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COLEGIO FEDERADO DE INGENIEROS Y DEARQUITECTOS

PANORAMA NACIONAL Y REGIONAL DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

1. Introducción

El Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos se ha planteado, entre tantosotros asuntos de interés nacional, el tema del suministro de energía comoelemento fundamental para el desarrollo nacional. Esta cuestión adquiereparticular interés e importancia en momentos en que se han venido dando unaserie de acontecimientos, tanto a nivel nacional como internacional, que hacenválido cuestionarse con respecto al abastecimiento de energía de maneraconfiable, oportuna y a un costo razonable y manejable para la economíacostarricense.

Por un lado, se presenta el problema de la energía de hidrocarburos de la cualdepende el país para la movilización de su parque automotor y para una buenaparte de su industria. La economía costarricense hace ajustes cotidianos paraacomodarse de la mejor manera posible a la escalada internacional de precios.Todo parece indicar que se mantendrán los precios altos del petróleo y está claroque el país, como importador neto de dicho recurso energético, no tiene másremedio que ajustarse a esa realidad.

Queda pendiente el otro problema del petróleo: el abastecimiento. Nadie puedegarantizar que, independientemente del precio, se contará con el combustible encantidad y calidad suficiente y necesario para el consumo interno. Este escenarionada agradable queda para ser analizado en otra oportunidad.

El planteamiento se concentra, en este momento, en el otro gran recursoenergético que el país requiere y consume diariamente en cantidadesverdaderamente importantes: la electricidad o energía eléctrica.

Desde la creación del ICE, Costa Rica estableció claramente las metas de largoplazo en esta materia y, es de reconocer que se lograron con creces, gracias a lalabor encomiable de dicha Institución. En estos momentos, el país cuenta con unacobertura de electrificación superior al 98% y un servicio de buena calidad si semide en términos de continuidad en el servicio y otros factores técnicos. Durantelos últimos 60 años, el país ha enfrentado únicamente dos periodos difíciles deracionamientos de electricidad en los años 60 (Tapantí) y en 1979 (Arenal). Enambos casos la razón fue un retraso en las fechas estimadas de entrada de lasplantas hidroeléctricas. Las afectaciones fueron fuertes, con importantes impactosen 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 ICEcuando fue fundado, la respuesta, de manera contundente, es afirmativa.

Sin embargo, mirando hacia el futuro, temas como los siguientes deben seranalizados. Sobre esta base se deberían formular las políticas y accionesrelacionadas con el futuro de la industria eléctrica:

ß ¿Cuál es la meta a largo plazo de Costa Rica en lo concerniente a laindustria eléctrica?

ß ¿Cuál es el rol del ICE en esa visión?ß ¿Cuál será el papel de otros actores locales (CNFL, JASEC, ESPH,

Cooperativas)?ß ¿Cómo se visualiza la participación del sector privado en el desarrollo

futuro?ß ¿Qué estrategia nacional se plantea frente a la evolución del mercado

eléctrico regional?

Estos planteamientos, así como la expectativa o preocupación de que el paíspudiera llegar a enfrentar futuros racionamientos eléctricos o altos precios depetróleo, 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 lavisión y la misión para la industria eléctrica/energética, en un contexto amplio ycomplejo como el que vive Costa Rica. Esta es la base para asegurar undesarrollo exitoso para las próximas décadas.

Sobre la base de un marco estratégico bien conceptualizado, comprendido ycompartido por todos, se puede dar entonces el paso a la tarea de planificación yprogramación. Esto dará origen a los respectivos programas de obra/inversión yfijará el rol de los diversos actores.

La ausencia de un proceso de planificación apropiado lleva a situacionesinconvenientes para el desarrollo del sistema eléctrico nacional:

ß Se pierde la perspectiva de necesidades futurasß Se dificulta la gestión de financiamiento de proyectosß Se pierden las oportunidades de negocios /desarrollo de dicha industriaß Se puede descuidar el entorno (amenazas y oportunidades)ß 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 planificacióntenga carácter comprensivo, es decir, que incluya adecuadamente las áreas degeneración, transmisión, distribución y comercialización.

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En el pasado, se han presentado situaciones en las que la infraestructura detransmisión se convierte en barrera al trasiego de la electricidad, afectando laactividad productiva y comercial. Este aspecto ha ido adquiriendo mayorrelevancia durante los últimos años, con el avance del proyecto SIEPAC y lasaperturas de los mercados eléctricos en la mayoría de los países del área. Estepunto se trata en subsiguientes segmentos del presente documento.

Con relación a la distribución eléctrica, en muchas oportunidades se hacenecesaria una planificación más coordinada con otros aspectos del desarrollo. Porejemplo, se pueden citar las políticas de desarrollo urbano en los sectores de altaconcentración 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 alas necesidades del sector productivo. Inclusive, podrían considerarse comoopciones para atraer la inversión en ciertos sectores del país.

En general, el planeamiento debe contener los elementos necesarios para que laindustria eléctrica, en este caso, pueda ofrecer oportunamente aquellos serviciosque el mercado requiere, así como aquellos que se puedan llegar a requerir en elfuturo, procurando aprovechar las ventajas competitivas que el país tiene en estecampo.

La dinámica que está mostrando la región centroamericana en este campo, obligaa que el Gobierno y las autoridades pertinentes incorporen en sus planes deacción las estrategias y opciones que le permitan a Costa Rica lograr beneficiosadicionales a la satisfacción de la demanda interna tradicional, que ha sido elmarco de referencia bajo el cual se ha actuado hasta la fecha.

Otro aspecto de suma importancia en cuanto a las estrategias a futuro para elsubsector eléctrico, tiene que ver con las inversiones y sus repercusionesfinancieras. Las inversiones asociadas al desarrollo de la infraestructura son muyaltas 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, vivencontinuamente problemas de autorización para invertir/endeudarse por parte delas autoridades del Gobierno de turno. En consecuencia, han recurridoparcialmente a otros mecanismos de financiamiento tal como los fideicomisos quecaptan en el mercado del ahorro particular y no del sector público, en todo casoinsuficientes.

Es indudable que, ante la clara limitación que vive Costa Rica en el campo de lainversión y el gasto público, las prioridades deben reconocerse en los sectoresmás 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, obrasportuarias 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 puedeasegurar la expansión y mantenimiento de los sistemas vitales para la economíanacional sin menoscabo del control político y la acción regulatoria por parte delGobierno.

