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Cuando el presidente panameño, José Raúl Mulino, anunció este jueves 21 de mayo que frenó una negociación para venderle electricidad a Costa Rica —en respuesta a declaraciones de la mandataria Laura Fernández sobre un conflicto comercial entre ambos países—, la pregunta de fondo no era diplomática sino técnica: ¿qué tan vulnerable es Costa Rica si ese suministro se interrumpe?
La respuesta depende del año y, sobre todo, de la lluvia en ese año.
En 2025, además, Costa Rica fue exportador neto en el Mercado Eléctrico Regional (MER): allí colocó 510.785 megavatios hora (MWh) en ese sistema, con Panamá y Guatemala como principales compradores, reflejan sus propias estadísticas anuales sobre el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Tras la polémica declaración de Mulino, Marco Acuña, presidente del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), aseguró que el país no tiene previsto comprar energía a Panamá en el 2026.
Además, la entidad descartó exista riesgo inmediato de racionamiento o cortes eléctricos.
“Tenemos la suficientes reservas energéticas para abastecer la demanda nacional. Además, tenemos el plan de contingencia para enfrentar el fenómeno de El Niño en 2027 sin depender de ninguna importación de países vecinos″, afirmó el jerarca.
En el 2025, de la importacíon de energía hecha al MER, el 1,55% fue producida por Panamá. El principal proveedor nacional fue Nicaragua con el 35%.
Sin embargo, en el 2023 y 2024, debido al fenómeno de El Niño, el país acudió al mercado regional para satisfacer el crecimiento de la demanda y la menor producción local de energía.
En ese momento, El Salvador, Guatemala y Panamá satisfaccieron las necesidades de electricidad de Costa Rica.
Cuando El Niño manda
Los datos del ICE de los últimos cuatro años muestran que el sistema eléctrico costarricense oscila entre la autosuficiencia y la dependencia según el comportamiento climático.
En 2023, el fenómeno de El Niño redujo la generación hidroeléctrica en un 11,87% mientras la demanda nacional crecía un 3,56%. El resultado fue una caída del 86% en las exportaciones y un salto en las importaciones hasta 469.169 MWh para cubrir el déficit.
En 2024, el impacto climático fue aún más severo: el país debió importar 223.930 MWh y la proporción de la demanda atendida con fuentes renovables bajó al 86,8%.
En esos dos años críticos, el Mercado Eléctrico Regional no fue una opción conveniente sino una necesidad operativa. Sin él, Costa Rica habría enfrentado un déficit que su generación renovable —fundamentalmente hidroeléctrica— no podía cubrir por sí sola.
El patrón es claro: en años de alta hidrología como 2022 y 2025, el país exporta excedentes y genera ingresos; en años secos, el mercado regional es el colchón que evita el desabastecimiento.
El intercambio no es un lujo, es una válvula de seguridad cuya importancia se activa exactamente cuando el sistema está más presionado.
Para dar una idea de lo crítico que puede ser esto, en mayo de 2024, el Instituto anunció racionamientos eléctricos debido a la caída en el nivel de los embalses, aunque, garantizó a los abonados que los cortes “no superarán las dos horas”.
Una de las razones de aquel anuncio, que al final no se tradujo en cortes de luz, fue que contrató plantas térmicas pero quedaron mal.
“El agotamiento de las reservas (hídricas) nacionales se aceleró ante el incumplimiento de los proveedores de las plantas térmicas que Grupo ICE alquiló para la época seca”, dijo entonces el gerente de la división de Electricidad, Roberto Quirós quien luego fue cesado por el ICE por el manejo de la situación.
Desde el 3 de octubre del 2023, la empresa estatal anunció que abrió de urgencia una contratación por $140 millones para aumentar generación térmica como respaldo energético para hacerle frente a los veranos del 2024, 2025 y 2026. Sin embargo, el 19 de marzo del 2024, solo el 50% de electricidad térmica privada contratada de emergencia estaba disponible.
Al final, la adjudicación se dio por un monto de $82,4 millones ($57,6 millones menos de la previsión original), que se trasladan desde los recibos de luz de los abonados.
Sin la importación de energía de otros países, Costa Rica habría de contratar más generación térmica privada y activar todas sus plantas propias lo cual se traduciría en un eventual impacto en las tarifas, conforme las metodologías de cálculo de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep).
Sea cual sea el plan del gobierno panameño, este sí tiene compromisos formales de vender energía a Costa Rica en el marco del Mercado Eléctrico Regional (MER).
Un mercado que los gobiernos no controlan
Hay una razón jurídica por la que la amenaza de Mulino tiene un alcance limitado: bajo las reglas del MER, ningún gobierno puede decidir unilateralmente que dejará de vender energía a otro país miembro por razones políticas o comerciales ajenas al sector eléctrico.
El Tratado Marco que rige el MER establece que los agentes autorizados pueden comprar y vender energía libremente y sin discriminación.
La asignación de la generación no la hacen los gobiernos, sino el Ente Operador Regional (EOR), indica el documento suscrito por Panamá y demás países, mediante un despacho económico que ordena la producción según los costos más bajos disponibles en toda la región.
Si Panamá tiene excedentes baratos y Costa Rica tiene demanda, el algoritmo del EOR los conecta sin que el ejecutivo panameño intervenga.
Un bloqueo unilateral basado en una disputa política constituiría una violación del tratado, lo que habilitaría a la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) a aplicar sanciones y abriría la vía para un reclamo ante la Corte Centroamericana de Justicia.
