COMBUSTIBLES FÓSILES

Costa Rica no cuenta con depósitos ni reservas probadas de combustibles fósiles. Todos estos combustibles, como el carbón, los hidrocarburos del petróleo o del gas natural, deben ser importados.

El país importa petróleo y sus derivados principalmente para el sector transporte. Para la generación eléctrica se consume diésel y búnker. Pequeñas cantidades de coque y de carbón mineral son importadas como fuente energética para la industria. No hay importaciones de gas natural.

La generación termoeléctrica, a pesar de ser solo una pequeña fracción de la generación total, tiene un papel muy importante como complemento, cuando la disponibilidad de las fuentes renovables disminuye por causas naturales. Tratar de sustituir ese pequeño porcentaje de generación térmica con fuentes renovables resulta sumamente caro, toda vez que estos proyectos (hidroeléctricos, geotérmicos, eólicos o solares) requieren altas inversiones, y su uso sería eventual, e inclusive durante años húmedos podrían no requerirse del todo. Por lo tanto, resulta conveniente la utilización de una pequeña cantidad de generación térmica de bajo costo de instalación, que se utiliza solo en condiciones hidrológicas adversas o durante los meses más secos del año. Esto asegura que sus costos de operación, aunque altos, tienen poco impacto en los costos totales del sistema.

Bajo este esquema de disponibilidad de recursos renovables, principalmente hidroelectricidad, la función del térmico es operar la menor cantidad posible de horas, solo para servir de respaldo cuando la generación renovable disminuye. Las plantas térmicas que mejor se adaptan a esta función son las turbinas de gas y los motores de media velocidad. Estas máquinas tienen en común que resultan eficaces con unidades en potencias relativamente pequeñas (80 MW -100 MW) y que su costo de inversión es menor que el de centrales a vapor.

Por el contrario, las alternativas térmicas convencionales de base, como las plantas de carbón o de GNL, no han resultado competitivas en el pasado, ya que tienen un alto costo de inversión y las pocas horas anuales de operación no permiten que los ahorros operativos compensen este sobrecosto. Estas plantas se justifican cuando operan durante todo el año, situación que no se acomoda a la función de respaldo que se ha establecido para la generación térmica en el país, normalmente requerida durante la época seca.

7.4.1 Diésel y búnker

Costa Rica cuenta con infraestructura para importar, almacenar y transportar derivados y residuales de petróleo. Estos combustibles se usan mayoritariamente para atender al transporte y a la industria. Del total de hidrocarburos consumidos por el país en el año 2017, solo un 0.3% se empleó para alimentar las plantas termoeléctricas. El sector eléctrico gastó 0.1% del diésel y 6.7% del búnker consumido ese año en el país, respectivamente.

Al ser solo una parte menor del volumen anual que distribuye la Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE), el suministro de las plantas térmicas se apoya en gran medida en la infraestructura existente del sistema nacional de combustibles.

Hasta la fecha, la baja utilización térmica ha permitido que estos energéticos sean los más adecuados para llenar las necesidades de complemento del sector eléctrico, ya que a pesar de su elevado costo operativo permiten una gran flexibilidad de utilización sin incurrir en sobrecostos por infraestructura subutilizada.

7.4.2 Gas natural

La región centroamericana no cuenta con campos de explotación de gas natural23_.

Recientemente Panamá inauguró la primera terminal de gas natural licuado (GNL) en Colón, con lo cual se abren nuevas opciones para la Región. El Salvador también tiene en proyecto una central termoeléctrica alimentada con GNL que se ubicará en el puerto de La Unión.

Centroamérica podría también tener acceso a los depósitos de gas natural de Colombia o de México si se llegara a construir un gasoducto regional.

