento. Nadie puede garantizar que, independientemente del precio, se contará con el combustible en cantidad y calidad suficiente y necesario para el consumo interno. Este escenario nada agradable queda para ser analizado en otra oportunidad. El planteamiento se concentra, en este momento, en el otro gran recurso energético que el país requiere y consume diariamente en cantidades verdaderamente importantes: la electricidad o energía eléctrica. Desde la creación del ICE, Costa Rica estableció claramente las metas de largo plazo en esta materia y, es de reconocer que se lograron con creces, gracias a la labor encomiable de dicha Institución. En estos momentos, el país cuenta con una cobertura de electrificación superior al 98% y un servicio de buena calidad si se mide en términos de continuidad en el servicio y otros factores técnicos. Durante los últimos 60 años, el país ha enfrentado únicamente dos periodos difíciles de racionamientos de electricidad en los años 60 (Tapantí) y en 1979 (Arenal). En ambos casos la razón fue un retraso en las fechas estimadas de entrada de las plantas hidroeléctricas. Las afectaciones fueron fuertes, con importantes impactos en la producción nacional y la actividad económica general.

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A la pregunta de si se han cumplido los objetivos y metas señaladas al ICE cuando fue fundado, la respuesta, de manera contundente, es afirmativa. Sin embargo, mirando hacia el futuro, temas como los siguientes deben ser analizados. Sobre esta base se deberían formular las políticas y acciones relacionadas con el futuro de la industria eléctrica: § § § § §

¿Cuál es la meta a largo plazo de Costa Rica en lo concerniente a la industria eléctrica? ¿Cuál es el rol del ICE en esa visión? ¿Cuál será el papel de otros actores locales (CNFL, JASEC, ESPH, Cooperativas)? ¿Cómo se visualiza la participación del sector privado en el desarrollo futuro? ¿Qué estrategia nacional se plantea frente a la evolución del mercado eléctrico regional?

Estos planteamientos, así como la expectativa o preocupación de que el país pudiera llegar a enfrentar futuros racionamientos eléctricos o altos precios de petróleo, hacen que sea necesario contar con un plan estratégico de largo plazo, como el que puso en marcha el país –y llevó a término- a través del ICE en 1949. El Colegio Federado considera necesario definir y aclarar en términos objetivos la visión y la misión para la industria eléctrica/energética, en un contexto amplio y complejo como el que vive Costa Rica. Esta es la base para asegurar un desarrollo exitoso para las próximas décadas. Sobre la base de un marco estratégico bien conceptualizado, comprendido y compartido por todos, se puede dar entonces el paso a la tarea de planificación y programación. Esto dará origen a los respectivos programas de obra/inversión y fijará el rol de los diversos actores. La ausencia de un proceso de planificación apropiado lleva a situaciones inconvenientes para el desarrollo del sistema eléctrico nacional: § § § § §

Se pierde la perspectiva de necesidades futuras Se dificulta la gestión de financiamiento de proyectos Se pierden las oportunidades de negocios /desarrollo de dicha industria Se puede descuidar el entorno (amenazas y oportunidades) Se hace más difícil explicar a la opinión pública el por qué de las decisiones

Por otro lado, debe señalarse la importancia de que el proceso de planificación tenga carácter comprensivo, es decir, que incluya adecuadamente las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización.

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En el pasado, se han presentado situaciones en las que la infraestructura de transmisión se convierte en barrera al trasiego de la electricidad, afectando la actividad productiva y comercial. Este aspecto ha ido adquiriendo mayor relevancia durante los últimos años, con el avance del proyecto SIEPAC y las aperturas de los mercados eléctricos en la mayoría de los países del área. Este punto se trata en subsiguientes segmentos del presente documento. Con relación a la distribución eléctrica, en muchas oportunidades se hace necesaria una planificación más coordinada con otros aspectos del desarrollo. Por ejemplo, se pueden citar las políticas de desarrollo urbano en los sectores de alta concentración poblacional, o en áreas donde se prevén desarrollos específicos, sea de carácter industrial, turismo u otros. Este tipo de consideraciones son básicas para asegurar una respuesta pronta a las necesidades del sector productivo. Inclusive, podrían considerarse como opciones para atraer la inversión en ciertos sectores del país. En general, el planeamiento debe contener los elementos necesarios para que la industria eléctrica, en este caso, pueda ofrecer oportunamente aquellos servicios que el mercado requiere, así como aquellos que se puedan llegar a requerir en el futuro, procurando aprovechar las ventajas competitivas que el país tiene en este campo. La dinámica que está mostrando la región centroamericana en este campo, obliga a que el Gobierno y las autoridades pertinentes incorporen en sus planes de acción las estrategias y opciones que le permitan a Costa Rica lograr beneficios adicionales a la satisfacción de la demanda interna tradicional, que ha sido el marco de referencia bajo el cual se ha actuado hasta la fecha. Otro aspecto de suma importancia en cuanto a las estrategias a futuro para el subsector eléctrico, tiene que ver con las inversiones y sus repercusiones financieras. Las inversiones asociadas al desarrollo de la infraestructura son muy altas y de periodos de retorno largos. Estas condiciones son, en principio, conflictivas con el panorama económico y financiero del sector público nacional. De hecho, el ICE y las otras entidades públicas relacionadas con la industria, viven continuamente problemas de autorización para invertir/endeudarse por parte de las autoridades del Gobierno de turno. En consecuencia, han recurrido parcialmente a otros mecanismos de financiamiento tal como los fideicomisos que captan en el mercado del ahorro particular y no del sector público, en todo caso insuficientes. Es indudable que, ante la clara limitación que vive Costa Rica en el campo de la inversión y el gasto público, las prioridades deben reconocerse en los sectores más sensibles para nuestra sociedad tales como salud, educación y seguridad, para citar algunos ejemplos.

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Los recursos para sectores como el de la electricidad, infraestructura vial, obras portuarias y otros, debieran buscarse en los mercados de la inversión privada, reconociendo que son actividades que resultan interesantes al inversionista. Manejados de una manera apropiada por parte de las autoridades, se puede asegurar la expansión y mantenimiento de los sistemas vitales para la economía nacional sin menoscabo del control político y la acción regulatoria por parte del Gobierno. Este enfoque es fundamental si se quiere mantener un ritmo de desarrollo y competitividad en la industria eléctrica, con relación a los demás países del Istmo Centroamericano. A continuación, se muestran una serie de cuadros y gráficas que permiten apreciar el panorama general de la industria eléctrica en Costa Rica y cómo se evidencia la necesidad de cambiar las acciones de expansión de los sistemas de generación, transmisión y distribución, a fin de no sólo satisfacer el crecimiento vegetativo de la demanda, sino también darle a la industria eléctrica un carácter de promotor del desarrollo de las inversiones en Costa Rica y por consiguiente del desarrollo general del país. 1.1 Panorama del Sistema Eléctrico El Sistema Eléctrico de Costa Rica tiene una capacidad instalada de 1939 MW, una demanda máxima de potencia de 1253 MW (2003) y una demanda de energía de 6715.5 GWh (clientes finales, 2003). La evolución histórica de la capacidad instalada y la demanda máxima se muestra en la siguiente figura:

