Situación del sector y las tarifas eléctricas en Costa Rica

Transcripción

1 Situación del sector y las tarifas eléctricas en Costa Rica Dr. Hermann Hess A., Ph.D. Para la Academia de Centroamérica (Versión no editada) Mayo de 2014

2 Índice general 1. Contexto energético mundial 6 2. Breve panorama energético de Costa Rica Evolución de la inversión, la generación, el consumo y las tarifas eléctricas en Costa Rica Inversión Generación y comercio regional de electricidad Consumo Industria Residencial Comercio y Servicios Dinámica de los precios sectoriales Una primera aproximación a la determinación de los costos Contexto institucional, legal y estructura de mercado Marco legal e institucional Instituciones Legislación La planificación energética Estructura de mercado y economía política del sector Generación Distribución Transmisión Regulación de las tarifas eléctricas 83 1

3 5.1. Metodologías en teoría principios regulatorios Metodologías en la práctica Ajustes ordinarios para el sector público Transmisión ingresos del transportista Ajustes extraordinarios por generación térmica Ajustes ordinarios para los generadores privados Generación con residuos vegetales Generación en pequeña escala Comercio internacional de energía eléctrica Estructura tarifaria Algunos retos regulatorios 107 2

4 Resumen La regulación de las tarifas de servicios públicos constituye un quehacer sumamente complejo por la confluencia de consideraciones técnicas, políticas, económicas y financieras. En el caso del sector electricidad y de las tarifas eléctricas esto es aún más patente en vista de la necesidad de lidiar con procesos de largo plazo, para que las tarifas permitan el crecimiento, sostenibilidad y diversificación del sector. En este contexto el presente documento aborda someramente el marco energético internacional y nacional, así como los determinantes institucionales y legales, con el objetivo de enmarcar una descripción de la evolución de las principales variables energéticas, económicas e institucionales del sector; advirtiendo que la parte legal-institucional es extensa y sirve como referencia general más que un componente obligado en una lectura secuencial. Partiendo de el anterior contexto se describen, brevemente, los principios regulatorios y tarifarios generales que guían la determinación de las tarifas eléctricas para luego entrar con mayor detalle sobre la práctica de las fijaciones tarifarias en Costa Rica; terminando con una reflexión final relativa a los retos regulatorios y algunas tareas pendientes en este campo.

5 Agradecimientos El autor desea dejar constancia de su agradecimiento a Edna Camacho, Presidente de la Academia de Centroamérica, así como a Eduardo Lizano, Presidente Honorario de esa Academia, por la oportunidad de realizar este trabajo y por los múltiples comentarios y sugerencias que sin duda alguna lo mejoraron. También a Dennis Meléndez y Grettel López, Regulador General y Reguladora Adjunta, así como al personal y a los Miembro de la Junta Directiva de la de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), Adriana Garrido, Sylvia Saborío, Edgar Gutiérrez y Pablo Sauma, por su apoyo y valiosas sugerencias. Finalmente, a los Intendentes de Energía y de Transporte de esa misma Autoridad Reguladora, Juan Manuel Quesada y Enrique Muñoz, por su atenta colaboración. 1

6 Índice de abreviaturas ACOGRACE Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía ACOPE Asociación Costarricense de Productores de Energía ARA Alianza de Redes Ambientales ARESEP Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ASDEICE Asociación Sindical de Empleados Industriales de las Comunicaciones y la Energía del ICE BCCR Banco Central de Costa Rica CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz CONCORI Consumidores de Costa Rica DSE Dirección Sectorial de Energía del MINAE EIA Energy Information Administration ESPH Empresa de Servicios Públicos de Heredia FECON Federación Conservacionista de Costa Rica FIT Frente Interno de Trabajadores del ICE ICE Instituto Costarricense de Electricidad IEA International Energy Agency IPC Índice de Precios al Consumidor (antes Índice de Precios al por Menor IPPm) IPPm Índice de Precios al por Menor IPPm) JASEC Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago MEIC Ministerio de Economía, Industria y Comercio MIDEPLAN Ministerio de Planificación y Política Económica 2

7 MINAE Ministerio de Ambiente y Energía OECD Organization for Economic Cooperation and Development PNE Plan Nacional de Energía SEN Sistema Eléctrico Nacional SFN Sistema Financiero Nacional SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SNE Servicio Nacional de Electricidad UCCAEP Unión de Costarricense de Cámaras y Asociaciones del Sector Empresarial Privado VBP Valor Bruto de la Producción 3

8 Introducción La provisión de energía eléctrica es vital para las economías modernas. Los sistemas productivos, de transportes, comunicaciones y tecnologías de información dependen de este insumo todos los días del año en forma continua. Se trata de una fuente energética de alta calidad por las posibilidades de gradación y monitoreo, característica que no comparte con otras fuentes menos aptas para el consumo final en máquinas o equipos tecnológicamente sofisticados. De hecho, el consumo de electricidad per cápita es un indicador inequívoco del grado de desarrollo y de la calidad de vida para cualquier país o grupo de países. El siguiente estudio sobre el sector y las tarifas eléctricas en Costa Rica tiene al menos tres premisas metodológicas o de procedimiento que es importante hacer explícitas desde el comienzo. Por una parte, se ha considerado pertinente enmarcar el análisis de las metodologías tarifarias dentro del contexto energético, institucional y legal en que se mueve el quehacer regulatorio; en la convicción de que es casi imposible entender esta actividad en un vacío, pretendiendo que se trata de un ejercicio puramente técnico exento de una variedad de aristas, propósitos y condicionantes externos que ayudan a darle determinada forma y dirección. Además, la descripción del contexto ayuda a introducir conceptos y consideraciones que luego se utilizarán en los análisis más técnicos y específicos de las tarifas. Por otra parte, un poco en la misma línea, se ha considerado importante recurrir con frecuencia a estimaciones de magnitudes, relativas al sector o a la industria en su conjunto, que sirven para ubicar o acotar parámetros más específicos de las metodologías tarifarias; con el objetivo de proveer puntos de referencia sobre los números que se utilizan concretamente en la aplicación de dichas metodologías. Para estas estimaciones se ha procurado utilizar información fácilmente accesible y públicamente disponible; tanto por consideraciones de tiempo como por facilitar la verificación de esa información. Finalmente, el trabajo contempla como audiencia un lector o lectora interesada en estos temas sin suponer que se trata de un analista o técnico en el campo. Por esta razón se ha procurado omitir hasta donde es posible la jerga especializada y un estilo de exposición excesivamente formal o matemático; sin que por eso la discusión se aleje del rigor necesario en este tipo de presentación. Una vez aclarado lo anterior, resulta muy difícil e incluso omiso describir los mercados eléctricos nacionales sin empezar por hacer una breve reseña de la situación actual de los mercados mundiales de energía; lo cual también es importante para analizar la interacción entre ellos y la interdependencia principalmente vía costos que establecen entre las tarifas de servicios públicos. 4

