EscucharHace ocho años, el 16 de setiembre de 2016, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) inauguró la planta hidroeléctrica Reventazón, en Siquirres, Limón. Con una capacidad instalada de 305 megavatios (MW), se convirtió en la planta hídrica de Costa Rica más grande del país, al doblar la capacidad de Arenal (157 MW), que inició operaciones en 1979.
El ICE presentó Reventazón como la segunda obra de infraestructura más grande de Centroamérica, solo superada por el Canal de Panamá. Sin embargo, no ha logrado alcanzar la producción anual de 1.572 gigavatios hora (GWh) que el Instituto proyectó. Su mejor registro fue de 1.114 GWh, alcanzado entre setiembre de 2020 y agosto de 2021.
El resto del tiempo que ha estado en funcionamiento, la producción ha sido mucho menor, según un análisis de La Nación basado en datos de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (Docse) del ICE.
Ese pico de 1.114 GWh representa solo 42% de aprovechamiento de su capacidad instalada, conocido como factor de planta, un concepto técnico que refleja el uso efectivo de la capacidad total de generación en un periodo, generalmente un año, de cualquier tipo de central eléctrica.
El factor de planta varía según la fuente de generación (agua, viento, luz solar) y el diseño de la instalación. Ninguna planta –sea eólica, hidroeléctrica o térmica– alcanza un 100% de factor de planta debido a variaciones en la demanda de energía, disponibilidad de recursos naturales o paradas por mantenimiento.
Según la literatura técnica, los parques eólicos tienen factores de planta entre 10% y 40% anual y las centrales nucleares oscilan entre 60% y 98%. Para las hidroeléctricas, ronda el 60%.
En el caso de Reventazón, el ICE estimó un factor de planta de 58% en 2009, cuando presentó el estudio de impacto ambiental del proyecto ante la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (Setena). Posteriormente, en sus Planes de Expansión en Generación de 2012 y 2014, proyectó 60%.
No obstante, las estadísticas del ICE indican que tales proyecciones nunca se cumplieron.
En este momento, la planta se encuentra fuera de operación por trabajos de mantenimiento en el embalse que comenzaron desde el 22 de junio.
Inicialmente, se esperaba que reanudara operaciones el 17 de julio, pero ahora está previsto que lo haga el 5 de setiembre, tras casi tres meses de inactividad. El ICE atribuyó la extensión de los trabajos a una condición “imprevisible” relacionada con movimientos naturales que afectan la estructura desde hace años.
La Nación consultó al ICE este 28 de agosto si la menor producción histórica de la planta, comparada con las expectativas, se debe a este problema geológico. Además, solicitó a la entidad, detalles sobre la gravedad del daño y su impacto en la operación de la infraestructura.
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Sin hacer referencia al problema geológico, José Joaquín Granados, jefe de División de Generación del ICE, respondió que el aporte de la planta resulta del caudal de entrada al embalse, el cual depende del régimen de lluvias en la cuenca del río Reventazón.
De acuerdo con el funcionario, el caudal fue bajo en algunos periodos y eso limitó la producción, mientras que en otras ocasiones fue alto, pero no se pudo aprovechar de forma absoluta por restricciones de operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
La explicación, sin embargo, contrasta con los propios datos de generación del Instituto que coinciden con periodos de inactividad por labores ligadas al problema geológico y no a niveles de caudal. Por ejemplo, entre febrero del 2018 a febrero del 2019 la generación fue casi nula.
Esa situación afecta a la instalación valorada en $1.567 millones por el propio ICE, $810 millones más de lo previsto en 2009, conforme los datos presentados a Setena ese año.
Un problema geológico ‘complejo y delicado’
El problema geológico comenzó a generar contratiempos unos meses después de la inauguración de la planta, en setiembre de 2016.
En abril de 2017, Carlos Obregón, entonces presidente ejecutivo del ICE, confirmó la situación en una comparecencia ante la Comisión de Control de Ingreso y Gasto Públicos de la Asamblea Legislativa.
“Hay un estrato geológico en la entrada del canal que va hacia el vertedero, en el que estamos trabajando para sellarlo”, expresó Obregón al ser consultado sobre posibles daños por fugas.
Posteriormente, el ICE admitió la existencia de la grieta en un informe presentado a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), en agosto de 2017, cuando calculó en $15,5 millones los trabajos para reparar el problema.
La planta salió de operación por casi todo el 2018 debido a que la grieta causaba una “fuerte filtración” de agua en el macizo rocoso donde se construyó el vertedero de la represa.
El problema geológico no se solucionó, como indicó el Instituto en diciembre de 2022, cuando informó a la Bolsa Nacional de Valores (BNV) que la hidroeléctrica sufría grietas, fugas de agua y desplazamientos del terreno.
La empresa hizo esta comunicación a solicitud de la División de Supervisión de Fondos de Inversión y Emisores de la Superintendencia General de Valores (Sugeval) el 2 de diciembre de 2022.
Ese mismo día, La Nación reveló que el ICE buscaba expertos internacionales para atender el deterioro de la planta, que ha presentado problemas incluso desde antes de su inauguración en setiembre de 2016. Según documentos del ICE, el problema es “complejo y delicado”.
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Energía de Reventazón sale más cara
Mario Alvarado, presidente de la Asociación de Productores de Energía (Acope), señaló que la menor producción desde su inicio a la fecha podría deberse parcialmente al problema geológico.
Alvarado advirtió de que, cada vez que se reduce la producción eléctrica allí, incide en su costo unitario, pues los costos anuales deben distribuirse entre una generación menor.
Según sus cálculos, a partir de los datos oficiales del ICE, la hidroeléctrica produjo 6.523 GWh del 2017 al 2023 (7 años).
El costo anualizado de Reventazón, según el Plan de Expansión de la Generación 2016-2035 de mayo del 2017, era de $201,5 millones.
Esto significa, explicó Alvarado, que el costo unitario de la infraestructura ha sido de $216 por cada megavatio-hora producido, lo que resulta tres veces más que los $73 megavatio-hora indicados para ese proyecto en el Plan de Expansión de la Generación 2010-2021 de setiembre del 2009.
“Eso es relevante, pues el Plan de Expansión de la Generación 2010-2021 fue el documento de inversiones del ICE previo al inicio de construcción de esa obra, que arrancó en abril del 2010″, concluyó.