Costa Rica, Capacidad Instalada y Demanda Máxima (fuente: CEPAL 2004)

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2000 1800

Power (MW)

1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 1985

1990

1995

2000

2005

Year Installed Capacity

Maximum Demand

Nota: Capacidad se refiere a valores de placa. La diferencia entre la Demanda Máxima y la Capacidad Instalada ha oscilado alrededor del 40-55% de la Capacidad Instalada en el periodo 1996-2003. En el año 2003 fue del 55% (686 MW). Aunque la cifra anterior parece una reserva holgada, el sistema de Costa Rica tiene un alto componente hidroeléctrico (80%) y limitada regulación, por lo que durante la época seca el sistema se encuentra en realidad bastante ajustado. La evolución de la demanda de energía (al nivel de generación y de las ventas) se ilustra en la próxima gráfica. La generación muestra un crecimiento promedio de 263 GWh/año en el periodo 1985–2003. El crecimiento de la generación para el período 2000-2003 fue de 350 GWh/año, mientras que el crecimiento de las ventas internas para el mismo período ha sido de 320 GWh/año. La tasa de crecimiento histórico se sitúa en alrededor del 5.8% anual.

Demanda de Energía Eléctrica (fuente: CEPAL 2004)

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8000

Energy (Gwh)

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1985

1990

1995

2000

2005

Year

Generation

Sales

Generación La capacidad instalada y generación por tipo de recurso se muestra en la siguiente tabla, a diciembre del 2003: Capacidad Instalada y Generación por Tipo de Recurso (fuente: CENCE 2003) Installed Technology

Capacity

Generation %

(MW)

2003

%

(GWh)

Hydro

1296

66.8

6022

79.6

Thermal Geothermic

396 163

20.4 8.4

157 1144

2.1 15.1

Eolic

69

3.5

230

3.0

Sugar mill

17

0.9

11

0.1

1939

100

7564

100.0

Total

Del total instalado, 1573 MW (81.1 %) son propiedad del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), empresa de propiedad estatal, que además es responsable del sistema de transmisión, del despacho de carga (a través de una unidad denominada CENCE), y distribuye directamente un 39% de la energía a clientes finales. Otras empresas de distribución son propietarias de 136 MW (7%). Operan también 29 empresas privadas que le venden energía al ICE mediante Acuerdos de Compra de Energía (PPAs, por sus siglas en inglés), que suman un total de 230 MW (12%). La generación neta durante el año 2003 de 7564 GWh estuvo distribuida de la siguiente forma: hidroeléctricas 80%, térmica 2%, geotérmica 15%, eólica 3%.

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En la siguiente figura se ilustra el porcentaje de participación de las diferentes empresas y de las tecnologías utilizadas, tanto desde el punto de vista de capacidad como de generación para el año 2003. Como referencia se presenta a continuación un cuadro tomado de documentación del ICE en donde se muestran cifras del potencial energético nacional:

Potencial Energético (MW) Fuente Hidroeléctrico Geotérmico Eólico Biomasa Total

Potencial Bruto 25500 865 600 26965

Identificado + instalado 6924 257 274 95 7550

Capacidad Instalada 1297 157 66 10 1530

% Instalado de Identificado 19% 61% 24% 11% 20%

Nota: Se puede apreciar que estas cifras difieren significativamente de estadísticas anteriores en cuanto al porcentaje ya utilizado de los recursos disponibles (identificado)

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Porcentajes de participación por empresas y tecnologías (año 2003) 0.9%

1.5%

Capacity 2%

7.0% 2.5%

Energy

0.1% 3%

10%

7.0% 7%

78%

81.1% ICE

Distribution Co.

Private Hydro

ICE

Distribution Co.

Private Hydro

Private Eolic

Priv. Sugarmill

Priv. Geothermic

Private Eolic

Priv. Sugarmill

Priv. Geothermic

Capacity

3.5%0.9%

Energy

0.1% 3.0%

8.4%

15.1%

2.1% 20.4%

66.8% 79.6% Hydro

Thermal

Geothermic

Eolic

Sugar mill

Hydro

Thermal

Geothermic

Eolic

Sugar mill

De las gráficas anteriores se pueden apreciar varias situaciones: §

La estructura de poder dominante del ICE y sus subsidiarias se puede considerar como un factor limitante al proceso de expansión de la oferta eléctrica en el país. Las limitaciones a las inversiones públicas en general por un lado, y las señales negativas a las inversiones del sector privado en este subsector de la industria costarricense, son factores opuestos a un objetivo de mayor holgura en las reservas o bien a una dinamización de la exportación de electricidad hacia los demás países de la región.

§

Existe una fuerte concentración de la capacidad instalada y lógicamente de la generación por parte del ICE y sus subsidiarias. Esto lo coloca, como ya sabemos, en una posición de actor dominante de la industria eléctrica en Costa Rica.

8

§

La producción nacional depende fuertemente de la hidroelectricidad y por lo tanto la hace vulnerable a los efectos hidrológicos regulares que afectan nuestro país.

§

La energía geotérmica ocupa un importante segundo lugar en la producción, lo cual sugiere la importancia de ampliar la capacidad instalada en el país de esta fuente de energía eléctrica, además de su naturaleza de ser energía firme.

§

La energía eólica supera en contribución a la térmica. Esto haría pensar en que esta fuente podría aliviar la presión sobre la demanda de hidrocarburos para producir electricidad. Sin embargo, otros aspectos de carácter técnico hacen limitada esta opción

§

Sí parece interesante analizar las posibilidades del país para mejorar la oferta geotérmica y eólica de frente a una reducción importante en la dependencia de petróleo para la producción eléctrica.

De estudios realizados recientemente se cuenta con proyecciones del crecimiento de la demanda con resultados como los siguientes: Pronóstico de demanda de energía y potencia, Costa Rica (fuente: Proceso Demanda Eléctrica, CENPE, 2004) a) Generación (GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 G.Rate

Low 7,919 8,261 8,637 9,025 9,427 9,848 10,289 10,750 11,234 11,741 12,272 12,829 13,413 14,025 14,667 15,341 16,047 4.59%

Base 7,919 8,322 8,768 9,234 9,722 10,236 10,779 11,352 11,956 12,581 13,232 13,919 14,642 15,404 16,208 17,054 17,946 5.28%

High 8,027 8,531 9,089 9,671 10,038 10,655 11,310 12,007 12,747 13,534 14,371 15,261 16,207 17,214 18,285 19,424 20,636 6.15%

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b) Potencia (MW) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 G. Rate

Low 1,372 1,431 1,496 1,563 1,633 1,706 1,782 1,862 1,946 2,034 2,126 2,222 2,323 2,430 2,541 2,657 2,780 4.80%