Este enfoque es fundamental si se quiere mantener un ritmo de desarrollo ycompetitividad en la industria eléctrica, con relación a los demás países del IstmoCentroamericano.

A continuación, se muestran una serie de cuadros y gráficas que permiten apreciarel panorama general de la industria eléctrica en Costa Rica y cómo se evidencia lanecesidad de cambiar las acciones de expansión de los sistemas de generación,transmisión y distribución, a fin de no sólo satisfacer el crecimiento vegetativo dela demanda, sino también darle a la industria eléctrica un carácter de promotor deldesarrollo de las inversiones en Costa Rica y por consiguiente del desarrollogeneral 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 energíade 6715.5 GWh (clientes finales, 2003). La evolución histórica de la capacidadinstalada y la demanda máxima se muestra en la siguiente figura:

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

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200

400600

800

10001200

14001600

1800

2000

1985 1990 1995 2000 2005

Year

Po

we

r (M

W)

Installed Capacity Maximum Demand

Nota: Capacidad se refiere a valores de placa.

La diferencia entre la Demanda Máxima y la Capacidad Instalada ha osciladoalrededor del 40-55% de la Capacidad Instalada en el periodo 1996-2003. En elaño 2003 fue del 55% (686 MW). Aunque la cifra anterior parece una reservaholgada, el sistema de Costa Rica tiene un alto componente hidroeléctrico (80%) ylimitada regulación, por lo que durante la época seca el sistema se encuentra enrealidad bastante ajustado.

La evolución de la demanda de energía (al nivel de generación y de las ventas) seilustra en la próxima gráfica. La generación muestra un crecimiento promedio de263 GWh/año en el periodo 1985–2003. El crecimiento de la generación para elperíodo 2000-2003 fue de 350 GWh/año, mientras que el crecimiento de lasventas internas para el mismo período ha sido de 320 GWh/año. La tasa decrecimiento histórico se sitúa en alrededor del 5.8% anual.

Demanda de Energía Eléctrica(fuente: CEPAL 2004)

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0

10002000

30004000

5000

60007000

8000

1985 1990 1995 2000 2005

Year

Ene

rgy

(Gw

h)

Generation Sales

Generación

La capacidad instalada y generación por tipo de recurso se muestra en la siguientetabla, a diciembre del 2003:

Capacidad Instalada y Generación por Tipo de Recurso(fuente: CENCE 2003)

Installed Generation

Technology Capacity % 2003 %

(MW) (GWh)

Hydro 1296 66.8 6022 79.6

Thermal 396 20.4 157 2.1

Geothermic 163 8.4 1144 15.1

Eolic 69 3.5 230 3.0

Sugar mill 17 0.9 11 0.1

Total 1939 100 7564 100.0

Del total instalado, 1573 MW (81.1 %) son propiedad del Instituto Costarricense deElectricidad (ICE), empresa de propiedad estatal, que además es responsable delsistema de transmisión, del despacho de carga (a través de una unidaddenominada CENCE), y distribuye directamente un 39% de la energía a clientesfinales. Otras empresas de distribución son propietarias de 136 MW (7%). Operantambién 29 empresas privadas que le venden energía al ICE mediante Acuerdosde Compra de Energía (PPAs, por sus siglas en inglés), que suman un total de230 MW (12%).

La generación neta durante el año 2003 de 7564 GWh estuvo distribuida de lasiguiente 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 diferentesempresas y de las tecnologías utilizadas, tanto desde el punto de vista decapacidad como de generación para el año 2003.

Como referencia se presenta a continuación un cuadro tomado de documentacióndel ICE en donde se muestran cifras del potencial energético nacional:

Potencial Energético (MW)

Fuente PotencialBruto

Identificado+ instalado

CapacidadInstalada

% Instaladode Identificado

HidroeléctricoGeotérmico

EólicoBiomasa

25500865600

692425727495

12971576610

19%61%24%11%

Total 26965 7550 1530 20%

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

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Porcentajes de participación por empresas y tecnologías (año 2003)

Capacity

81.1%

7.0%

2.5%

0.9% 1.5%7.0%

ICE Distribution Co. Private Hydro

Private Eolic Priv. Sugarmill Priv. Geothermic

Capacity

66.8%

20.4%

8.4%3.5%0.9%

Hydro Thermal Geothermic Eolic Sugar mill

Energy

78%

7%

10%

0.1% 3%2%

ICE Distribution Co. Private Hydro

Private Eolic Priv. Sugarmill Priv. Geothermic

Energy

79.6%

2.1%

15.1%

3.0%0.1%

Hydro Thermal Geothermic Eolic Sugar mill

De las gráficas anteriores se pueden apreciar varias situaciones:

ß La estructura de poder dominante del ICE y sus subsidiarias se puedeconsiderar como un factor limitante al proceso de expansión de la ofertaeléctrica en el país. Las limitaciones a las inversiones públicas en generalpor un lado, y las señales negativas a las inversiones del sector privado eneste subsector de la industria costarricense, son factores opuestos a unobjetivo de mayor holgura en las reservas o bien a una dinamización de laexportación de electricidad hacia los demás países de la región.

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

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ß La producción nacional depende fuertemente de la hidroelectricidad y por lotanto la hace vulnerable a los efectos hidrológicos regulares que afectannuestro país.

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

ß La energía eólica supera en contribución a la térmica. Esto haría pensar enque esta fuente podría aliviar la presión sobre la demanda de hidrocarburospara producir electricidad. Sin embargo, otros aspectos de carácter técnicohacen limitada esta opción

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

De estudios realizados recientemente se cuenta con proyecciones del crecimientode 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)

Low Base High2004 7,919 7,919 8,0272005 8,261 8,322 8,5312006 8,637 8,768 9,0892007 9,025 9,234 9,6712008 9,427 9,722 10,0382009 9,848 10,236 10,6552010 10,289 10,779 11,3102011 10,750 11,352 12,0072012 11,234 11,956 12,7472013 11,741 12,581 13,5342014 12,272 13,232 14,3712015 12,829 13,919 15,2612016 13,413 14,642 16,2072017 14,025 15,404 17,2142018 14,667 16,208 18,2852019 15,341 17,054 19,4242020 16,047 17,946 20,636G.Rate 4.59% 5.28% 6.15%

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b) Potencia (MW)