9 Como se verá más adelante, a manera de ejemplo, las propuestas para el desarrollo de sistemas de transporte público que no dependan de derivados del petróleo tienen que dar cuenta de las fuentes primarias que se utilizarán para abastecerlos. En términos energéticos (e incluso ambientales) es posible que las ganancias netas de operar, por ejemplo, un tranvía eléctrico sean poco significativas o posiblemente negativas si la generación de electricidad que utiliza se hace con cantidades considerables de diésel o fuel oil (búnker). Adicionalmente, se pretende ilustrar que el panorama energético y su impacto sobre las tarifas de servicios públicos como la electricidad y el transporte es incierto y dinámico. Puesto que la regulación tarifaria debe considerar aspectos de inversión y de desarrollo en el largo plazo, las implicaciones de ese panorama son relevantes tanto para las entidades reguladas como para la entidad reguladora. En lo que sigue se describirá en forma muy puntual la evolución de los recursos energéticos, la producción, el consumo y algunos desarrollos tecnológicos interesantes. Por las limitaciones de espacio, las consideraciones serán muy someras; refiriéndose al lector interesado a las referencias al final del artículo. 1 Por último, se debe señalar que el presente estudio es similar en su estructura a otra investigación paralela sobre las tarifas del transporte remunerado de personas por autobús. Los primeros dos capítulos de ambos estudios, relativos al contexto energético global y nacional, son iguales; con excepción de una subsección incluida en el segundo capítulo del estudio sobre transportes intitulada El consumo de energía del sector transportes. También hay algún grado de intersección en las secciones relativas al contexto institucional y legal en vista de la comunidad de algunas leyes e instancias institucionales; así como en lo referente a principios regulatorios y tarifarios de carácter general. 1 Casi la totalidad de estas secciones de contexto se han tomado de las principales conclusiones resumidas en [30] 5

10 Capítulo 1 Contexto energético mundial Antes de empezar con esta sección descriptiva, es importante señalar una limitación de las estadísticas usuales sobre la producción y consumo de energía. Las principales series de tiempo que generan las agencias especializada susualmente se presentan en términos de unidades físicas, tales como Btu (British thermal units), Terajulios o millones de toneladas de barriles equivalentes de petróleo (MTEP). Si bien esta es la forma tradicional y más frecuente de presentar las cifras sobre energía, es importante llamar la atención brevemente sobre la conveniencia de este uso desde una óptica del análisis económico. 1 Para ponerlo en términos de un ejemplo muy simplificado, la preocupación sobre el uso de las unidades físicas se puede resumir imaginando una economía con un PIB de unidades monetarias que consume MTEP de la fuente A y otros MTEP de la fuente B. Normalmente se dirá que tal economía consume un total de MTEP y que su intensidad energética es de 1 MTEP por unidad de PIB. Sin embargo, si los precios son tales que 1 MTEP de la fuente A cuesta 0,05 unidades monetaria mientras que 1 MTEP de la fuente B cuesta 0,01 unidades monetarias, tendríamos que la valoración de los flujos permite ver las cosas desde un ángulo muy distinto: el valor del consumo es de 60 unidades monetarias y la intensidad energética es de 3 por ciento del PIB. Por otra parte la intensidad energética relativa, que en unidades físicas es de 50 por ciento cada una, ahora cambia a participaciones de 83,3 por ciento y 16,7 por ciento; respectivamente. Obviamente, el análisis y las correspondientes acciones de política van a ser muy diferentes. La literatura económica ha hecho referencia a estos problemas desde hace mucho tiempo, sobre todo en el contexto de modelos insumo producto (por ejemplo los modelos energéticos de la Comunidad Europea), pero no así la mayor parte de los análisis sobre los mercados energéticos. No obstante, en vista de las limitaciones de tiempo e información, se recurrirá a las estadísticas usuales en unidades físicas; las cuales a pesar de todo dan una idea general de las magnitudes relativas y sobre todo una indicación bastante clara de las tendencias. 2 1 Las principales fuentes estadísticas son los digestos estadísticos anuales de BP, la Agencia Internacional de Energía, la OECD y el Department of Energy de los EEUU; mientras que a nivel local la fuente es la Dirección Sectorial de Energía del MINAET. Se ha intentado contar con al menos los últimos veinte años de observaciones con el fin de describir las tendencias. 2 Incluso desde el punto de vista de las unidades físicas subsisten problemas importantes, entre ellos el de 6