Base 1,372 1,442 1,519 1,599 1,684 1,773 1,867 1,966 2,071 2,179 2,292 2,411 2,536 2,668 2,808 2,954 3,109 5.49%

High 1,390 1,478 1,574 1,675 1,739 1,846 1,959 2,080 2,208 2,344 2,489 2,644 2,808 2,982 3,167 3,365 3,575 6.36%

En cuanto a los planes de expansión para cubrir esta demanda futura, solamente el ICE desarrolla tal tipo de planificación y los estudios disponibles muestran lo siguiente:

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Plan de Expansión del Sistema de Generación 2004-2020 (fuente: ICE 2004)

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE COSTA RICA 2004 ESCENARIO DE DEMANDA BASE : Mar-04 JULIO 2003 ESCENARIO DE COMBUSTIBLES : COSTO PLANTA DEL ICE - ENERO 2004 CASO SDDP: BASE2

Año 2004

DEMANDA Energía Crecim. Pot. (GWh) (%) (MW) 7919 5.8 1372

OFERTA Crecim. (%) Mes Proyectos de Generación 9.5 2 P.H. Ampliación Cachí U1 4 P.H. Ampliación Cachí U2 9 P.Biotérmico Río Azul (3 MW) 5.1 1 Generación Temporal (20 MW) 5.4 1 P.H. BOT La Joya (50 MW) 1 Generación Temporal (25 MW) 4 P.H. BOT General (39 MW) 5 Retiro Generación Temporal (45 MW) 6 P.T. CC Garabito I (120 MW)1 6 Retiro Colima (14 MW) 6 P.H. Los Negros ESPH (17 MW) 7 P.H. Canalete Coopeguan. (17.5 MW) 5.3 10 P.H. Cariblanco (80 MW) 5.3 1 P.E. Proyecto (30 MW) 1 P.T. MMV (2x20 MW) 5.3 1 P.H. Pirrís (128 MW) 4.6 1 P.H. Toro 3 (JASEC-ICE) (50 MW) 5.3 1 P.T. Turbina Gas (35 MW)

2005 2006

8322 8768

5.1 5.4

1442 1519

2007 2008

9234 9722

5.3 5.3

1599 1684

2009 2010

10236 9369 10779

5.3 4.6 5.3

1773 1623 1867

2011

11352

5.3

1966

5.3

2012

11956

5.3

2071

5.3

2013

12581

5.2

2179

5.2

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

13232 13919 14642 15404 16208 17054 17946

5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2

2292 2411 2536 2668 2808 2954 3109

5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2

Instalación 2004-2020

Hidroeléctrico Térmico Eólico Geotérmico 2 No convencional Retiros térmicos Total

1384 625 30 70 3 -100 2012

Notas: 1. CC Garabito puede tener una capacidad final instalada entre 120 y 190 MW 2. No convencional incluye sistemas fotovoltaicos y de biomasa

1 1 12 12 1 1 1

P.G. Las Pailas (35 MW) P.T. Turbina Gas (3x35 MW) Retiro Barranca-San Ant. Gas (60 MW) Retiro Moín Pistón (26 MW) P.H. Pacuare (156 MW) P.G. Proyecto (35 MW) P.T. Ciclo Combinado (150 MW)

1 1 1

P.T. Turbina Gas (1x35 MW) P.T. Turbina Gas (4x35 MW) P.H. Boruca (841 MW) -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

MW MW MW MW MW MW MW

65.5% 29.6% 1.4% 3.3% 0.1% 100.0% P.H.: proyecto hidroeléctrico P.G.: proyecto geotérmico P.E.: proyecto eólico P.T.: proyecto térmico

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Puede observarse claramente que este plan de expansión no abre un espacio apropiado a la construcción de plantas por parte del sector privado o por medio de proyectos desarrollados mediante otros esquemas de inversión. Por ejemplo la utilización de la modalidad de “joint venture” (alianza estratégica) no ha sido utilizada en Costa Rica (caso de la EPL a nivel regional, como se verá más adelante) Este plan refleja una reiteración de la posición fuerte del ICE y un propósito de mantener al sector privado como un proveedor de bienes y servicios limitados en función de los requerimientos del ICE. Tampoco se percibe en este plan de expansión una estrategia de aumentar la capacidad de generación más allá de satisfacer la demanda interna tradicional. La posibilidad de promover la exportación de electricidad a otros países de la región o de estimular la inversión en Costa Rica, mediante una oferta adecuada de energía eléctrica, no se refleja en los planes institucionales del sector público.

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2. El Entorno Regional 2.1 El Sistema Eléctrico de América Central El Sistema Eléctrico de los países de América Central tenía a diciembre del 2003 una capacidad instalada de 8350 MW, y experimentó en dicho año una demanda máxima de potencia de 5587 MW. En los últimos años, la diferencia entre la demanda máxima y la capacidad instalada ha oscilado alrededor del 50% de la demanda máxima, lo cual en apariencia indicaría que los sistemas eléctricos están relativamente sobrados. Sin embargo, si se considera que las estadísticas de capacidad se refieren a valores de placa, que la disponibilidad promedio de las plantas es de alrededor del 90%, y que en general se requiere una reserva operativa del 5%, se observa que bajo estos supuestos, la reserva fría en el MER ha ido disminuyendo desde valores muy sobrados en los años ochenta a valores del orden del 25% en años recientes. Es una situación similar a la comentada para el caso particular de Costa Rica.

En el 2003 Panamá presenta reservas frías que exceden el 40%, mientras que Honduras presenta valores cercanos a cero. El resto de los países presenta valores de alrededor del 25%. Sin embargo, se debe tomar en cuenta que aproximadamente el 50% de la capacidad instalada en el istmo es de plantas hidroeléctricas, que toda la zona presenta una homogeneidad climática que hace que en la época seca la disponibilidad de generación hidroeléctrica disminuya de forma notable, y que el crecimiento de la demanda se sitúa alrededor del 5% anual. En otras palabras, a pesar del crecimiento que ha mostrado la infraestructura eléctrica en la región, aún continúa existiendo una cierta marginalidad en cuanto a las reservas como para soportar una serie de años secos u otro factor general que pudiera poner en jaque a las empresas eléctricas en su compromiso de atender la demanda. Este es un aspecto de alta relevancia pues representa una verdadera oportunidad para fortalecer la posición de aquella empresa o empresas que decidan actuar en función de esa expectativa o eventual necesidad. En la Tabla siguiente se presenta un resumen de la capacidad instalada por país y tipo de tecnología, a diciembre del 2003. La capacidad instalada se refiere a la que participa en los mercados mayoristas al 2003-2004, mientras que la generación se refiere a la comercializada también en los mercados mayoristas en el año 2003. Las cifras no coinciden exactamente con la información de CEPAL, pues las estadísticas de esta última además incluyen cierta generación “minorista”. Del total instalado, 3,751 MW (46%) corresponden a plantas hidroeléctricas, 3,644 (45%) a térmicas, 434 MW (5%) a geotérmicas, 282 MW (3%) a biomasa (mayormente ingenios), y 69 MW (1%) a plantas eólicas. Por otra parte, de la 13

generación total de 30,569 GWh, un 47% correspondió a generación hidroeléctrica, 43% a generación térmica, 8% a geotérmica, un 2% a biomasa y un 1% a generación eólica. Capacidad instalada y generación según tecnología, MER (fuente: CEPAL 2004 y entes operadores de los países del MER) GU Hydro Thermal Biomass Geothermal Eolic Total