Low Base High2004 1,372 1,372 1,3902005 1,431 1,442 1,4782006 1,496 1,519 1,5742007 1,563 1,599 1,6752008 1,633 1,684 1,7392009 1,706 1,773 1,8462010 1,782 1,867 1,9592011 1,862 1,966 2,0802012 1,946 2,071 2,2082013 2,034 2,179 2,3442014 2,126 2,292 2,4892015 2,222 2,411 2,6442016 2,323 2,536 2,8082017 2,430 2,668 2,9822018 2,541 2,808 3,1672019 2,657 2,954 3,3652020 2,780 3,109 3,575

G. Rate 4.80% 5.49% 6.36%

En cuanto a los planes de expansión para cubrir esta demanda futura, solamenteel ICE desarrolla tal tipo de planificación y los estudios disponibles muestran losiguiente:

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

ESCENARIO DE DEMANDA BASE : JULIO 2003Mar-04ESCENARIO DE COMBUSTIBLES : COSTO PLANTA DEL ICE - ENERO 2004CASO SDDP: BASE2

D E M A N D A O F E R T AEnergía Crecim. Pot. Crecim.

Año (GWh) (%) (MW) (%) Mes Proyectos de Generación2004 7919 5.8 1372 9.5 2 P.H. Ampliación Cachí U1

4 P.H. Ampliación Cachí U29 P.Biotérmico Río Azul (3 MW)

2005 8322 5.1 1442 5.1 1 Generación Temporal (20 MW)2006 8768 5.4 1519 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)

2007 9234 5.3 1599 5.3 10 P.H. Cariblanco (80 MW)2008 9722 5.3 1684 5.3 1 P.E. Proyecto (30 MW)

1 P.T. MMV (2x20 MW)

2009 10236 5.3 1773 5.3 1 P.H. Pirrís (128 MW)9369 4.6 1623 4.6 1 P.H. Toro 3 (JASEC-ICE) (50 MW)

2010 10779 5.3 1867 5.3 1 P.T. Turbina Gas (35 MW)

2011 11352 5.3 1966 5.3 1 P.G. Las Pailas (35 MW)1 P.T. Turbina Gas (3x35 MW)12 Retiro Barranca-San Ant. Gas (60 MW)12 Retiro Moín Pistón (26 MW)

2012 11956 5.3 2071 5.3 1 P.H. Pacuare (156 MW)1 P.G. Proyecto (35 MW)

2013 12581 5.2 2179 5.2 1 P.T. Ciclo Combinado (150 MW)

2014 13232 5.2 2292 5.2 1 P.T. Turbina Gas (1x35 MW)2015 13919 5.2 2411 5.2 1 P.T. Turbina Gas (4x35 MW)2016 14642 5.2 2536 5.2 1 P.H. Boruca (841 MW)2017 15404 5.2 2668 5.2 ----------------------------------------2018 16208 5.2 2808 5.2 ----------------------------------------2019 17054 5.2 2954 5.2 ----------------------------------------2020 17946 5.2 3109 5.2 ----------------------------------------

Instalación 2004-2020 Hidroeléctrico 1384 MW 65.5%

Térmico 625 MW 29.6%Eólico 30 MW 1.4%Geotérmico 70 MW 3.3%

No convencional 2 3 MW 0.1%Retiros térmicos -100 MWTotal 2012 MW 100.0%

Notas: P.H.: proyecto hidroeléctrico

1. CC Garabito puede tener una capacidad final instalada entre 120 y 190 MW P.G.: proyecto geotérmico

2. No convencional incluye sistemas fotovoltaicos y de biomasa P.E.: proyecto eólicoP.T.: proyecto térmico

P L A N D E E X P A N S I O N D E L A G E N E R A C I O N SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE COSTA RICA

2004

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Puede observarse claramente que este plan de expansión no abre un espacioapropiado a la construcción de plantas por parte del sector privado o por medio deproyectos desarrollados mediante otros esquemas de inversión. Por ejemplo lautilización de la modalidad de “joint venture” (alianza estratégica) no ha sidoutilizada en Costa Rica (caso de la EPL a nivel regional, como se verá másadelante)

Este plan refleja una reiteración de la posición fuerte del ICE y un propósito demantener al sector privado como un proveedor de bienes y servicios limitados enfunción de los requerimientos del ICE.

Tampoco se percibe en este plan de expansión una estrategia de aumentar lacapacidad de generación más allá de satisfacer la demanda interna tradicional. Laposibilidad de promover la exportación de electricidad a otros países de la región ode estimular la inversión en Costa Rica, mediante una oferta adecuada de energíaeléctrica, 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 2003una capacidad instalada de 8350 MW, y experimentó en dicho año una demandamáxima de potencia de 5587 MW. En los últimos años, la diferencia entre lademanda máxima y la capacidad instalada ha oscilado alrededor del 50% de lademanda máxima, lo cual en apariencia indicaría que los sistemas eléctricos estánrelativamente sobrados. Sin embargo, si se considera que las estadísticas decapacidad se refieren a valores de placa, que la disponibilidad promedio de lasplantas es de alrededor del 90%, y que en general se requiere una reservaoperativa del 5%, se observa que bajo estos supuestos, la reserva fría en el MERha ido disminuyendo desde valores muy sobrados en los años ochenta a valoresdel orden del 25% en años recientes. Es una situación similar a la comentada parael caso particular de Costa Rica.

En el 2003 Panamá presenta reservas frías que exceden el 40%, mientras queHonduras presenta valores cercanos a cero. El resto de los países presentavalores de alrededor del 25%. Sin embargo, se debe tomar en cuenta queaproximadamente el 50% de la capacidad instalada en el istmo es de plantashidroeléctricas, que toda la zona presenta una homogeneidad climática que haceque en la época seca la disponibilidad de generación hidroeléctrica disminuya deforma 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 infraestructuraeléctrica en la región, aún continúa existiendo una cierta marginalidad en cuanto alas reservas como para soportar una serie de años secos u otro factor general quepudiera poner en jaque a las empresas eléctricas en su compromiso de atender lademanda. Este es un aspecto de alta relevancia pues representa una verdaderaoportunidad para fortalecer la posición de aquella empresa o empresas quedecidan actuar en función de esa expectativa o eventual necesidad.