11 Con esa advertencia, para entrar directamente en materia, la característica fundamental de los patrones actuales de consumo energético a nivel mundial es sin duda que están claramente dominados por los combustibles fósiles y por el consumo masivo de China, India y las economías desarrolladas de Occidente. En particular, el petróleo y sus derivados, el carbón mineral y el gas natural son las principales fuentes energéticas a nivel mundial; con el petróleo llevándose por sí solo una tercera parte del consumo global de energía. En los casos de Norteamérica y Europa destaca la importancia del carbón, una fuente asociada directamente con la emisión de gases tipo invernadero, pero ello es especialmente notable en el caso de China; que ya alcanzó un volumen equivalente al de Norteamérica o el de Europa. Los aportes de la energía nuclear y de la hidroeléctrica son proporcionalmente pequeñas en el ámbito global, con la excepción quizá de la generación hidráulica en el caso de América Latina. Observando la dinámica a través del tiempo, destaca de nuevo en primer lugar el aumento acelerado en el consumo de energía de China e India; especialmente desde fines de los años noventa. 3 Excluyendo a las economías desarrolladas y a esos dos países el Resto, que incluye la mayor parte de las economías emergentes, también muestra un crecimiento sostenido (aunque no tan acelerado) y en casi todos los casos se observa el efecto de la recesión global del período , aunque el desarrollo de tecnologías más eficientes explica una parte importante del crecimiento más lento en el uso de la energía. En este sentido es interesante notar el valor relativamente constante e incluso decreciente del consumo energético de Europa y Norteamérica (en general los países de la OECD) durante los últimos cinco años. La desaceleración se origina en gran parte en los EE.UU., pero al mismo tiempo la Unión Europea ha logrado mucho en materia de eficiencia y sustitución: sus coeficientes (energía/pib) han venido disminuyendo en forma apreciable. El consumo total de energía primaria de la OECD ha retrocedido al nivel del año 2002, no obstante un crecimiento económico acumulado de casi 30 por ciento durante el mismo período. En contraste, el aumento en el consumo de las economías emergentes las ha llevado, por ejemplo, a generar alrededor de la mitad del consumo global de petróleo. Durante la última década, sobre todo los últimos cinco años, el cambio más significativo en la economía y geopolítica del petróleo ha sido la creciente independencia de Norteamérica (sobre todo la asociación EE.UU. - Canadá) del petróleo importado. De hecho, recientemente esa región se ha convertido en uno de los principales productores de petróleo, junto con Arabia Saudita y Rusia; si bien un 80 por ciento de las reservas probadas de petróleo convencional se encuentran aún en el Medio Oriente. Después de un incremento acelerado a fines de los años ochenta, estas reservas han continuado creciendo pero a un ritmo más lento. Esto ha generado todo tipo de especulaciones relacionadas con la perspectiva de haber alcanzado la producción pico de petróleo (peak oil), mientras que otros analistas vaticinan la amplia disponibilidad del petróleo al menos para el próximo siglo. la conversión a energía útil. 3 De acuerdo con las proyecciones de la International Energy Agency la India sobrepasará a China durante la próxima década como la principal fuente de crecimiento en la demanda de energía. [44] 7

12 En todo caso es notable el alto grado de incertidumbre asociado con la cuantificación de las reservas de estos recursos energéticos no renovables y con las posibilidades reales de abastecimiento futuro. Por otra parte, añadiendo a la confusión, los mercados petroleros han tendido a exhibir comportamientos novedosos en los últimos años; suscitando un debate acerca del rol de los fondos financieros en la determinación de los precios. La implicación más importante es que el reciente aumento en los precios del petróleo no se debe a peak oil sino más bien a estos factores financieros. De todos modos, el hecho es que a pesar de una reciente y relativa estabilidad (en términos reales) los precios del petróleo duplican el nivel de hace cinco años; lo que a su vez ayuda a explicar la tendencia a que la participación del petróleo venga disminuyendo en forma paulatina. Otro desarrollo importante consiste en la exploración intensiva de yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer reservas de gas natural muy superiores a las actuales - sólo en los EE.UU. se han descubierto grandes reservas en la forma de lutita bituminosa (shale). A pesar de las interrogantes ambientales sobre la tecnología del fracking esta actividad se ha intensificado en ese país y es difícil exagerar su impacto sobre otros mercados energéticos, en particular la anteriormente comentada disminución en el volumen de petróleo importado. Desde la óptica de la demanda, hasta muy recientemente parecía haber consenso en el sentido de que durante las próximas dos o tres décadas la mayor parte del empuje de demanda por combustibles líquidos iba a provenir del crecimiento de las economías emergentes y países en vías de desarrollo, más que de las economías industrializadas (OECD); debido en gran parte a la disparidad de ritmos de crecimiento y al mayor desacople de los países ricos de su dependencia de esos recursos. Sin embargo, los recientes acontecimientos ligados en gran parte con eventos como la relativa desaceleración del crecimientode China y el fin del quantitative easing en los EE.UU. añaden aún más interrogantes sobre el futuro inmediato y de largo plazo de los mercados petroleros mundiales. Como se señaló antes, el otro gran combustible fósil es el carbón. Las reservas de carbón bituminoso y antracita se encuentran muy repartidas, con unos 70 países disponiendo de yacimientos aprovechables. Al ritmo actual de consumo se calcula que existen reservas seguras para unos 130 años, por encima del lapso actualmente estimado para petróleo o gas natural. El nivel y ritmo de aumento en la producción de carbón por parte de China son impresionantes y cercanos a una cuadruplicación en veinticinco años, con un acelerado incremento de 135 por ciento en tan sólo la última década; ubicando a ese país como el consumidor de más de la mitad del carbón mundial. El segundo lugar en cuanto a producción corresponde a los EE.UU. con una tendencia también creciente pero a un ritmo más lento. Este país utiliza el carbón mineral sobre todo (al igual que China) para la generación de casi la mitad de su energía eléctrica, aunque la siderurgia es un uso también muy importante en ambos países. Parece bastante improbable que las formas tradicionales de combustibles requeridos para producir electricidad en estos países los combustibles fósiles y particularmente el carbón vayan a desaparecer con mucha facilidad. De hecho, al menos para el caso de EE.UU., todo parece indicar que el futuro de la carga básica para generación de electricidad en ese país seguirá siendo el carbón, seguido por el gas natural y la energía nuclear; dejando un papel relativamente secundario para las nuevas formas de energía. 8

