El archivo del plan de ley armonización eléctrica cerró esta semana una etapa política, pero dejó intactos desafíos que presionan al sistema eléctrico de Costa Rica: atender una demanda que crece más rápido que la capacidad de generación.
Entre el 2022 y el 2025, la demanda eléctrica subió un 9,5%. Pasó de 11.869 a 12.995 gigavatios-hora (GWh). Mientras, la capacidad instalada registró un alza del 6,3%, de 3.441 a 3.658 megavatios (MW).
La hidroelectricidad depende del vaivén anual de las lluvias y las energías eólica y solar están sujetas l viento y la luz solar, lo cual eleva el riesgo. Si esas fuentes no cubren la demanda, el sistema debe recurrir a la generación térmica con hidrocarburos.
La presión ya se manifestó el 29 de junio pasado, cuando el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) alcanzó una demanda máxima histórica de 2.040,9 MW de su capacidad instalada, por encima de los 2.013 MW que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) proyectó como punta para este año.
En el 2024, la menor contribución de fuentes limpias implicó un aumento de la generación térmica, que produjo 1.331 GWh, equivalentes al 10,4% de la demanda anual. Ese respaldo cubrió las necesidades del sistema, pero tuvo un costo que luego se sintió en la factura en el 2025.
Costo de alquilar térmicas
En el 2024, la fuente térmica hizo un aporte alto de 1.331 GWh, equivalentes al 10,4% de la demanda anual, frente a 92 GWh en el 2022. Ese 2024, la demanda había repuntado 499 GWh respecto al 2023; según estadísticas del ICE.
Al mismo tiempo, la generación eólica cayó 222 GWh (-15,2%), y las importaciones disminuyeron 102 GWh. La hidroelectricidad, que ya había bajado en el 2023, apenas creció 60 GWh en el 2024.
Hace dos años, aquella generación térmica cubrió la demanda, pero implicó un costo elevado.
Para el 2024, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) estimó en ¢96.000 millones —unos $187 millones— el costo global del componente de generación térmica, calculado con la metodología del Costo Variable de la Generación (CVG). Para el 2025, ese gasto subió a ¢147.000 millones (unos $291 millones).
Salvador López Alfaro, quien dirigió durante 22 años el Centro Nacional de Control de Energía (Cence), del ICE, y ayudó a redactar el plan de armonización eléctrica, cree que el modelo histórico de Costa Rica, basado en grandes embalses de generación, llegó a su límite.
“El lago Arenal, que aporta con 360 MW de energía firme, ya quedó como el único gran soporte estacional”, explicó.
Advirtió de que, con la demanda creciendo más rápido que la capacidad de generación firme, depender del alquiler de plantas térmicas privadas es insostenible.
A su juicio, las consecuencias económicas aún no se reflejan en los recibos eléctricos debido a mecanismos contables que difieren los costos.
“Las térmicas que se están alquilando son carísimas”, recalcó, y de seguido cuestionó el manejo financiero de esos gastos, que calificó como “algo bastante negativo para el ICE”, pues, según dijo, “se esconden los costos, porque son diferidos en el tiempo pero no siempre se podrá tirar la pelota para adelante”.
Por eso, insistió, los usuarios todavía no perciben el impacto del gasto acumulado.
La Nación envió consultas sobre esta situación al ICE, pero no se recibió respuesta antes de la publicación de este artículo.
Picos bajan holgura del sistema
López también recordó que, cuando ocurren picos de consumo durante el verano, estos reducen el margen de seguridad operativa del SEN, en particular por el uso de aires acondicionados en hogares y comercios.
En el 2022, recordó, el ICE ya identificaba “más de 400 MW exclusivamente dedicados a atender aires acondicionados que se encienden en verano”.
Esas demandas tope, añadió, implican que el SEN puede operar “muy, muy ajustado, y con riesgos, incluso con todo el respaldo térmico de alquiler”.
Eso conduce a que, fuera del crecimiento anual del consumo, el sistema eléctrico nacional debe tener suficiente potencia disponible para responder a jornadas de mayor demanda.
Por estas condiciones, López cree que el sistema actual apenas permite atender el crecimiento vegetativo de la demanda de manera que atraer industrias intensivas en consumo eléctrico, como centros de datos destinados a servicios de inteligencia artificial (IA), “son insostenibles y agravarían los riesgos si no se amplía la capacidad disponible”.
Capacidad instalada no equivale a potencia disponible
La capacidad de generación del país creció de 3.441 MW, en el 2022, a 3.658 MW, en el 2025. Sin embargo, este año ese indicador retrocedió debido a la salida de varias plantas y a pesar de la incorporación de nueva capacidad solar; de acuerdo con datos de la División de Operación y Control del Sistema Eléctrico (Docse) del ICE.
Este 2026 dejaron de operar la planta de bagazo El Viejo, con 32,5 MW; la eólica Tilarán, con 19,8 MW; y la capacidad restante del parque eólico Tejona, con 7,9 MW. En contraste, los parques solares Los Tecales y San Antonio comenzaron a aportar, en agosto, una capacidad de 38 MW.
En agosto, el parque eléctrico sumaba 3.646 MW de capacidad instalada, 12 MW menos en que en el 2025.
No obstante, esa potencia nominal de las centrales no indica cuánta electricidad puede aportar el sistema en un momento específico porque la disponibilidad depende de las características de cada tecnología y cómo opera.
La generación firme es aquella disponible sin depender de las lluvias o del viento (plantas térmicas y geotérmicas).
Hoy, la capacidad hidroeléctrica ronda los 2.347 MW (casi un 64,4% de la capacidad total instalada). La solar, la eólica y el biomasa (bagazo) suman un 13,8%, con 505 MW.
La geotermia alcanza 263 MW (7,2%) y las instalaciones térmicas, 531 MW (14,5%).
Con esa composición, la disponibilidad de electricidad sigue expuesta a las variaciones del clima y a encender las plantas térmicas, o bien, a importaciones de otros países de Centroamérica.
El plan del ICE mantiene el respaldo térmico
El Plan de Expansión de la Generación 2024-2040 del ICE contempla mantener las térmicas como respaldo en los próximos años. El documento prevé modernizar la planta de Moín para incorporar 200 MW de capacidad propia en el 2029 a base de hidrocarburos.
El plan argumenta la necesidad de complementar las fuentes variables, como la solar y la eólica, y asegurar la continuidad del suministro cuando las condiciones climáticas limitan su aporte.
La estrategia también contempla inversiones para aumentar la generación geotérmica, almacenar electricidad y mejorar la regulación del sistema.
Una de ellas es la planta geotérmica Borinquen 1, cuyo desarrollo se ha retrasado por licitaciones infructuosas y cuya entrada en operación está prevista para finales del 2029.
A ese proyecto se suman 120 MW en baterías de almacenamiento, programadas para el 2031 y el 2034, y el proyecto hidroeléctrico Fourth Cliff, previsto para el 2034. Este último aportaría capacidad de regulación mediante su operación en cascada con la planta Reventazón.
Sin embargo, ese plan de expansión muestra que el sistema todavía requeriría capacidad térmica adicional y contempla contratar un nuevo bloque de 70 MW de generación térmica de alquiler en el 2033 y mantenerlo hasta el 2036.