En la Tabla siguiente se presenta un resumen de la capacidad instalada por país ytipo de tecnología, a diciembre del 2003. La capacidad instalada se refiere a la queparticipa en los mercados mayoristas al 2003-2004, mientras que la generación serefiere a la comercializada también en los mercados mayoristas en el año 2003.Las cifras no coinciden exactamente con la información de CEPAL, pues lasestadísticas 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

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generación total de 30,569 GWh, un 47% correspondió a generaciónhidroeléctrica, 43% a generación térmica, 8% a geotérmica, un 2% a biomasa yun 1% a generación eólica.

Capacidad instalada y generación según tecnología, MER(fuente: CEPAL 2004 y entes operadores de los países del MER)

GU ES HO NI CR PA MERHydro 630 430 467 110 1 296 818 3 751Thermal 1 043 515 560 433 396 699 3 644Biomass 183 17 65 17Geothermal 33 161 0 78 163 0 434Eolic 0 0 0 0 69 0 69Total 1 888 1 106 1 044 686 1 939 1 517 8 179

GU ES HO NI CR PA MERHydro 2 188 1 460 1 741 292 6 022 2 550 14 253Thermal 3 604 1 774 2 846 1 893 157 2 731 13 005Biomass 588 20 134 11 0 753Geothermal 195 966 0 242 1 144 0 2 548Eolic 0 0 230Total 6 575 4 201 4 607 2 561 7 564 5 281 30 559Imports 23 428 337 12 41 2 843Exports 424 103 0 21 119 181 848Autorproducers 163 163Available Energy 6 173 4 526 4 943 2 552 7 486 4 939 30 620

INSTALLED CAPACITY BY TECHNOLOGY (MW)

GENERATION BY TECHNOLOGY (GWh, 2003)

Es notoria la tendencia a la disminución de la participación hidroeléctrica en elistmo, pues mientras en el año 1996 representó un 66% de la generación, en elaño 2003 fue apenas del 46%. Está claro que las inversiones en generaciónhidroeléctrica muestran un notorio descenso frente a la escalada de las plantastérmicas. Esta tendencia se ha mantenido durante los últimos años y, dadas lascondiciones de tiempo de maduración y gestión financiera de los proyectoshidroeléctricos, es probable que la dominación de las plantas térmicas en elcrecimiento de corto plazo en la región se siga dando.

Por otro lado, la escala de precios a nivel mundial que está presentando elpetróleo y sus derivados, sugiere la posibilidad de nuevas estrategias para losdesarrolladores de plantas basadas en recursos renovables, principalmente elhidroeléctrico. Es indudable que una acción dinámica de parte de la industriaregional es de esperarse en el corto plazo.

Con respecto al crecimiento de la presencia del sector privado en la región, en lasiguiente tabla se muestra el porcentaje de capacidad instalada de empresaspúblicas y privadas para los seis países de la Región. El 56% está en manos deempresas mayoritariamente privadas. Hay que aclarar que en muchos casos lasempresas listadas como privadas no lo son totalmente, pues los estados aún sonsocios en diferentes porcentajes. Sin embargo, se trata de empresasadministradas por los primeros.

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Este cuadro demuestra cómo ha ido creciendo la participación del sector privadoen el área sobre todo si se tiene presente que hace unos 15 años, la estructura dela industria en todos los países de la región era la misma: una empresa eléctricaestatal integrada verticalmente (generación, transmisión, distribución ycomercialización) en un ambiente de marco jurídico totalmente monopólico.

Porcentaje de propiedad pública y privada en generación (al 2003)(fuente: CEPAL 2004)

Country GU ES HO NI CR PA MERPublic 623 430 502 227 1 709 171 3 662Private 1 220 767 549 459 230 1 463 4 688Total 1 843 1 197 1 052 686 1 939 1 634 8 350

A continuación se presenta una lista de las empresas generadoras más grandesdel Istmo. En muchas de estas empresas existen otros socios minoritarios. En elcaso de Honduras, no se han considerado 410 MW de capacidad que estánentrando 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 degeneración del istmo. La mayor es la estatal ICE de Costa Rica, con un 19% de lacapacidad instalada, seguida de DUKE con un 8.5%, de EGEE estatal deGuatemala con un 7.6%, y ENRON, con un 7.3%. Estas cifras indican que el MERvisto en su conjunto, tiene un número bastante grande de empresas generadorasy no tiene empresas excesivamente dominantes. Sin embargo, si se analizan lascifras 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 tresempresas 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 delos países

0%10%

20%30%

40%50%60%

70%80%

90%100%

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 menormedida, cambios en la organización de sus sistemas eléctricos.

Durante el período 1996-1998, El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamáfinalizaron el proceso de definición de los nuevos esquemas de sus industriaseléctricas y aprobaron sus respectivas leyes, las cuales contemplaron ladesintegración de los segmentos de la industria (producción, transporte ydistribución; dos países consideran además la actividad de comercialización, laapertura de los sistemas de transmisión, así como la introducción de lacompetencia en los mercados de producción y grandes consumidores deelectricidad. Posteriormente, los cuatro países aprobaron los reglamentoscomerciales y de operación de sus mercados mayoristas de electricidad (MM), yconformaron las instituciones encargadas de su supervisión y administración.

Los MM tienen como objetivo la administración de las operaciones decompraventa de energía y potencia eléctrica, siguiendo criterios de optimizacióndel funcionamiento de los sistemas eléctricos de los países. El primer MM seconstituyó a fines de 1997 en El Salvador; posteriormente, en el segundosemestre de 1998 empezaron a operar los MM de Panamá y Guatemala. En elcaso de Nicaragua, el MM inició actividades en el último trimestre de 2000.

Por su parte, la República de Honduras estableció las condiciones del servicio deenergía eléctrica mediante una Ley Marco del año 1994. Con esta ley no se creóun mercado eléctrico, sino más bien se mantuvo a la Empresa Nacional deEnergía Eléctrica (ENEE) con la posibilidad de seguir participando en formamonopólica en toda la cadena del mercado de electricidad. Sin embargo, esta ley

Puesta en línea 18

abrió la opción de un desarrollo de la generación privada a partir de contratos tipoPPA con la ENEE.

En Costa Rica se reguló la participación de la generación privada mediantecontratos PPA desde inicios de los años noventa; sin embargo se mantuvo elesquema tradicional de monopolios regulados en los diferentes segmentos delservicio eléctrico, con una empresa pública dominante, el Instituto Costarricensede Electricidad.