13 Se ha estimado que hacia el 2030 las nuevas plantas a carbón construidas por los EE.UU. y China (quienes no firmaron el Protocolo de Kyoto) introducirán en la atmósfera tanto CO 2 como todo el que se ha generado desde los inicios de la Revolución Industrial. No obstante, el desarrollo de tecnologías de captura y almacenaje de CO 2 (CAC) podría eventualmente compensar gran parte de este panorama negativo. Al mismo tiempo, algunas simulaciones arrojan como resultado que sin la imposición de algún tipo de restricción sobre las emisiones el carbón llegará a ser la fuente de energía dominante en el largo plazo. El resto de las fuentes que no son los combustibles fósiles petróleo, gas natural y carbón contribuyen mucho menos al consumo mundial de energía. Por ejemplo, si bien en un país como Costa Rica la energía hidroeléctrica es una fuente que aporta una fracción importante del consumo total de energía, su aporte en el ámbito mundial es comparativamente pequeño. En la actualidad la energía eólica representa apenas un 2.5 % de la generación de electricidad mundial pero crece según tasas entre 20 y 25 por ciento anual; con una capacidad instalada total de casi 300 GW concentrada en Europa, Norteamérica y Asia. Por su parte, la energía nuclear es sin duda alguna una de las alternativas energéticas más controversiales; por lo que su desarrollo se ha estancado en términos relativos. Varias naciones entre ellas los EE.UU., Francia y Japón han dedicado grandes recursos al desarrollo de esta fuente, pero su aporte global en el presente es de apenas un 4,5 por ciento del total de generación de potencia; similar al aporte de las energías renovables que en conjunto llegan a un 4,7 por ciento. En contraste con el estancamiento en nuclear, el uso mundial de energía geotérmica para generar electricidad sigue siendo comparativamente marginal pero ha crecido aceleradamente hasta alcanzar cerca de 12 GW. Los EE.UU., Filipinas, Indonesia y México dan cuenta de casi dos terceras partes del total. En Centroamérica, la capacidad instalada conjunta de Costa Rica, El Salvador y Nicaragua es casi igual a la de Japón y equivalente a cerca de la mitad de la capacidad instalada en México. Las actuales tecnologías geotérmicas de tipo hidrotérmico proveen potencia base que puede ser más confiable que fuentes intermitentes como la eólica, pero presentan inconvenientes de tipo ambiental. Además se viene sugiriendo que la perforación puede inducir actividad sísmica y comprometer la estabilidad del suelo. Por otra parte, se están desarrollando tecnologías geotérmicas enriquecidas (enhanced geothermal) que prometen superar muchas de estas objeciones, además de ensanchar en forma significativa las áreas aprovechables. Pese a su relativa abundancia, la energía fotovoltaica es una de las fuentes energéticas menos explotadas. En la actualidad la potencia acumulada de la totalidad de los sistemas foto voltaicos del mundo alcanza a cubrir 100 GW, lo que la ubica en tercer lugar de energías renovables; después de hidro y eólica. Los costos han venido disminuyendo drásticamente (hasta cerca de un 60 por ciento) durante los últimos cinco años y los avances en la nanotecnología podrían duplicar la eficiencia, al mismo tiempo que abaratar aún más los costos. Laenergía undimotriz, producida por el movimiento de las olas, es menos conocida y extendida que la mareomotriz, que aprovecha las mareas, pero cada vez se aplica más en la medida en que se van resolviendo problemas técnicos. La tecnología se ha empezado 9

14 a desarrollar en escalas significativas, siendo Inglaterra y Francia los países que más han avanzado en este campo. Finalmente, no se puede terminar este capítulo sin mencionar el reciente desarrollo comercial y en gran escala de la bioenergía. En la actualidad esta fuente presenta dilemas desde la perspectiva de la asignación de recursos, particularmente el recurso tierra, así como ángulos controversiales como el verdadero aporte energético neto o las posibles consecuencias ecológicas. El acelerado desarrollo tecnológico en esta área hace que casi cualquier cosa que se diga tenga un alto riesgo de ser incompleta u obsoleta. No obstante, uno de los problemas más importantes que se plantea en forma reiterada es precisamente la competencia potencial que establece con la producción de alimentos. Ya desde los años (y de nuevo en la actualidad) se ha visto lo grave que puede resultar una coyuntura en que los altos precios del petróleo indujeron incrementos en los costos agrícolas al mismo tiempo que una rápida expansión de las áreas dedicadas a biocombustibles. En este sentido, por ejemplo, Oxfam ha estimado que el reemplazo de sembradíos tradicionales con biocombustibles ha arrastrado a la pobreza a unos 30 millones de personas en el mundo, además del impacto ambiental negativo. Asimismo, un panel de las Naciones Unidad ha afirmado con preocupación que los efectos de los biocombustibles sobre la tierra, el aire y el agua no han sido suficientemente explorados; siendo que los biocombustibles podrían traer presiones ambientales mayores que los combustibles fósiles. Además, en un estudio del Banco Mundial se determinó que los costos de los biocombustibles de segunda generación aún son demasiado altos para que sean económicamente viables. No obstante, siempre subsiste una corriente favorable al desarrollo de la bioenergía que confía en las soluciones tecnológicas; en particular la biotecnología. En resumen, los mercados mundiales de energía están dominados muy claramente por los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) y todo parece indicar que eso seguirá siendo así en el futuro previsible. Peor aún, una diversidad de simulaciones por parte de importantes organismos y corporaciones (por ejemplo EIA, BP, Exxon, OECD, AIE) concluyen que de no modificarse el comportamiento inercial durante los próximos veinticinco años la composición del consumo de energía mostrará un continuado predominio de los combustibles fósiles (80 por ciento del total en el 2040) y una penetración aún mayor del carbón a expensas del gas natural. Esto se debe a que parece poco probable que los patrones de producción y consumo de energía de Norteamérica, Europa, India y China se vayan a modificar significativamente en el mediano o aún en el largo plazo. La implicación práctica más importante es que existe una alta probabilidad de que no se atenúen o incluso de que se exacerben los procesos de cambio climático, con una multitud de efectos algunos poco previsibles sobre las economías de todo el mundo. Obviamente, eso incluye las condiciones en que se llevará a cabo el suministro de las fuentes energéticas más susceptibles a los efectos negativos de estos procesos; así como la disponibilidad y costo de los servicios públicos necesarios para las actividades productivas y para el bienestar de amplios sectores de la población. 10