630 1 043 183 33 0 1 888 GU

Hydro Thermal Biomass Geothermal Eolic Total Imports Exports Autorproducers Available Energy

2 188 3 604 588 195 0 6 575 23 424 6 173

INSTALLED CAPACITY BY TECHNOLOGY (MW) ES HO NI CR 430 467 110 515 560 433 17 65 161 0 78 0 0 0 1 106 1 044 686 GENERATION BY TECHNOLOGY (GWh, 2003) ES HO NI CR 1 460 1 741 292 1 774 2 846 1 893 20 134 966 0 242 0 4 201 4 607 2 561 428 337 12 103 0 21 4 526

4 943

2 552

PA 1 296 396 17 163 69 1 939

818 699

MER 3 751 3 644

0 0 1 517

434 69 8 179

2 550 2 731 0 0

MER 14 253 13 005 753 2 548

5 281 2 181 163 4 939

30 559 843 848 163 30 620

PA 6 022 157 11 1 144 230 7 564 41 119 7 486

Es notoria la tendencia a la disminución de la participación hidroeléctrica en el istmo, pues mientras en el año 1996 representó un 66% de la generación, en el año 2003 fue apenas del 46%. Está claro que las inversiones en generación hidroeléctrica muestran un notorio descenso frente a la escalada de las plantas térmicas. Esta tendencia se ha mantenido durante los últimos años y, dadas las condiciones de tiempo de maduración y gestión financiera de los proyectos hidroeléctricos, es probable que la dominación de las plantas térmicas en el crecimiento de corto plazo en la región se siga dando. Por otro lado, la escala de precios a nivel mundial que está presentando el petróleo y sus derivados, sugiere la posibilidad de nuevas estrategias para los desarrolladores de plantas basadas en recursos renovables, principalmente el hidroeléctrico. Es indudable que una acción dinámica de parte de la industria regional es de esperarse en el corto plazo. Con respecto al crecimiento de la presencia del sector privado en la región, en la siguiente tabla se muestra el porcentaje de capacidad instalada de empresas públicas y privadas para los seis países de la Región. El 56% está en manos de empresas mayoritariamente privadas. Hay que aclarar que en muchos casos las empresas listadas como privadas no lo son totalmente, pues los estados aún son socios en diferentes porcentajes. Sin embargo, se trata de empresas administradas por los primeros.

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Este cuadro demuestra cómo ha ido creciendo la participación del sector privado en el área sobre todo si se tiene presente que hace unos 15 años, la estructura de la industria en todos los países de la región era la misma: una empresa eléctrica estatal integrada verticalmente (generación, transmisión, distribución y comercialización) en un ambiente de marco jurídico totalmente monopólico. Porcentaje de propiedad pública y privada en generación (al 2003) (fuente: CEPAL 2004) Country Public Private Total

GU 623 1 220 1 843

ES 430 767 1 197

HO 502 549 1 052

NI 227 459 686

CR 1 709 230 1 939

PA 171 1 463 1 634

MER 3 662 4 688 8 350

A continuación se presenta una lista de las empresas generadoras más grandes del Istmo. En muchas de estas empresas existen otros socios minoritarios. En el caso de Honduras, no se han considerado 410 MW de capacidad que están entrando en el período 2004-2005 desarrolladas por dos empresas privadas (EMCE y LUFUSSA) para venta a la ENEE:

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Mayores empresas generadoras del Mercado Eléctrico Regional (MER)

Se trata de 14 empresas que en total controlan el 76% de la capacidad de generación del istmo. La mayor es la estatal ICE de Costa Rica, con un 19% de la capacidad instalada, seguida de DUKE con un 8.5%, de EGEE estatal de Guatemala con un 7.6%, y ENRON, con un 7.3%. Estas cifras indican que el MER visto en su conjunto, tiene un número bastante grande de empresas generadoras y no tiene empresas excesivamente dominantes. Sin embargo, si se analizan las cifras individuales de cada país, se observa bastante concentración de mercado, tal y como se ilustra en la siguiente figura, pues en casi todos los países las tres empresas más grandes controlan más del 70% de la capacidad instalada.

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Porcentaje de propiedad de las tres empresas más grandes de cada uno de los países 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% GU

ES

HO

NI

CR

PA

2.2 Los Mercados Eléctricos Locales A partir de los años noventa los países de la región iniciaron, en mayor o menor medida, cambios en la organización de sus sistemas eléctricos. Durante el período 1996-1998, El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá finalizaron el proceso de definición de los nuevos esquemas de sus industrias eléctricas y aprobaron sus respectivas leyes, las cuales contemplaron la desintegración de los segmentos de la industria (producción, transporte y distribución; dos países consideran además la actividad de comercialización, la apertura de los sistemas de transmisión, así como la introducción de la competencia en los mercados de producción y grandes consumidores de electricidad. Posteriormente, los cuatro países aprobaron los reglamentos comerciales y de operación de sus mercados mayoristas de electricidad (MM), y conformaron las instituciones encargadas de su supervisión y administración. Los MM tienen como objetivo la administración de las operaciones de compraventa de energía y potencia eléctrica, siguiendo criterios de optimización del funcionamiento de los sistemas eléctricos de los países. El primer MM se constituyó a fines de 1997 en El Salvador; posteriormente, en el segundo semestre de 1998 empezaron a operar los MM de Panamá y Guatemala. En el caso de Nicaragua, el MM inició actividades en el último trimestre de 2000. Por su parte, la República de Honduras estableció las condiciones del servicio de energía eléctrica mediante una Ley Marco del año 1994. Con esta ley no se creó un mercado eléctrico, sino más bien se mantuvo a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con la posibilidad de seguir participando en forma monopólica en toda la cadena del mercado de electricidad. Sin embargo, esta ley

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abrió la opción de un desarrollo de la generación privada a partir de contratos tipo PPA con la ENEE. En Costa Rica se reguló la participación de la generación privada mediante contratos PPA desde inicios de los años noventa; sin embargo se mantuvo el esquema tradicional de monopolios regulados en los diferentes segmentos del servicio eléctrico, con una empresa pública dominante, el Instituto Costarricense de Electricidad. En la Tabla que se muestra a continuación, se hace un resumen de la estructura de la industria eléctrica al año 2002 según la CEPAL. Estructura de la Industria Eléctrica Después de las Reformas (fuente: CEPAL 2002 y elaboración propia) Level

Costa Rica

Politics

Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE)

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) ICE (public), 24 private companies, Generators 4 distribution companies Transmission ICE System & Market ICE Operator ICE plus 7 state, Distribution municipal and cooperatives