En la Tabla que se muestra a continuación, se hace un resumen de la estructurade 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 El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá

PoliticsMinisterio de Ambiente y Energía (MINAE)

Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Gabinete Energético y Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA)

Comisión Nacional de Energía (CNE)

Comisión de Política Energética (CPE)

Regulatory

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)

Superintendencia General de Electricidad y Telec. (SIGET)

Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)

Comisión Nacional de Energía (CNE)

Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP)

Generators

ICE (public), 24 private companies, 4 distribution companies

CEL (public), Lageo (mixed) and 4 private

EGEE (state owned),+20 private

ENEE (public), +10 private 2 public, 8 private 8 (private & mixed)

Transmission ICE ETESAL (public) ETCEE (public) ENEE ENTRESA (public) ETESA (public)System & Market Operator

ICE Unidad de Transacciones (UT)

Administración del Mercado Mayorista (AMM)

ENEECentro Nacional de Despacho de Carga (CNDC)

Centro Nacional de Despacho (CND)

DistributionICE plus 7 state, municipal and cooperatives

6 16 (13 municipal) ENEE 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 deAmérica Central, el cual fue firmado el 30 de diciembre de 1996.

El Tratado tiene por objeto la formación y crecimiento gradual de un mercadoeléctrico regional competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio,que contribuya al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respetoy protección al medio. Los principios que rigen el Tratado Marco son lacompetencia, la gradualidad y la reciprocidad.

Puesta en línea 19

Con el propósito de dar un mejor y más efectivo cumplimiento a los fines delTratado, y para ordenar las interrelaciones entre agentes del Mercado, se creandos organismos regionales, la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica(CRIE) y el Ente Operador Regional (EOR) y se definen claramente sus objetivos yfunciones.

Enmarcado en los objetivos y modalidades previstas en el Tratado Marco, en eldocumento “Diseño General del Mercado Eléctrico Regional”, emitido en Abril del2000, se desarrolló el modelo conceptual y estructural del mercado regional.

El Ente Operador Regional (EOR) emitió el “Reglamento Transitorio para lacoordinación técnica, operativa y comercial de las transacciones de energíaeléctrica haciendo uso de la Red actual de Transmisión Regional de los países deAmérica Central”. Su objetivo fue definir las reglas y criterios que regirán laoperación técnica y comercial del Sistema y del Mercado Eléctrico Regional deAmérica Central. Este reglamento está consignado en el documento “ReglamentoTransitorio del Mercado Eléctrico Regional (MER)”, emitido en Abril del 2002.

A principios del 2002, la unidad ejecutora del SIEPAC contrató firmas consultorascon el objeto de desarrollar el reglamento de operación técnica y comercial delMercado Eléctrico regional (o ROTC), el cual contiene toda la reglamentaciónnecesaria para la Operación Técnica y Comercial del MER, incluyendo aquellasnecesidades de soporte instrumental.

Actualmente, tanto el Reglamento de Operación Técnica y Comercial, como elReglamento de Transmisión están siendo analizados por la CRIE y el EOR.Ambos reglamentos están basados en sendos Diseños Detallados (basados en elDiseño General del MER) que han sido discutidos y consensuados en la regióncentroamericana por espacio de dos años.

El modelo conceptual propuesto consiste en la conformación de un “séptimomercado”, en convivencia con los seis mercados o sistemas nacionales existentes,con reglas independientes de éstos, y puestos en contacto exclusivamente en lospuntos de la Red de Transmisión Regional (RTR). Para ello se establece laconformación de tres mercados competitivos: un mercado de contratos regional,un mercado de oportunidad (corto plazo) y un mercado de servicios auxiliares. Seregularán aquellos servicios auxiliares que no puedan ser sometidos acompetencia.

En cuanto a la operación técnica y comercial del MER, se ha definido unaestructura jerárquica descentralizada, cuyo primer nivel es el EOR, quien hará lacoordinación técnica y comercial con los organismos encargados en cada uno delos seis países de la programación, el despacho y la operación de su sistema y laadministración comercial del mercado nacional (OS&M). Así mismo, hará lacoordinación técnica y operativa de la RTR.

Puesta en línea 20

En la parte de infraestructura, el componente principal del MER lo constituye elproyecto SIEPAC , que consiste en una línea de transmisión a un voltaje de 230kV que enlazará los seis países miembros del MER. Esta obra, deaproximadamente 1830 km de longitud, representa una inversión de $320 millonesde dólares. La línea se ha dimensionado para permitir intercambios de hasta 300MW. 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 delos $105 millones en los seis países.

La línea SIEPAC será desarrollada y será propiedad de una empresa denominadaEPL, la cual a su vez es propiedad de las empresas eléctricas públicas de los seispaíses miembros del MER, más ENDESA de España. La fecha prevista para laentrada de SIEPAC es Diciembre del 2007, y aún considerando atrasos esaltamente probable que entre en operación en el transcurso del 2008.

La transmisión propuesta del SIEPAC, con capacidad de interconexión de hasta300 MW, no será suficiente para crear un mercado amplio. Por otra parte, es unarealidad que los países no quieren depender a largo plazo de sus vecinos, tantoen la esfera de empresas públicas como privadas. En este último caso losproductores privados se han posicionado en sus respectivos países y en muchoscasos, es probable que no desean competencia.

Actualmente las exportaciones han rondado los 1000 GWh/año, y es posible quecon el SIEPAC alcancen más de 3000 GWh/año, lo que representará menos del10% de la demanda de la región en el 2008. Lo anterior significa que lasexportaciones serán mayormente, como hasta ahora, de excedentes. Uno de losproblemas más serios es la persistencia de barreras legales que impiden contratosde suministro de energía firme entre algunos de los países.

Este panorama resulta importante de considerar como una señal de oportunidadpara 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 intercambiostotales entre los países de América Central. A partir del año 1999 los intercambiosde energía eléctrica han mostrado un crecimiento moderado. Con excepción delaño 2000, en que el intercambio fue de alrededor de 1,500 GWh, en los últimoscinco 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 superadoantes de 1999. El incremento se explica por la creación de los mercados eléctricosde El Salvador, Guatemala y en menor grado, Panamá.

Puesta en línea 21

Intercambios históricos

0

200400

600

8001000

12001400

1600

1985 1990 199519961997 1998 1999200020012002 2003

GW

h

Aún así, la estadística muestra que no hay una tendencia significativa alcrecimiento de dicha actividad, pues los intercambios son apenas del orden del3% de la demanda de generación de la región. Esta situación sugiere que elcrecimiento de la capacidad instalada que se registra en el MER continúabásicamente comprometida en la satisfacción de las demandas internas de losrespectivos países.