15 Por otra parte, como se ha comentado en las secciones precedentes, algunas alternativas tecnológicas y energéticas muestran desarrollos prometedores tanto en términos técnicos como desde la perspectiva de su factibilidad económico-financiera. Además es importante insistir en la naturaleza inercial de las mencionadas proyecciones y la posibilidad real de que en un futuro no muy lejano se diseñen e implementen políticas públicas que induzcan interacciones ecología-economía más armoniosas y sustentables. Por el momento, si bien muchas de las implicaciones que derivan de ese escenario inercial son intrínsecamente condicionales e inciertas, es muy probable que éstas dibujen algunos de los trazos más gruesos de la realidad en que se desenvolverá el panorama económico, energético y regulatorio de Costa Rica en los próximos años. 11

16 Capítulo 2 Breve panorama energético de Costa Rica En el ámbito mundial, la biodiversidad de Costa Rica destaca como una de sus más prominentes características naturales; asociada a una generosa disponibilidad de recursos hídricos, eólicos y solares. Adicionalmente, debido a su historia geológica, importantes recursos geotérmicos completan un potencial energético muy considerable para un país tan pequeño. De acuerdo con estimaciones del ICE, el país está aprovechando un 63 por ciento del potencial goetérmico, un 45 por ciento del eólico, un 46 por ciento de la biomasa y apenas un 23 por ciento del potencial hidroeléctrico. [37] Debido a lo anterior, al menos en términos de unidades físicas, el consumo energético de Costa Rica es bastante diferente al patrón de consumo mundial descrito en el primer capítulo. Observando la composición según fuentes, la primera diferencia que salta a la vista de inmediato es la ausencia de carbón mineral en proporciones significativas; mineral que hasta donde se sabe el país no posee en cantidades importantes. Sin embargo, salvo por una relativamente mayor proporción de electricidad (especialmente hidroelectricidad) y de biomasa (especialmente leña, cascarilla de café y bagazo de caña) el consumo aparece de nuevo dominado por los derivados del petróleo; básicamente búnker (fuel oil), diésel y gasolina. De hecho, los hidrocarburos han mostrado un aumento en su participación desde alrededor de 60.0 por ciento hasta casi 62 por ciento a lo largo de los últimos veinte años. También se observa un incremento en el peso relativo de electricidad (de 18.8 por ciento hasta 21.5 por ciento) a costas de la participación de la biomasa desde 19.2 hasta 16.7 por ciento; proceso relacionado sobre todo con una disminución paulatina en el consumo de leña por la penetración de energías comerciales como la electricidad, el búnker y el gas licuado. Sin embargo, la producción y consumo de los residuos vegetales (el bagazo de caña y la cascarilla de café) se ha triplicado a lo largo de las últimas dos décadas, principalmente por los procesos térmicos de generación de electricidad a partir del bagazo. La venta de excedentes generados con biomasa ha implicado el planteamiento de complejos e interesantes temas en el ámbito tarifario y regulatorio, incluyendo la consideración de aspectos ambientales. 12

17 El crecimiento de los combustibles se desacelera significativamente durante la década más reciente, lo mismo que el de electricidad, aunque menos abruptamente: el crecimiento acumulado por década para los derivados pasó de 61 a 25 por ciento, en contraste con 72 y 34 por ciento para la electricidad. Ambos procesos tienen que ver directamente con la caída correspondiente en las tasas medias de crecimiento de la actividad económica y de la población, pero como se verá posteriormente también con la eficiencia y el comportamiento de los precios; tema en el que la regulación tarifaria (entre otros) ha sido un factor de relevancia. En el caso de los derivados, el consumo de gasolina casi totalmente en el área de transportes registra una expansión de 4,6 por ciento anual para toda la serie; bastante superior al crecimiento de la población. La mayor parte (más del 85 por ciento en forma sostenida) se consume en el transporte privado mediante automóviles y motos. La expansión de la flota automotriz particular, superior a un 10 por ciento promedio por año durante la última década, ha sido un factor determinante de ese rápido aumento. [41] A partir de mediados de los años ochenta el mercado de este producto se ha abastecido básicamente mediante la importación directa y su consumo ha llegado a alcanzar casi un 90 por ciento del consumo final de diésel en el transcurso de la última década, comparado con alrededor de 75 por ciento hace unos veinte años. En cuanto al diésel, la importación directa ha sido también la modalidad de abastecimiento preponderante desde inicios de los años ochenta. Este combustible es utilizado mayoritariamente en el transporte de carga y en el transporte público de pasajeros; absorbiendo estos servicios entre un 80 y un 85 por ciento del consumo final total a lo largo del período de análisis. Mientras tanto, la industria y las actividades agropecuarias han utilizado alrededor de un 6 por ciento y un 10 por ciento del total cada una, en promedio, con el resto de los sectores (público, servicios y construcción) consumiendo una proporción residual comparativamente pequeña. La evolución y crecimiento de la flota vehicular constituye un indicador muy valioso sobre los determinantes de la demanda de los principales combustibles en el sector transportes. En total el parque automotor se ha triplicado durante los últimos veinte años, pero desafortunadamente en las estadísticas oficiales hay un quiebre de clasificación en el año 2002 por lo que resulta difícil observar la serie continua de vehículos de carga; que son los que generan la mayor parte del consumo de diésel. Sin embargo, en el agregado, se puede observar que a partir de inicios de los años noventa el consumo creció según tasas de 4,5 por ciento por año, pero este crecimiento ha disminuido a casi la mitad en los años más recientes. Finalmente, dentro del grupo de los combustibles más importantes, el búnker (fuel oil) se aparta del comportamiento de los otros en al menos dos sentidos: por un lado, su producción y consumo son mucho más parecidos que en los casos de la gasolina o el diésel; por otro, el consumo se encuentra concentrado en el sector de industria manufacturera y su consumo tiende a decaer. Históricamente el sector manufacturero combina más fuentes energéticas para su proceso productivo, por lo que se puede pensar en procesos de sustitución; en adición a los factores ligados directamente con la desaceleración económica. 13