Regulatory

El Salvador

Guatemala

Honduras

Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Gabinete Energético y Comisión de Secretaría de Comisión Nacional Política Energética Recursos Naturales de Energía (CNE) (CPE) y Ambiente (SERNA)

Superintendencia Comisión Nacional General de Comisión Nacional de Energía Eléctrica Electricidad y Telec. de Energía (CNE) (CNEE) (SIGET)

Nicaragua

Panamá

Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP)

CEL (public), Lageo EGEE (state ENEE (public), +10 (mixed) and 4 2 public, 8 private owned),+20 private private private

8 (private & mixed)

ETESAL (public)

ETCEE (public) ENEE Administración del Unidad de Mercado Mayorista ENEE Transacciones (UT) (AMM) 6

16 (13 municipal)

ENEE

ENTRESA (public) ETESA (public) Centro Nacional de Centro Nacional de Despacho de Carga Despacho (CND) (CNDC) 2 (private)

3 (private)

2.3 El Mercado Eléctrico Regional Los gobiernos de las Repúblicas de Guatemala, El Salvador, Honduras, Panamá, Costa Rica y Panamá suscribieron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el cual fue firmado el 30 de diciembre de 1996. El Tratado tiene por objeto la formación y crecimiento gradual de un mercado eléctrico regional competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio, que contribuya al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respeto y protección al medio. Los principios que rigen el Tratado Marco son la competencia, la gradualidad y la reciprocidad.

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Con el propósito de dar un mejor y más efectivo cumplimiento a los fines del Tratado, y para ordenar las interrelaciones entre agentes del Mercado, se crean dos organismos regionales, la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el Ente Operador Regional (EOR) y se definen claramente sus objetivos y funciones. Enmarcado en los objetivos y modalidades previstas en el Tratado Marco, en el documento “Diseño General del Mercado Eléctrico Regional”, emitido en Abril del 2000, se desarrolló el modelo conceptual y estructural del mercado regional. El Ente Operador Regional (EOR) emitió el “Reglamento Transitorio para la coordinación técnica, operativa y comercial de las transacciones de energía eléctrica haciendo uso de la Red actual de Transmisión Regional de los países de América Central”. Su objetivo fue definir las reglas y criterios que regirán la operación técnica y comercial del Sistema y del Mercado Eléctrico Regional de América Central. Este reglamento está consignado en el documento “Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (MER)”, emitido en Abril del 2002. A principios del 2002, la unidad ejecutora del SIEPAC contrató firmas consultoras con el objeto de desarrollar el reglamento de operación técnica y comercial del Mercado Eléctrico regional (o ROTC), el cual contiene toda la reglamentación necesaria para la Operación Técnica y Comercial del MER, incluyendo aquellas necesidades de soporte instrumental. Actualmente, tanto el Reglamento de Operación Técnica y Comercial, como el Reglamento de Transmisión están siendo analizados por la CRIE y el EOR. Ambos reglamentos están basados en sendos Diseños Detallados (basados en el Diseño General del MER) que han sido discutidos y consensuados en la región centroamericana por espacio de dos años. El modelo conceptual propuesto consiste en la conformación de un “séptimo mercado”, en convivencia con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con reglas independientes de éstos, y puestos en contacto exclusivamente en los puntos de la Red de Transmisión Regional (RTR). Para ello se establece la conformación de tres mercados competitivos: un mercado de contratos regional, un mercado de oportunidad (corto plazo) y un mercado de servicios auxiliares. Se regularán aquellos servicios auxiliares que no puedan ser sometidos a competencia. En cuanto a la operación técnica y comercial del MER, se ha definido una estructura jerárquica descentralizada, cuyo primer nivel es el EOR, quien hará la coordinación técnica y comercial con los organismos encargados en cada uno de los seis países de la programación, el despacho y la operación de su sistema y la administración comercial del mercado nacional (OS&M). Así mismo, hará la coordinación técnica y operativa de la RTR.

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En la parte de infraestructura, el componente principal del MER lo constituye el proyecto SIEPAC, que consiste en una línea de transmisión a un voltaje de 230 kV que enlazará los seis países miembros del MER. Esta obra, de aproximadamente 1830 km de longitud, representa una inversión de $320 millones de dólares. La línea se ha dimensionado para permitir intercambios de hasta 300 MW. En algunos casos la cantidad será menor, pues existen ciertos obstáculos. Para que se logren los 300 MW, además de la construcción de la línea SIEPAC, se requieren refuerzos nacionales que implican inversiones totales del orden de los $105 millones en los seis países. La línea SIEPAC será desarrollada y será propiedad de una empresa denominada EPL, la cual a su vez es propiedad de las empresas eléctricas públicas de los seis países miembros del MER, más ENDESA de España. La fecha prevista para la entrada de SIEPAC es Diciembre del 2007, y aún considerando atrasos es altamente probable que entre en operación en el transcurso del 2008. La transmisión propuesta del SIEPAC, con capacidad de interconexión de hasta 300 MW, no será suficiente para crear un mercado amplio. Por otra parte, es una realidad que los países no quieren depender a largo plazo de sus vecinos, tanto en la esfera de empresas públicas como privadas. En este último caso los productores privados se han posicionado en sus respectivos países y en muchos casos, es probable que no desean competencia. Actualmente las exportaciones han rondado los 1000 GWh/año, y es posible que con el SIEPAC alcancen más de 3000 GWh/año, lo que representará menos del 10% de la demanda de la región en el 2008. Lo anterior significa que las exportaciones serán mayormente, como hasta ahora, de excedentes. Uno de los problemas más serios es la persistencia de barreras legales que impiden contratos de suministro de energía firme entre algunos de los países. Este panorama resulta importante de considerar como una señal de oportunidad para estrategias de futuras inversiones en la región. 2.4 Las Transacciones en el MER En la siguiente figura se muestra el comportamiento histórico de los intercambios totales entre los países de América Central. A partir del año 1999 los intercambios de energía eléctrica han mostrado un crecimiento moderado. Con excepción del año 2000, en que el intercambio fue de alrededor de 1,500 GWh, en los últimos cinco años los intercambios de energía han estado entre los 800 y 1,000 GWh, superiores históricamente al límite de los 500 GWh que no había sido superado antes de 1999. El incremento se explica por la creación de los mercados eléctricos de El Salvador, Guatemala y en menor grado, Panamá.

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Intercambios históricos 1600 1400 1200

GWh

1000 800 600 400 200 0 1985

1990

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Aún así, la estadística muestra que no hay una tendencia significativa al crecimiento de dicha actividad, pues los intercambios son apenas del orden del 3% de la demanda de generación de la región. Esta situación sugiere que el crecimiento de la capacidad instalada que se registra en el MER continúa básicamente comprometida en la satisfacción de las demandas internas de los respectivos países. La próxima figura muestra las exportaciones e importaciones en el año 2003. Se evidencian aspectos tales como la condición de exportador o importador de cada país: Guatemala, Panamá y Costa Rica como exportadores netos, y El Salvador y Honduras como importadores netos. Exportaciones e Importaciones para el año 2003 (en GWh) 500 400 300 200 100

Exports

0 -100

GU

ES

HO

NI

CR

PA

Imports

-200 -300 -400 -500

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Las razones de esta baja actividad de intercambios se deben principalmente a los siguientes factores: §

El MER comenzó a operar bajo el RTMER (reglamento interino) apenas en noviembre del año 2002.