La próxima figura muestra las exportaciones e importaciones en el año 2003. Seevidencian aspectos tales como la condición de exportador o importador de cadapaís: Guatemala, Panamá y Costa Rica como exportadores netos, y El Salvador yHonduras como importadores netos.

Exportaciones e Importaciones para el año 2003 (en GWh)

-500

-400-300

-200

-1000

100200

300400

500

GU ES HO NI CR PA ExportsImports

Puesta en línea 22

Las razones de esta baja actividad de intercambios se deben principalmente a lossiguientes factores:

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

ß La regulación regional está parcialmente desarrollada.

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

ß La red eléctrica centroamericana, en especial las interconexiones eléctricasexistentes, representan barreras físicas para el trasiego de energía entrepaíses.

ß Las políticas o posiciones conservadoras de algunas de las empresas en elsentido de limitarse a satisfacer la demanda nacional con recursosnacionales.

Si vemos ahora los intercambios de energía eléctrica de Costa Rica en los últimosaños, tal y como se muestran en los siguientes cuadros, se puede notar que losintercambios de energía de Costa Rica tienden hacia la exportación a partir delaño 1997. El año 2002 marcó un record de exportación de casi 500 GWh. Desdeentonces, las exportaciones han tendido a disminuir principalmente porque elincremento de la demanda interna ha sido mayor que el incremento en la oferta.

Adicionalmente se puede apreciar que los volúmenes de transacciones de CostaRica entre los años 98 y 03 son variables con un promedio de casi el 30% del totalregional (rango entre 13% y 44%). Esto significa que nuestro país tiene un registroeminentemente exportador y que posiblemente podría aumentar de manerasignificativa su cuota de exportaciones si estableciera una política y suscorrespondientes planes de acción dirigida a incrementar su rol de país exportadorde electricidad con los consiguientes beneficios para la economía nacional.

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

Year Exports Imports Net Exports(GWh) (GWh) (GWh)

1985 59.90 0.00 59.91990 31.90 -186.30 -154.41995 11.00 -36.10 -25.11996 62.00 -180.50 -118.51997 260.20 0.00 260.21998 76.70 -3.80 72.91999 127.60 -0.70 126.92000 497.30 -0.40 496.92001 240.20 -0.50 239.72002 439.80 -36.30 403.52003 118.90 -41.20 77.7

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

-200-1000

100200

300400500

600

198519

90

19

95

199619

97

19

98

19

99

200020

01

20

02

2003Year

Gw

h

3. Marco legal y político de la industria eléctrica en Costa Rica

Costa Rica estableció las condiciones de servicio de energía eléctrica mediantelas siguientes leyes:

ß 449 de 1949: Ley del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)ß 7200 de 1990: Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralelaß 7508 de 1995: Reformas a Ley 7200ß 7593 de 1996: Ley de la Autoridad Reguladora de Los Servicios

Públicosß 7848 de 1998: Aprobación de Tratado Marco del Mercado Eléctrico

de América Central y el Reglamento a Ley 7593.

Puesta en línea 24

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

Esquema del Mercado Eléctrico de Costa Rica

ROL Entidad ComentariosGobierno MINAE- Ministerio de Minas y

EnergíaDicta la políticaenergética del país

Regulador ARESEP Autoridad Reguladora deLos Servicios Públicos

Ente Regulador ySupervisor de SistemaEléctrico

Operación ICE Instituto Costarricense deElectricidad

Operador,Transportador,Generador, Distribuidor

Planeación ICEGeneración ICE, Generadores Privados, otras

empresas distribuidorasTransmisión ICEDistribución ICE-JASEC-CNFL-ESPH-

Cooperativas (4)

Puesta en línea 25

3.1 El Mercado Eléctrico

En Costa Rica no existe un mercado eléctrico como tal, pues las diferentesactividades de la cadena de producción están completamente reguladas. La parteoperativa y de planeación recae completamente en el ICE (Instituto Costarricensede 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 finde desarrollar en forma racional las fuentes productoras de energía.Posteriormente se aprobaron las leyes 3226/63 y 3293/64 que autorizaron al ICE aoperar los servicios de telecomunicaciones, y la ley 5961/76 que lo facultó ainvestigar, explorar y explotar los recursos geotérmicos.

A diferencia de otros países de Latinoamérica que durante esos añosnacionalizaron de forma tajante gran parte de la industria eléctrica, en Costa Ricano ocurrió así. El ICE poco a poco fue creciendo, mientras que las pequeñasempresas privadas que servían sistemas aislados fueron desapareciendo o siendoabsorbidas por esa institución.

Ley 7200 y 7508:La Ley Nº 7200, publicada en la Gaceta Nº 197, 18 de octubre de 1990, autoriza lageneración privada de electricidad con proyectos de hasta 20 MW. El conjunto deproyectos no debe exceder el 15% de la potencia total de las centrales eléctricasque integran el Sistema Nacional Interconectado. Dicha ley se refiere a laexplotación del potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes noconvencionales de energía, como la geotérmica, eólica y biomasa. Además, elcapital 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. DichaLey modifica la Ley No. 7200 (también denominada como Capítulo 2 de la Ley7200), la cual en forma resumida propone lo siguiente:

ÿ Aumentar la participación de los generadores privados del 15 al 30% de lacapacidad instalada total del Sistema Nacional Interconectado. Este 15%adicional entraría en vigor bajo régimen de competencia, esto es, que lascompras de energía a los generadores se efectuarían mediante elprocedimiento de licitación pública, con competencia de precios yevaluación de la capacidad técnica, económica y financiera del oferente.

Puesta en línea 26

ÿ Los contratos de compraventa de energía tendrán una vigencia no mayorde 20 años, después de los cuales los activos de la planta en operaciónserán traspasados al ICE libres de costo y gravámenes.

ÿ 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 privadasen operación, con una capacidad instalada total de 230 MW. De estas solo unaplanta geotérmica de 30 MW opera bajo el sistema BOT. Asimismo, el ICE firmóen años pasados con dos desarrolladores que están construyendo dos plantashidroeléctricas 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 laparticipación de la empresa privada en las modalidades de los proyecto BOO (Ley7200) y BOT (Ley 7508). Tampoco se da el caso de parte de las empresasmunicipales y cooperativas que por ley podrían estar desarrollando sus propiosproyectos de generación con participación de capital privado, reduciendo de pasosu marcada dependencia de la energía que les vende actualmente el ICE. Estosson indicios que apuntan en la misma dirección de un accionar convencional endetrimento 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 losServicios Públicos (ARESEP), cuya función primordial es fijar precios y tarifas delos servicios públicos, así como velar por el cumplimiento de las normas decalidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima quelos rigen.