La importancia del gas natural es que provoca menos emisiones en comparación con los derivados del petróleo o el carbón, y que el costo operativo es muy atractivo. Sin embargo, requiere grandes inversiones en la terminal de regasificación y compromisos de compra de gas en volúmenes importantes y de largo plazo. Las economías de escala requieren un cierto volumen de consumo de gas para asegurar la viabilidad económica de la operación, por lo que estos proyectos están asociados a centrales de generación de mediano tamaño con factores de planta alto.

Una condición similar tiene el aprovisionamiento por gasoducto: grandes inversiones que solo pueden amortizarse con utilización permanente de grandes volúmenes de gas. La posibilidad de extracción local del gas natural se discute en el país, sin embargo, dentro del horizonte de planeamiento del presente plan no es razonable suponer que habrá una explotación local de gas significativa.

La adopción de una política de utilización del gas natural implica cambiar el papel de la generación térmica, que pasaría de ser un respaldo temporal a una generación de base. Se debe señalar que el sector eléctrico juega un papel muy importante en una estrategia nacional de introducción del gas natural en el país. La demanda de gas para generar electricidad es la actividad semilla que puede viabilizar la inversión en infraestructura del gas y su comercialización. Una vez introducido, otros sectores, como el industrial y el de transporte, irán desarrollando con el paso de los años una demanda creciente.

La planta de GNL de Panamá, y en un futuro la de El Salvador, le permitirán al país aprovechar el gas natural, importando la electricidad mediante el Mercado Eléctrico Regional.

7.4.3 Carbón

Las enormes reservas mundiales de carbón, así como la expectativa de avances tecnológicos en reducción de emisiones, hacen del carbón una fuente de estudio en el país. La presión para atender el crecimiento de la demanda y el riesgo de la volatilidad del precio del petróleo, generó interés por el carbón en diferentes países de la región. Al igual que con el GNL, el carbón requiere de inversiones fuertes de capital y de tamaños importantes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan con factores de planta altos. Sin embargo, se considera que la introducción del carbón en el sistema eléctrico tiene menos barreras de escala que la construcción de un gasoducto centroamericano o la utilización del GNL.

En la región centroamericana, Guatemala, Honduras y Panamá utilizan carbón para generación eléctrica. Como se observa en la Tabla 7.3, Guatemala tiene una capacidad instalada de 903 MW, Panamá de 120 MW y Honduras de 125 MW, para un total de 1148 MW. En el año 2017 la generación carboeléctrica totalizó 3436 GWh, un 5% de la generación regional.

Tabla 7.3

El principal problema del carbón está en el elevado nivel de emisiones y contaminantes. Para mitigarlas significativamente, existe un esfuerzo mundial de investigación y desarrollo de nuevas tecnologías, como la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC por sus siglas en inglés), las plantas ultra-supercríticas y la captura y almacenamiento del CO2 (CCS

por sus siglas en inglés). Estas tecnologías contaminan menos, pero son más costosas. Costa Rica ha venido promulgando un plan de descarbonización muy agresivo, por lo que no es viable la consideración de esta fuente en el desarrollo de su matriz de generación.

País Recurso Planta Capacidad

instalada Capacidad efectiva Producción (2017) (MW) (MW) (GWh)

Guatemala Carbón CGE San José 139 138 890

Ingenio Palo Gordo 33 0 0

Jaguar Energy 300 280 1,142

Las Palmas 67 67 12

Las Palmas 83 76 223

Magdalena Sugar Mill plant 180 89 706

San Isidro 61 57 70

Santa Ana 40 36 78

Honduras Carbón Bijao Electric Company S.A 60 143

IRESA 21 2

Compañía Electrica del Sur S.A. 19 0

ALSTHON 25 0

Panamá Carbón GDF Suez 120 171

TOTAL 1,148 3,436

Elaboración propia.

Fuentes: 1) Estadísticas de producción de electricidad de los países del SICA. Datos preliminares a 2017. 2) Endcoal. Plantas de carbón, enero 2018.

CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACION DE CARBON EN CENTROAMERICA

Cogeneración con carbón+biomasa

Cogeneración con carbón+biomasa