§

La regulación regional está parcialmente desarrollada.

§

Los intercambios están sustentados principalmente bajo el concepto de intercambio de excedentes. Este tipo de energía es pequeña en la mayoría de los mercados.

§

La red eléctrica centroamericana, en especial las interconexiones eléctricas existentes, representan barreras físicas para el trasiego de energía entre países.

§

Las políticas o posiciones conservadoras de algunas de las empresas en el sentido de limitarse a satisfacer la demanda nacional con recursos nacionales.

Si vemos ahora los intercambios de energía eléctrica de Costa Rica en los últimos años, tal y como se muestran en los siguientes cuadros, se puede notar que los intercambios de energía de Costa Rica tienden hacia la exportación a partir del año 1997. El año 2002 marcó un record de exportación de casi 500 GWh. Desde entonces, las exportaciones han tendido a disminuir principalmente porque el incremento de la demanda interna ha sido mayor que el incremento en la oferta. Adicionalmente se puede apreciar que los volúmenes de transacciones de Costa Rica entre los años 98 y 03 son variables con un promedio de casi el 30% del total regional (rango entre 13% y 44%). Esto significa que nuestro país tiene un registro eminentemente exportador y que posiblemente podría aumentar de manera significativa su cuota de exportaciones si estableciera una política y sus correspondientes planes de acción dirigida a incrementar su rol de país exportador de electricidad con los consiguientes beneficios para la economía nacional.

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Importaciones y Exportaciones, Costa Rica (fuente: CEPAL, 2004) Year

Exports (GWh) 59.90 31.90 11.00 62.00 260.20 76.70 127.60 497.30 240.20 439.80 118.90

1985 1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Imports (GWh) 0.00 -186.30 -36.10 -180.50 0.00 -3.80 -0.70 -0.40 -0.50 -36.30 -41.20

Net Exports (GWh) 59.9 -154.4 -25.1 -118.5 260.2 72.9 126.9 496.9 239.7 403.5 77.7

Importaciones y Exportaciones, Costa Rica (fuente: CND, 2004) 600

Gwh

500 400 300 200 100 0 -100

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1990

1985

-200

Year

3. Marco legal y político de la industria eléctrica en Costa Rica Costa Rica estableció las condiciones de servicio de energía eléctrica mediante las siguientes leyes: § § § § §

449 de 1949: Ley del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) 7200 de 1990: Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela 7508 de 1995: Reformas a Ley 7200 7593 de 1996: Ley de la Autoridad Reguladora de Los Servicios Públicos 7848 de 1998: Aprobación de Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y el Reglamento a Ley 7593.

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La siguiente figura muestra un esquema con la estructura sectorial del mercado eléctrico de Costa Rica. Igualmente la tabla que se presenta da una idea del esquema institucional del sector eléctrico. Esquema del Mercado Eléctrico de Costa Rica

ROL Gobierno Regulador

Operación

Planeación Generación Transmisión Distribución

Entidad Comentarios la política MINAE- Ministerio de Minas y Dicta energética del país Energía Regulador y ARESEP Autoridad Reguladora de Ente Supervisor de Sistema Los Servicios Públicos Eléctrico ICE Instituto Costarricense de Operador, Transportador, Electricidad Generador, Distribuidor ICE ICE, Generadores Privados, otras empresas distribuidoras ICE ICE-JASEC-CNFL-ESPHCooperativas (4)

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3.1 El Mercado Eléctrico En Costa Rica no existe un mercado eléctrico como tal, pues las diferentes actividades de la cadena de producción están completamente reguladas. La parte operativa y de planeación recae completamente en el ICE (Instituto Costarricense de Electricidad), el cual está sujeto a la reglamentación y vigilancia de la ARESEP (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos).

Ley 449 (Ley del ICE): El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) fue creado el 8 de abril de 1949, mediante el Decreto de Ley No. 449 como institución estatal autónoma, con el fin de desarrollar en forma racional las fuentes productoras de energía. Posteriormente se aprobaron las leyes 3226/63 y 3293/64 que autorizaron al ICE a operar los servicios de telecomunicaciones, y la ley 5961/76 que lo facultó a investigar, explorar y explotar los recursos geotérmicos. A diferencia de otros países de Latinoamérica que durante esos años nacionalizaron de forma tajante gran parte de la industria eléctrica, en Costa Rica no ocurrió así. El ICE poco a poco fue creciendo, mientras que las pequeñas empresas privadas que servían sistemas aislados fueron desapareciendo o siendo absorbidas por esa institución. Ley 7200 y 7508: La Ley Nº 7200, publicada en la Gaceta Nº 197, 18 de octubre de 1990, autoriza la generación privada de electricidad con proyectos de hasta 20 MW. El conjunto de proyectos no debe exceder el 15% de la potencia total de las centrales eléctricas que integran el Sistema Nacional Interconectado. Dicha ley se refiere a la explotación del potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes no convencionales de energía, como la geotérmica, eólica y biomasa. Además, el capital debe ser nacional en un 65%, como mínimo. El 31 de mayo de 1995, se publicó la Ley No. 7508, en la Gaceta No. 104. Dicha Ley modifica la Ley No. 7200 (también denominada como Capítulo 2 de la Ley 7200), la cual en forma resumida propone lo siguiente: Ø Aumentar la participación de los generadores privados del 15 al 30% de la capacidad instalada total del Sistema Nacional Interconectado. Este 15% adicional entraría en vigor bajo régimen de competencia, esto es, que las compras de energía a los generadores se efectuarían mediante el procedimiento de licitación pública, con competencia de precios y evaluación de la capacidad técnica, económica y financiera del oferente.

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Ø Los contratos de compraventa de energía tendrán una vigencia no mayor de 20 años, después de los cuales los activos de la planta en operación serán traspasados al ICE libres de costo y gravámenes. Ø El capital social de las empresas cogeneradoras será nacional en un 35%, como mínimo. Como se observa, en este último caso se trata de contratos bajo el sistema BOT, “build-operate-transfer”. Según las estadísticas, al mes de diciembre del 2003 había 29 empresas privadas en operación, con una capacidad instalada total de 230 MW. De estas solo una planta geotérmica de 30 MW opera bajo el sistema BOT. Asimismo, el ICE firmó en años pasados con dos desarrolladores que están construyendo dos plantas hidroeléctricas bajo este mismo sistema con una capacidad combinada de 89 MW. Es evidente que no se potencia al máximo lo que la ley permite en cuanto a la participación de la empresa privada en las modalidades de los proyecto BOO (Ley 7200) y BOT (Ley 7508). Tampoco se da el caso de parte de las empresas municipales y cooperativas que por ley podrían estar desarrollando sus propios proyectos de generación con participación de capital privado, reduciendo de paso su marcada dependencia de la energía que les vende actualmente el ICE. Estos son indicios que apuntan en la misma dirección de un accionar convencional en detrimento de una expansión más agresiva de parte de la industria eléctrica.