Por otro lado, la misma Ley declara como servicio público el “suministro deenergía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución ycomercialización” (art. 5° inciso a); lo que significa decretar que la actividad deproducirla para su venta a terceros satisface los intereses generales de lacomunidad y que se encuentra reservada al poder público, es decir, que sólopuede 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 serprestatario de servicios públicos “...deberá obtenerse la respectiva concesión o elpermiso del ente público competente en la materia, según lo dispuesto en elartículo 5 de esta ley. Se exceptúan de esta obligación las instituciones yempresas públicas que, por mandato legal, presten cualquiera de estos servicios...”.

Puesta en línea 27

Su artículo 5° también define que el Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) esel órgano competente para autorizar la prestación por particulares del serviciopúblico 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, del28 de septiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad”; esdecir, compete a esa Autoridad concesionar a particulares la producción deenergía eléctrica por centrales de capacidad limitada que son aquellashidroeléctricas y no convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios,destinada a ser integrada al sistema eléctrico nacional mediante su venta alInstituto Costarricense de Electricidad.

De lo anterior, se deduce que para las actividades del servicio público deelectricidad 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 casodel agua para la generación eléctrica, es necesaria además una concesión para lautilización de este recurso.

A raíz de que la Ley 7593 derogó la antigua Ley del SNE (N° 258 de 18 de agostode 1941) que establecía los requisitos necesarios para otorgamiento deconcesiones de agua, y esta reglamentación no fue sustituida en la nuevalegislación, inadvertidamente resultó un vacío legal que actualmente impide–excepto por vía legislativa-- el otorgamiento de concesiones de agua. De estegrave problema se exceptúa a las empresas e instituciones públicas que por leypropia tienen concesiones de agua para generación eléctrica.

Esto ha significado que desde 1998 no haya sido posible el otorgamiento denuevas concesiones para generación hidroeléctrica, con excepción de las delpropio ICE y de las empresas distribuidoras municipales y cooperativas, que porsu propia ley gozan de la posibilidad de concesiones. Nuevamente vemos cómose mantienen condiciones limitativas al desarrollo de la industria eléctrica.

Puesta en línea 28

4. Panorama futuro, expectativas y visión del desarrollo nacional

Está claro que el marco legal e institucional eléctrico de Costa Rica se encuentracomprometido desde el punto de vista de una gestión dinámica y agresiva para eldesarrollo de la industria eléctrica. Se observa cómo lo más básico, como lo es laconcesión de derechos de aguas para la generación hidroeléctrica, se encuentraen un marco de indecisión desde 1998 y a la fecha, 7 años después, la situaciónes exactamente la misma. Esto es una muestra de incapacidad para impulsar eldesarrollo eléctrico por parte de quienes toman la decisión en el país.

Igualmente ocurre con la modernización del marco legal que, desde el fallidointento de reforma en el año 2000, y a raíz de los acontecimiento denominadospopularmente como “el combo ICE”, el país ha caído en un impasse durante elcual se han intentado varios procesos de revisión al marco jurídico sin resultadoefectivo alguno.

El resultado no ha sido satisfactorio, pues la dinámica del sector se hacomplicado, el sector público no ha podido mantener un nivel apropiado deexpansión 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. Porejemplo, la construcción de plantas bajo la opción de los PPA’s quedó virtualmentefrenada; la opción de los esquemas de financiamiento privado “Construir, Operary Transferir” (BOT, por sus siglas en inglés, ley 7508) no ha podido dinamizarse yson pocos los proyecto desarrollados bajo este esquema y menos los previstos afuturo.

Todavía se está a la espera de que algo ocurra con los diferentes procesos deproyectos 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 cincoaños o más, la tónica ha sido la de un lento proceso de expansión de la oferta,caracterizado por procesos burocráticos asociados a aspectos legalesprincipalmente, y complementados con controversias de carácter ambiental, socialy financieras.

La posición institucional (ICE, MINAE, Gobierno en general) no presenta unaperspectiva de transformaciones importantes que le vayan a dar un giro importantea la tendencia de desarrollo conservadora.

No se vislumbra un crecimiento significativo de la oferta energética y, todo locontrario, se empieza a percibir el riesgo de que, bajo un panorama de régimenhidrológico difícil o ante un crecimiento extraordinario de la demanda o por uneventual desabastecimiento o encarecimiento excesivo de combustibles, el paísvaya a enfrentar su más temida amenaza en este campo: el racionamientoeléctrico.

Puesta en línea 29

Recientemente hemos visto por la prensa declaraciones de funcionarios públicosdonde nos advierten de tal tipo de riesgos. Posiblemente sea en ese momento enque el país como un todo reaccione y reconozca la necesidad de transformar elesquema actual de la industria eléctrica.

Paradójicamente podría darse el caso que, ante una situación dedesabastecimiento eléctrico en el país, una de las soluciones sea la importaciónde electricidad de países vecinos que, a diferencia del nuestro, han venido tomadodecisiones importantes y dándole a su industria eléctrica una configuración másmoderna y acorde con las expectativas y demandas que un mercado comercialcon carácter integracionista y de apertura internacional demanda.

Se dedica entonces, un aparte al análisis y consideración de las necesidadesnacionales en materia de electricidad en un marco de desarrollo económicodinámico.

El esquema tradicional que el país ha manejado ha sido el de satisfacer lademanda interna con previsión del crecimiento histórico de la misma. De esamanera se han atendido las necesidades de una manera adecuada y, en losperiodos en que se han producido excedentes de la producción, se hanmaterializado intercambios o exportaciones de electricidad a países vecinos, encantidades regularmente limitadas por la magnitud de los excedentes mismos, opor la capacidad de transporte de las líneas de transmisión que los interconectan.

Como ya se mencionó también, en aquellos casos en que se han presentadoimprevistos importantes en el desarrollo del sistema eléctrico, el país ha tenidoque enfrentar racionamientos que representan la energía más cara que cualquieratuviera que comprar.