18 Vale la pena también hacer una nota sobre el consumo de estos últimos dos combustibles para la generación térmica. El consumo de búnker y diésel para este fin ha representado, sobre todo a mediados de la década de los noventa y durante el último quinquenio, una proporción bastante considerable del total disponible. A partir del año 2006, cuando se empezó a generar de nuevo en forma significativa con centrales termoeléctricas, el diésel ha promediado un 12 por ciento de la oferta interna de ese combustible mientras que en el caso de búnker esa proporción ha superado el 20 por ciento en años recientes. Los costos directos e indirectos de esta situación son elevados y tienen impactos considerables en el mediano y largo plazo, por lo que es importante estudiar las razones para que esto haya sucedido; tanto desde la perspectiva del sistema de regulación tarifaria como el correspondiente a la planificación energética nacional e institucional. Tal como se señaló anteriormente en el contexto energético mundial y como se discutirá también de nuevo más adelante, la generación térmica implica una serie de externalidades o costos externos sobre el ambiente y la salud que no han sido incorporados en las tarifas; lo cual planta retos regulatorios importantes. [18] Por otra parte, el gas licuado de petróleo (GLP) registra el crecimiento más elevado de todos los hidrocarburos consumidos en el país durante las dos décadas. La tasa promedio de crecimiento anual del consumo es de casi 8 por ciento, con una desaceleración notable en el período más reciente; pasando de tasas anuales que superaban el 10 por ciento hasta apenas 3 o 4 por ciento por año. El incremento en los precios explica gran parte de esta contracción, en conjunto con la desaceleración económica del sector industrial; uno de los principales usuarios en el período más reciente. Finalmente, si se observa la estructura del consumo total según sectores de actividad económica es claro que en la actualidad el consumo de energías comerciales está determinado básicamente por el transporte y los derivados del petróleo (58 por ciento del total), con la industria manufacturera y el consumo residencial en unos distantes segundo y tercer lugar (16 y 12 por ciento, respectivamente). 1 En las siguientes subsecciones se describe la evolución de la inversión, la producción, el consumo y los precios de la electricidad. A menos de que se indique en forma explícita, el período y las fuentes coinciden casi siempre con las cifras disponibles en los Balance Energéticos y estadísticas de la DSE y de las Cuentas Nacionales del BCCR para el período Las energías primarias como leña y residuos vegetales siguen siendo importantes y representan un 17 por ciento del consumo energético final total. La leña pondera 32 por ciento del consumo residencial final en unidades físicas. En la industria, el bagazo de caña junto con la leña y los residuos vegetales llegan a un 46 por ciento del total de energías primarias y secundarias. 14

19 Capítulo 3 Evolución de la inversión, la generación, el consumo y las tarifas eléctricas en Costa Rica 3.1. Inversión En unidades físicas, la capacidad instalada total en el sistema eléctrico nacional (SEN) llega a unos Mw; de los cuales un 86 % es de propiedad pública y desde el punto de vista de fuentes un 78 % del total corresponde a energías renovables. Ha crecido a un ritmo promedio anual de 3,8 % durante la última década, si bien se notan disparidades considerables tales como un aumento promedio anual de 3 % para hidro y geotérmica comparado con 5.0 % para térmica, 10.3 % para la cogeneración (con residuos vegetales) y 8.9 % para eólica; aunque el aporte de estas dos últimas, junto con biogás y solar, muestran niveles y crecimientos relativamente pequeños o incluso insignificantes. La capacidad instalada por habitante se ha expandido a razón de 2,4 por ciento por año a lo largo de la última década. Año Hidro Geotérmica Térmicas Cogeneración Eólica Biogás Solar % 8.4 % 20.4 % 0.9 % 3.5 % 0.0 % 0.0 % % 8.4 % 20.2 % 1.2 % 3.5 % 0.2 % 0.0 % % 8.4 % 20.2 % 1.2 % 3.5 % 0.2 % 0.0 % % 7.9 % 20.1 % 1.1 % 3.3 % 0.2 % 0.0 % % 7.6 % 19.4 % 0.9 % 3.2 % 0.2 % 0.0 % % 6.8 % 27.1 % 0.8 % 2.9 % 0.2 % 0.0 % % 6.6 % 26.4 % 1.6 % 4.8 % 0.1 % 0.0 % % 6.4 % 27.8 % 1.5 % 4.6 % 0.1 % 0.0 % % 8.2 % 23.1 % 1.5 % 5.0 % 0.1 % 0.0 % % 8.0 % 22.5 % 1.5 % 5.4 % 0.1 % 0.0 % Cuadro 3.1: Composición de la capacidad instalada en energía eléctrica 15