Ley 7593 (ARESEP): Aprobada en 1996, esta ley transformó al antiguo Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en una institución autónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), cuya función primordial es fijar precios y tarifas de los servicios públicos, así como velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima que los rigen. Por otro lado, la misma Ley declara como servicio público el “suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización” (art. 5° inciso a); lo que significa decretar que la actividad de producirla para su venta a terceros satisface los intereses generales de la comunidad y que se encuentra reservada al poder público, es decir, que sólo puede ser desarrollada por el propio Estado o por concesión de éste. De modo concordante, el artículo 9° de la Ley de la ARESEP estipula que para ser prestatario de servicios públicos “...deberá obtenerse la respectiva concesión o el permiso del ente público competente en la materia, según lo dispuesto en el artículo 5 de esta ley. Se exceptúan de esta obligación las instituciones y empresas públicas que, por mandato legal, presten cualquiera de estos servicios ...”. 26

Su artículo 5° también define que el Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) es el órgano competente para autorizar la prestación por particulares del servicio público de suministro de electricidad. Sin embargo, el antes citado artículo 9° establece una excepción a esta regla, por cuanto estipula que la ARESEP: “... continuará ejerciendo la competencia que la Ley No. 7200 y sus reformas, del 28 de septiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad”; es decir, compete a esa Autoridad concesionar a particulares la producción de energía eléctrica por centrales de capacidad limitada que son aquellas hidroeléctricas y no convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios, destinada a ser integrada al sistema eléctrico nacional mediante su venta al Instituto Costarricense de Electricidad. De lo anterior, se deduce que para las actividades del servicio público de electricidad se requiere una concesión de servicio público otorgada por el MINAE. También, se deduce que en el caso del uso de un bien público como es el caso del agua para la generación eléctrica, es necesaria además una concesión para la utilización de este recurso. A raíz de que la Ley 7593 derogó la antigua Ley del SNE (N° 258 de 18 de agosto de 1941) que establecía los requisitos necesarios para otorgamiento de concesiones de agua, y esta reglamentación no fue sustituida en la nueva legislación, inadvertidamente resultó un vacío legal que actualmente impide – excepto por vía legislativa-- el otorgamiento de concesiones de agua. De este grave problema se exceptúa a las empresas e instituciones públicas que por ley propia tienen concesiones de agua para generación eléctrica. Esto ha significado que desde 1998 no haya sido posible el otorgamiento de nuevas concesiones para generación hidroeléctrica, con excepción de las del propio ICE y de las empresas distribuidoras municipales y cooperativas, que por su propia ley gozan de la posibilidad de concesiones. Nuevamente vemos cómo se mantienen condiciones limitativas al desarrollo de la industria eléctrica.

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4. Panorama futuro, expectativas y visión del desarrollo nacional Está claro que el marco legal e institucional eléctrico de Costa Rica se encuentra comprometido desde el punto de vista de una gestión dinámica y agresiva para el desarrollo de la industria eléctrica. Se observa cómo lo más básico, como lo es la concesión de derechos de aguas para la generación hidroeléctrica, se encuentra en un marco de indecisión desde 1998 y a la fecha, 7 años después, la situación es exactamente la misma. Esto es una muestra de incapacidad para impulsar el desarrollo eléctrico por parte de quienes toman la decisión en el país. Igualmente ocurre con la modernización del marco legal que, desde el fallido intento de reforma en el año 2000, y a raíz de los acontecimiento denominados popularmente como “el combo ICE”, el país ha caído en un impasse durante el cual se han intentado varios procesos de revisión al marco jurídico sin resultado efectivo alguno. El resultado no ha sido satisfactorio, pues la dinámica del sector se ha complicado, el sector público no ha podido mantener un nivel apropiado de expansión de los sistemas de generación, transmisión y distribución por su cuenta, ni con la contribución del sector privado de acuerdo con el marco legal actual. Por ejemplo, la construcción de plantas bajo la opción de los PPA’s quedó virtualmente frenada; la opción de los esquemas de financiamiento privado “Construir, Operar y Transferir” (BOT, por sus siglas en inglés, ley 7508) no ha podido dinamizarse y son pocos los proyecto desarrollados bajo este esquema y menos los previstos a futuro. Todavía se está a la espera de que algo ocurra con los diferentes procesos de proyectos de ley que se han promovido desde el seno de la Asamblea Legislativa, del Gobierno de turno o del sector privado. Lo cierto es que en los últimos cinco años o más, la tónica ha sido la de un lento proceso de expansión de la oferta, caracterizado por procesos burocráticos asociados a aspectos legales principalmente, y complementados con controversias de carácter ambiental, social y financieras. La posición institucional (ICE, MINAE, Gobierno en general) no presenta una perspectiva de transformaciones importantes que le vayan a dar un giro importante a la tendencia de desarrollo conservadora. No se vislumbra un crecimiento significativo de la oferta energética y, todo lo contrario, se empieza a percibir el riesgo de que, bajo un panorama de régimen hidrológico difícil o ante un crecimiento extraordinario de la demanda o por un eventual desabastecimiento o encarecimiento excesivo de combustibles, el país vaya a enfrentar su más temida amenaza en este campo: el racionamiento eléctrico.

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Recientemente hemos visto por la prensa declaraciones de funcionarios públicos donde nos advierten de tal tipo de riesgos. Posiblemente sea en ese momento en que el país como un todo reaccione y reconozca la necesidad de transformar el esquema actual de la industria eléctrica. Paradójicamente podría darse el caso que, ante una situación de desabastecimiento eléctrico en el país, una de las soluciones sea la importación de electricidad de países vecinos que, a diferencia del nuestro, han venido tomado decisiones importantes y dándole a su industria eléctrica una configuración más moderna y acorde con las expectativas y demandas que un mercado comercial con carácter integracionista y de apertura internacional demanda. Se dedica entonces, un aparte al análisis y consideración de las necesidades nacionales en materia de electricidad en un marco de desarrollo económico dinámico. El esquema tradicional que el país ha manejado ha sido el de satisfacer la demanda interna con previsión del crecimiento histórico de la misma. De esa manera se han atendido las necesidades de una manera adecuada y, en los periodos en que se han producido excedentes de la producción, se han materializado intercambios o exportaciones de electricidad a países vecinos, en cantidades regularmente limitadas por la magnitud de los excedentes mismos, o por la capacidad de transporte de las líneas de transmisión que los interconectan. Como ya se mencionó también, en aquellos casos en que se han presentado imprevistos importantes en el desarrollo del sistema eléctrico, el país ha tenido que enfrentar racionamientos que representan la energía más cara que cualquiera tuviera que comprar. No se ha visto en los planes de desarrollo la presencia de acciones dirigidas a promover inversiones, en términos generales, sobre la base de una oferta eléctrica atractiva al inversionista; es más, en algunas ocasiones se ha tenido que apartarse de los planes y proceder rápidamente y poco planificadamente, cuando se presenta en el país una oportunidad de inversión con fuerte impacto positivo en nuestra economía. Durante los últimos años, la inversión pública en esta materia ha sido fuertemente restringida por diversas razones. El ICE ha tenido que buscar otras opciones para continuar con las inversiones que sus planes le requieren y ha logrado algunos proyectos, pero con grandes dificultades, usualmente atrasados y siempre bajo la amenaza del síndrome del endeudamiento excesivo del sector público. Los proyectos que se logran en estos días son realmente pocos. Por otro lado, y aquí surge una incongruencia, las posibilidades de contar con inversiones del sector privado como un oportuno complemento a la inversión pública, son vistos por algunos como una amenaza a la soberanía nacional, posiblemente para otros como una competencia no deseada y para la mayoría, 29