No se ha visto en los planes de desarrollo la presencia de acciones dirigidas apromover inversiones, en términos generales, sobre la base de una oferta eléctricaatractiva al inversionista; es más, en algunas ocasiones se ha tenido queapartarse de los planes y proceder rápidamente y poco planificadamente, cuandose presenta en el país una oportunidad de inversión con fuerte impacto positivoen nuestra economía.

Durante los últimos años, la inversión pública en esta materia ha sido fuertementerestringida por diversas razones. El ICE ha tenido que buscar otras opciones paracontinuar con las inversiones que sus planes le requieren y ha logrado algunosproyectos, pero con grandes dificultades, usualmente atrasados y siempre bajo laamenaza del síndrome del endeudamiento excesivo del sector público. Losproyectos que se logran en estos días son realmente pocos.

Por otro lado, y aquí surge una incongruencia, las posibilidades de contar coninversiones del sector privado como un oportuno complemento a la inversiónpública, son vistos por algunos como una amenaza a la soberanía nacional,posiblemente para otros como una competencia no deseada y para la mayoría,

Puesta en línea 30

como una realidad incomprensible. El riesgo de la alternativa de undesabastecimiento no pareciera justificado bajo ninguno de los argumentosanteriores.

Es necesario preguntarse, entonces, en qué medida la limitada disponibilidad deenergía eléctrica, sea por reducida generación o por dificultades en la transmisióno distribución, ha estado desincentivando la instalación y desarrollo de nuevasindustrias o la promoción de importantes proyectos de turismo, que actualmentees nuestro principal generador de divisas.

Es importante que las autoridades competentes asuman una posición clara frentea estos interrogantes. El país debería conocer claramente qué es lo que piensanlas autoridades (Asamblea Legislativa, Gobierno y sus instituciones asociadas,Municipalidades, etc.) respecto de la necesidad de asegurar estos objetivosbásicos:

ß ¿Cuál es la política para asegurar el abastecimiento de electricidad en elcorto y largo plazo?

ß ¿Cómo deberá configurarse la industria eléctrica y sus actores centrales enel futuro?

ß ¿Cómo será el ICE de las próximas décadas?ß ¿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 lainversión privada?

ß ¿Cuál es la estrategia para que la electricidad sea una verdaderaherramienta de promoción de las inversiones en Costa Rica?

ß ¿Cuál es la estrategia frente a la transformación y desarrollo de la industriaeléctrica en los países del área, cuyas acciones de los años recientessugieren una dinámica digna de reconocer y considerar en planes futuros?

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

Puesta en línea 31

5. Comentario Final. Propuestas del CFIA

El país cuenta con un sistema eléctrico básico de buena calidad: tiene índices deelectrificación de primera calidad (alta cobertura de la población) así como unparque de generación adecuado en cuanto a que está constituido por una buenamezcla de tecnologías (hidro, térmico, geotermia y eólico actualmente).

La preocupación principal gira en torno a la percepción que se tiene respecto delas transformaciones necesarias para adaptar la industria eléctrica al entorno tal ycomo se presenta y evoluciona.

Es absolutamente necesario dinamizar un proceso de cambio en la estructura dela industria, en su marco legal y regulatorio y en el definir y compartir una nuevavisión de cómo debe manejarse este proceso, a fin de mantener la competitividaden el futuro, frente a las oportunidades y las amenazas que se presentan en elentorno.

Deben instrumentarse las decisiones necesarias en los siguientes aspectos:

1. La Asamblea Legislativa debe asumir un compromiso histórico y resolver yaprobar las reformas legales e institucionales necesarias, debidamenteconsensuadas, para simplificar los procesos de desarrollo de proyectos queactualmente se acumulan en las carpetas de proyectos, tanto del sectorpúblico como de la empresa privada. Estas transformaciones deben, a lavez, resolver el dilema de los roles de los diferentes actores en el desarrollofuturo de la industria eléctrica. El tema puede ser difícil, pero la solución noes la postergación prolongada que se tiene desde hace años.

2. El Gobierno debe decidir sobre la necesaria autonomía del ICE, a fin deque pueda cumplir con su labor y a la vez reconocer claramente que losobjetivos del ICE van más allá que satisfacer la demanda interna y que laenergía eléctrica es un patrimonio que el país debe promocionar y convertiren factor desencadenante para un mayor crecimiento de la economía.

3. Se debe reconocer que el sector privado tiene un rol que cumplir en estaindustria, diferente al que ha tenido hasta la fecha, más dinámico y con unmayor aporte de su capacidad de inversión, que siempre será limitada parael 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 sobrecómo promover la expansión de los sistemas que sustentan a la industriaeléctrica. Conjuntamente con la Asamblea Legislativa, se debe dilucidarrápidamente el conflicto en el tema de las concesiones de agua.Igualmente, se debe dar solución a las opciones de fuentes alternasincluyendo las importantes reservas de energía geotérmica.

Puesta en línea 32

5. Se debe fortalecer la posición de Costa Rica en el contexto regionalmediante una adecuada acción que potencie las ventajas competitivas queactualmente tiene frente a los restantes países del área. Con el discurrir deltiempo y dado el accionar de las industrias eléctricas en los demás países,las actuales ventajas se podrían transformar en debilidades que más bienharían al país vulnerable a nivel regional, y necesariamente se veráafectado en el balance comercial futuro del Mercado Eléctrico Regional.

6. De manera consensuada, se deberá desarrollar un plan de acción conmiras a promover la inversión comercial en Costa Rica sobre la base de laoferta eléctrica y demás ventajas de que goza el país.

7. El CFIA considera que estas metas o compromisos deberían ser tomadoscon total rigurosidad por las autoridades de este país, tanto del sectorpúblico como del privado, y convertidas en un plan de acción debidamentecalendarizado y hecho del conocimiento público, para convertirlo en unaagenda nacional de compromiso.

8. Con una nueva jornada electoral y ante un pronto cambio de autoridades degobierno, el CFIA considera que esta contribución podría servir comotemario de debate y análisis para los futuros gobernantes y jerarcas de lasentidades, que tienen la ineludible responsabilidad de asegurar en el futuroque Costa Rica siga manteniendo una posición de privilegio en materia deservicios eléctricos y que éstos multipliquen su contribución mediantenovedosos proyectos de desarrollo económico y social.

9. Desde ya el Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos se ofrece acolaborar según corresponda para que se den los primeros pasos de estaimportante jornada de transformación de la industria eléctrica del país.