20 Actualmente, el ICE posee el 75 % de la capacidad instalada en hidro y 85 % en térmica y geotérmica, así como una tercera parte del total en eólica. Por otra parte, de los 380 MW instalados por la empresa privada un 55 % es hidráulico, un 7,8 % geotérmico, 26 % eólico y 10,5 % residuos vegetales; especialmente bagazo de caña. El Valor Bruto de la Producción del sector público en obras de energía eléctrica a precios constantes(v BP ope ), que es por mucho la mayor proporción del total, ha crecido según tasas de 4,6 por ciento por año a lo largo de las dos décadas ; muy parecido al crecimiento del PIB y levemente inferior al total de la Formación Bruta de Capital (FBC), pero significativamente superior al crecimiento vegetativo de la población de 1,9 por ciento por año. A precios corrientes este rubro alcanza un nivel de alrededor de $600 millones por año en la actualidad. La Figura 3.1 muestra que en vista de que el VBP de las obras públicas ha crecido en forma muy parecida al PIB la línea inferior (V BP ope /PIB) es bastante plana alrededor de un valor de 1,1 por ciento. La relación (V BP ope /FBC) tendió a disminuir hasta el 2006, después de lo cual repunta a niveles similares a los de mediados de la década de los noventa; con excepción de la abrupta caída en el 2011 como consecuencia de una caída en el V BP ope simultánea con un aumento en la FBC a nivel nacional. Por su parte, la relación del V BP ope 8.0% 7.0% VBP de las obras del sector público en energía eléctrica -Precios de VBP/PIB VBP/FBC VBP/Población % % % % % % % 0.0 Figura 3.1: VBP de las obras en energía eléctrica del sector público 16

21 con la población también muestra altibajos similares a la serie anterior, pero tiende a ser algo más estable hasta el 2006; después de lo cual se comporta en forma muy similar Relación entre el VBP de las obras públicas en energía eléctrica y el VBP del sector -Precios corrientes Figura 3.2: Relación entre el VBP de las obras y el VBP del sector El comportamiento de la relación entre el V BP ope y el VBP del sector energía eléctrica como un todo, a precios corrientes, exhibe bastante similitud con la relación (V BP ope /FBC); con una tendencia volátil a disminuir hasta 2006 para luego recuperarse con creces en los años más recientes, de nuevo con excepción del año Puesto que este es el principal componente de inversión, en la sección relativa a tarifas se comentará sobre la forma en que un componente de tanto peso en promedio un 37 por ciento del VBP para toda la serie y alrededor de 50 por ciento en la actualidad se ha incorporado en las tarifas de este sector Generación y comercio regional de electricidad Como se señaló en el capítulo inicial, América Latina y en particular Costa Rica tienen una dotación de recursos hídricos comparativamente alta; lo que explica su desarrollo también relativamente intenso. En el caso de Costa Rica el desarrollo histórico de este servicio comenzó relativamente temprano según estándares latinoamericanos de hecho, a partir de inicios del Siglo XX San José fue una de las primeras ciudades del subcontinente que contó con iluminación y con un tranvía para el transporte urbano de pasajeros. 17

22 En el caso de Costa Rica, a lo largo de las últimas dos o tres décadas la producción y el consumo de electricidad siguen, en términos generales, una curva exponencial muy parecida a las correspondientes series del PIB real y el consumo privado; debido a que se trata fundamentalmente de una demanda derivada de las actividades productivas y del consumo privado de bienes y servicios. Para las últimas dos décadas se observa un crecimiento promedio de 4,5 por ciento anual en la producción de energía eléctrica para consumo final, que ya alcanza cerca de TJ, si bien esa tasa cae a 1,8 por ciento desde inicios de la Gran Recesión en el año 2008; comparado con 4,6 por ciento y 3,4 por ciento para el PIB. Mientras tanto, como punto de referencia, a lo largo de todo el período la población (actualmente unas 4.8 millones de personas) ha crecido según tasas de 1,9 por ciento anual. 35,000 Generación del sector público según fuentes (TJ) 30,000 Hidro Geotérmicas Térmicas Eólicas Solar RV y biogás 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 Figura 3.3: Generación pública según fuentes La oferta de energía hidroeléctrica por parte del ICE (junto con otros operadores públicos de menor escala) ha sido dominante en Costa Rica desde hace más o menos medio siglo, 1 pero como se señaló arriba en años recientes la generación térmica ha implicado de nuevo gastos significativos (cercanos a los $ 220 millones en 2013) en combustibles fósiles y en el alquiler y operación de las respectivas plantas; que ahora generan alrededor de un 10 y 15 por ciento del total. (Refiérase a la Figura 3.3) No obstante, muy en contraste con los casos 1 A manera de nota histórica, entre 1950 y 1960 se dio un aumento considerable en la generación térmica (pública y privada) que llegó a representar entre una cuarta y una tercera parte del parque instalado.[33] 18

23 de la OECD, China e India antes comentados, en el presente la generación hidro aún aporta tres cuartas partes del total en Costa Rica. Por otra parte la geotermia ha aumentado hasta cerca de una séptima parte del total; con las restantes fuentes renovables aportando apenas entre un 2 y un 3 por ciento de lo producido en el sector público, lo cual recuerda en forma aproximada las proporciones que se observan a nivel mundial. Mientras tanto la generación privada produce con una variedad de tecnologías de generación (hidro, geotérmica, eólica y residuos vegetales) que en la actualidad contribuyen con alrededor de 22 por ciento del total generado; proporción que ha aumentado desde un 18 por ciento hace unos cinco años. Como se verá más adelante al discutir el contexto institucional de la generación de electricidad en Costa Rica, la ley vigente establece un tope de 30 por ciento al aporte potencial de los cogeneradores. Para los generadores privados, la estructura de la producción según fuentes es en cierta forma parecida a la de los operadores públicos ya que en promedio los TJ de energía que producen son generados en casi un 69 por ciento utilizando hidro, con un 12 por ciento adicional mediante generación geotérmica. Sin embargo, eólica y biomasa han aumentado rápidamente durante la última década. Año Hidro Geotérmica Eólica RV y biogás Total ,3 % 13,7 % 12,1 % 4,8 % 100,0 % ,9 % 13,5 % 9,9 % 4,7 % 100,0 % ,1 % 12,3 % 8,1 % 4,5 % 100,0 % ,9 % 11,4 % 13,1 % 6,6 % 100,0 % ,1 % 10,4 % 14,4 % 7,1 % 100,0 % ,4 % 10,9 % 16,8 % 7,0 % 100,0 % ,0 % 9,7 % 20,1 % 8,2 % 100,0 % Cuadro 3.2: Estructura de la generación del sector privado Finalmente, durante todo este lapso el comercio regional (M +X)/Q ha sido poco significativo, apenas alcanzando en promedio un 4 por ciento de la producción, si bien ese cociente muestra bastante volatilidad ya que el rango se encuentra entre 0,1 y 9,9 por ciento. Desde el año 2006, cuando el ICE empezó de nuevo a generar en forma significativa con centrales térmicas, el saldo neto ha ido creciendo como proporción desde 3,4 por ciento hasta 8,1 por ciento; además de mostrar una tendencia a ser negativo así se observa en cinco de los siete años. Da la impresión que parte de los faltantes de generación se están saldando al menos parcialmente con la importación neta desde Centroamérica. En relación con la implementación del SIEPAC la CEPAL señala que A diciembre de 2012 el proyecto de interconexión eléctrica SIEPAC 2 estaba prácticamente concluido. Cinco países habían cumplido con la finalización de sus respectivos tramos, quedando pendiente una porción de la línea en Costa Rica (en el segmento de Parrita a Palmar), cuya ejecución se ha pospuesto por problemas en la obtención del derecho de vía. Se estima que las obras quedarán finalizadas hasta [17] 19