como una realidad incomprensible. El riesgo de la alternativa de un desabastecimiento no pareciera justificado bajo ninguno de los argumentos anteriores. Es necesario preguntarse, entonces, en qué medida la limitada disponibilidad de energía eléctrica, sea por reducida generación o por dificultades en la transmisión o distribución, ha estado desincentivando la instalación y desarrollo de nuevas industrias o la promoción de importantes proyectos de turismo, que actualmente es nuestro principal generador de divisas. Es importante que las autoridades competentes asuman una posición clara frente a estos interrogantes. El país debería conocer claramente qué es lo que piensan las autoridades (Asamblea Legislativa, Gobierno y sus instituciones asociadas, Municipalidades, etc.) respecto de la necesidad de asegurar estos objetivos básicos: § § § § § §

¿Cuál es la política para asegurar el abastecimiento de electricidad en el corto y largo plazo? ¿Cómo deberá configurarse la industria eléctrica y sus actores centrales en el futuro? ¿Cómo será el ICE de las próximas décadas? ¿Cuáles son los planes y acciones concretas para mejorar el marco legal y regulatorio existente en materia de concesiones de agua y de apertura a la inversión privada? ¿Cuál es la estrategia para que la electricidad sea una verdadera herramienta de promoción de las inversiones en Costa Rica? ¿Cuál es la estrategia frente a la transformación y desarrollo de la industria eléctrica en los países del área, cuyas acciones de los años recientes sugieren una dinámica digna de reconocer y considerar en planes futuros?

En el siguiente comentario final, el CFIA se permite plantear una serie de recomendaciones y propuestas sobre esta temática, en un afán de contribuir a una transformación y modernización del sector eléctrico nacional, que nos permita asegurar nuestro suministro en el futuro, por un lado, y que coloque a la industria eléctrica en un lugar de prominencia para nuestra economía, como lo fue la exportación de café en el pasado y lo es hoy día la industria del turismo.

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5. Comentario Final. Propuestas del CFIA El país cuenta con un sistema eléctrico básico de buena calidad: tiene índices de electrificación de primera calidad (alta cobertura de la población) así como un parque de generación adecuado en cuanto a que está constituido por una buena mezcla de tecnologías (hidro, térmico, geotermia y eólico actualmente). La preocupación principal gira en torno a la percepción que se tiene respecto de las transformaciones necesarias para adaptar la industria eléctrica al entorno tal y como se presenta y evoluciona. Es absolutamente necesario dinamizar un proceso de cambio en la estructura de la industria, en su marco legal y regulatorio y en el definir y compartir una nueva visión de cómo debe manejarse este proceso, a fin de mantener la competitividad en el futuro, frente a las oportunidades y las amenazas que se presentan en el entorno. Deben instrumentarse las decisiones necesarias en los siguientes aspectos: 1. La Asamblea Legislativa debe asumir un compromiso histórico y resolver y aprobar las reformas legales e institucionales necesarias, debidamente consensuadas, para simplificar los procesos de desarrollo de proyectos que actualmente se acumulan en las carpetas de proyectos, tanto del sector público como de la empresa privada. Estas transformaciones deben, a la vez, resolver el dilema de los roles de los diferentes actores en el desarrollo futuro de la industria eléctrica. El tema puede ser difícil, pero la solución no es la postergación prolongada que se tiene desde hace años. 2. El Gobierno debe decidir sobre la necesaria autonomía del ICE, a fin de que pueda cumplir con su labor y a la vez reconocer claramente que los objetivos del ICE van más allá que satisfacer la demanda interna y que la energía eléctrica es un patrimonio que el país debe promocionar y convertir en factor desencadenante para un mayor crecimiento de la economía. 3. Se debe reconocer que el sector privado tiene un rol que cumplir en esta industria, diferente al que ha tenido hasta la fecha, más dinámico y con un mayor aporte de su capacidad de inversión, que siempre será limitada para el sector público. 4. El Gobierno central, a través de su ente director (MINAE), debe establecer, formular y permitir la ejecución de un conjunto de políticas claras sobre cómo promover la expansión de los sistemas que sustentan a la industria eléctrica. Conjuntamente con la Asamblea Legislativa, se debe dilucidar rápidamente el conflicto en el tema de las concesiones de agua. Igualmente, se debe dar solución a las opciones de fuentes alternas incluyendo las importantes reservas de energía geotérmica. 31

5. Se debe fortalecer la posición de Costa Rica en el contexto regional mediante una adecuada acción que potencie las ventajas competitivas que actualmente tiene frente a los restantes países del área. Con el discurrir del tiempo y dado el accionar de las industrias eléctricas en los demás países, las actuales ventajas se podrían transformar en debilidades que más bien harían al país vulnerable a nivel regional, y necesariamente se verá afectado en el balance comercial futuro del Mercado Eléctrico Regional. 6. De manera consensuada, se deberá desarrollar un plan de acción con miras a promover la inversión comercial en Costa Rica sobre la base de la oferta eléctrica y demás ventajas de que goza el país. 7. El CFIA considera que estas metas o compromisos deberían ser tomados con total rigurosidad por las autoridades de este país, tanto del sector público como del privado, y convertidas en un plan de acción debidamente calendarizado y hecho del conocimiento público, para convertirlo en una agenda nacional de compromiso. 8. Con una nueva jornada electoral y ante un pronto cambio de autoridades de gobierno, el CFIA considera que esta contribución podría servir como temario de debate y análisis para los futuros gobernantes y jerarcas de las entidades, que tienen la ineludible responsabilidad de asegurar en el futuro que Costa Rica siga manteniendo una posición de privilegio en materia de servicios eléctricos y que éstos multipliquen su contribución mediante novedosos proyectos de desarrollo económico y social. 9. Desde ya el Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos se ofrece a colaborar según corresponda para que se den los primeros pasos de esta importante jornada de transformación de la industria eléctrica del país.

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