24 Consumo Desde el punto de vista del consumo sectorial, uno de los principales clientes siempre ha sido el sector residencial, acompañado por el protegido sector manufacturero desde los años sesenta y setenta; en tanto que en la actualidad el mayor crecimiento lo ha mostrado el sector de servicios. Hace apenas dos décadas el aporte residencial al total del consumo llegaba a 46 por ciento, con el sector industrial alcanzando la mitad de esa proporción. En la actualidad esas proporciones se acercan a 40 y 20 por ciento, respectivamente, mientras que en ese mismo lapso el sector servicios aumentó desde 30 % hasta 37 %. El resto de los sectores (agropecuario, transportes, construcción y otros) en conjunto no sobrepasan un 5 % a través de la serie. 50.0% Contribución sectorial al consumo de electricidad 45.0% 40.0% 35.0% 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% Residencial Servicios Industrial Agropecuario Otros Figura 3.4: Consumo sectorial de electricidad Un abordaje de carácter más económico-financiero al tema del consumo sectorial de energía consiste en referirlo al nivel de actividad económica que lo genera. Para este ejercicio, el consumo de energía (en unidades físicas - TJ) se utiliza para calcular un coeficiente en relación con el Valor Bruto de la Producción (VBP) de esa actividad, a precios constantes de El resultado se puede interpretar como la cantidad de la respectiva fuente energética 2 El VBP es básicamente el valor total de los bienes o servicios típicamente producidos por una determinada actividad económica en un determinado período de tiempo, con frecuencia un trimestre o un año. También 20

25 por cada Colón de VBP en esa actividad. Un coeficiente de 0,025, por ejemplo, implica que en ese año se hizo necesario gastar 0,025 TJ por cada Colón de valor de producción generado en esa actividad. Estos indicadores nos dan una idea de la evolución de la intensidad de utilización o bien de la ponderación de la respectiva fuente de energía dentro del producto neto de cada sector en efecto se trata también de indicadores de eficiencia energética. En forma complementaria, se ha realizado una exploración de la evolución de los precios de las fuentes en cada sector con el fin de examinar (informalmente) las posibles conexiones con la estructura del consumo energético. Esto hace posible examinar la evolución de los precios de la electricidad en el contexto del consumo de fuentes complementarias o sustitutas. Seguidamente se describe la evolución de estos indicadores para los principales sectores consumidores de electricidad, los cuales como se verá tienden a mostrar una cierta concentración de fuentes en cada uno de ellos Industria El sector industrial es el sector más diversificado en cuanto a fuentes energéticas, por lo que su análisis presenta una diversidad de aspectos a considerar. La historia económica del sector es bastante complicada también, con niveles de actividad muy ligados a la agroindustria y a la transformación primaria hace unos 60 años (incluyendo actividades como el café, el azúcar, el destace de ganado, los productos lácteos,etc.); aportando en ese entonces alrededor de un 12 % del PIB. Durante los años sesenta y setenta, como parte de una política de desarrollo de sustitución de importaciones y amparado al los aranceles proteccionistas, crédito subsidiado y otras medidas similares, el sector se diversificó para incluir a la industria química y metalmecánica, creciendo rápidamente con tasas anuales de 10 por ciento en promedio y abasteciendo primordialmente la demanda interna. No obstante nunca logró entrar en las etapas más avanzadas de producción de bienes de capital y su dependencia energética, de materias primas importadas, del mercado interno y de la protección estatal lo hizo muy susceptible a los efectos adversos de los choques petroleros, la contracción mundial y local, las difíciles situaciones fiscales y los procesos de desregulación y apertura las tasas promedio de crecimiento se redujeron a 3 o 4 por ciento por año. A fines de los años noventa, con la entrada de fuertes sumas de inversión extranjera directa, el sector viró hacia el desarrollo de un polo de alta tecnología en zonas francas y protegidas, diversificando aún más hacia la producción en gran escala de componentes digitales y electrónicos, equipo médico y otros similares; al mismo tiempo que reorientando se utiliza el Valor Agregado (VA), que equivale al VBP neto de compras o insumos intermedios, pero para la descripción de actividades específicas el VBP es en general más fácil y naturalmente separable en sus componentes de precio y cantidad. En cualquier caso, siempre que no se den grandes cambios tecnológicos, la evolución de ambas magnitudes es prácticamente equivalente. 3 Técnicamente, si se utilizara una estimación del valor del consumo de la fuente en vez de los TJ se estarían calculando coeficientes de insumo-producto. Sin embargo este no es el propósito ya que eso implicaría requerimientos de información más allá de los alcances de este estudio. 21