El expediente 23.414 propone crear un nuevo Mercado Eléctrico Nacional (MEN) para organizar la compra y venta de energía, potencia, transporte eléctrico y servicios auxiliares entre agentes habilitados. En papel, eso suena técnico y ordenado. Pero la pregunta de fondo es muy concreta: ¿qué pasa si las señales del mercado no coinciden con las necesidades de la gente?
El punto no es negar que el sistema eléctrico necesite planificación, inversión y nuevas tecnologías. Claro que las necesita. El problema es otro: si el diseño de mercado premia principalmente los proyectos más rentables, más fáciles de financiar o más atractivos para grandes consumidores, el país puede terminar dejando en segundo plano obligaciones que no siempre son buen negocio, pero sí son esenciales: el servicio universal, la cobertura rural, el respaldo ante sequías, la estabilidad de tarifas y la seguridad energética.
Qué cambia con el MEN
El texto actualizado del proyecto define el MEN como un mercado mayorista donde se transarían energía, potencia, transporte eléctrico, servicios auxiliares, capacidad y desviaciones. También crea un nuevo operador, ECOSEN, que tendría funciones de planificación operativa, administración del mercado, despacho y coordinación del sistema.
En el modelo propuesto, ECOSEN elaboraría el Plan de Expansión de la Generación, Transmisión y otros servicios del Sistema Eléctrico Nacional. ARESEP aprobaría ese plan y los instrumentos regulatorios. Luego, cuando se determine que el sistema necesita nueva capacidad o potencia firme, ECOSEN convocaría subastas para que distintos agentes compitan por contratos.
Eso significa que ya no se trataría únicamente de una planificación pública integrada, donde el país define qué construir y el ICE ejecuta obras estratégicas bajo una lógica de servicio público. El proyecto introduce una lógica distinta: el sistema define necesidades generales y los agentes proponen proyectos para competir.
Energía, capacidad y servicios auxiliares
Para entender el riesgo hay que distinguir tres cosas. La energía es la electricidad que efectivamente se genera y se consume. La capacidad o potencia firme es la disponibilidad de una planta para responder cuando el sistema la necesita, aunque esa planta no genere todos los días. Los servicios auxiliares son apoyos técnicos que ayudan a mantener estable el sistema, como respaldo operativo, respuesta ante contingencias, arranque en negro, seguimiento de demanda o soporte en horas pico.
El proyecto permite que esos productos se remuneren por separado. Una planta podría recibir pagos por energía, por capacidad y por servicios auxiliares. En particular, el cargo de capacidad busca pagar la disponibilidad, aunque la energía no se use, porque esa disponibilidad cubre inversión, mantenimiento y respaldo.
En buen tico: una planta puede cobrar no solo por producir electricidad, sino también por estar lista para entrar cuando el sistema se pone feo, por ejemplo en sequía, alta demanda o emergencia.
Por qué las plantas existentes del ICE no entrarían inicialmente a subasta
El texto da un trato especial a ciertas plantas existentes del ICE que ya respaldan al sistema, como Arenal, Reventazón, Cachí, Pirrís, Angostura y las plantas geotérmicas. Según el proyecto, esas plantas recibirían remuneración por capacidad, energía y servicios auxiliares mediante instrumentos regulatorios, sin tener que competir inicialmente en las subastas.
La razón no se explica de forma política en el texto, pero la lógica técnica es clara: esas plantas ya existen, ya están integradas al sistema y ya cumplen una función de respaldo. Las subastas están pensadas principalmente para contratar nueva capacidad que el sistema necesita agregar, no para decidir si activos estratégicos que ya sostienen la operación nacional siguen existiendo o no.
Esa regla también evita un golpe brusco a la estabilidad del sistema. Si plantas públicas construidas bajo un modelo de planificación de largo plazo quedaran de un día para otro expuestas a competir por ingresos, podría generarse incertidumbre sobre mantenimiento, operación y disponibilidad de infraestructura que el país ya necesita.
Pero la protección tiene un límite importante. El mismo texto dice que las plantas nuevas que construyan el ICE o las empresas distribuidoras después de la ley deberán competir en el MEN y asumir el riesgo. Ahí está el cambio profundo: lo existente se reconoce como respaldo del sistema, pero lo nuevo queda sujeto a reglas de competencia.
El riesgo para las inversiones públicas nuevas
Si una nueva planta del ICE debe competir por contratos de capacidad, el ICE ya no tendría la misma certeza de recuperar inversiones mediante una planificación pública tradicional. Podría preparar un proyecto necesario para el país, pero si no gana la subasta, o si las reglas no reconocen adecuadamente sus costos, la inversión queda financieramente expuesta.
Eso cambia los incentivos. Una empresa privada puede decidir no entrar en proyectos con mucho riesgo, costos altos, permisos complejos o retorno lento. El ICE, históricamente, ha asumido inversiones por razones de país: electrificación, respaldo, cobertura territorial, seguridad energética y tarifas solidarias. Si se le obliga a actuar bajo la misma lógica de riesgo que cualquier agente de mercado, su capacidad de invertir con visión pública puede debilitarse.
El resultado podría ser una paradoja: el país necesita respaldo, pero nadie quiere construirlo si no paga suficiente; entonces se suben los pagos de capacidad para atraer oferentes; y al final esos costos terminan trasladándose a tarifas o cargos regulados.
Cuando el mercado mira primero a los clientes más rentables
Otro riesgo es que los incentivos se alineen mejor con los grandes usuarios empresariales que con los hogares y comunidades. Los grandes consumidores suelen ofrecer demanda estable, contratos grandes, mejor capacidad de negociación y ubicaciones más atractivas para inversiones. Desde la lógica empresarial, eso puede ser racional. Desde la lógica nacional, no necesariamente alcanza.
Costa Rica no puede organizar su electricidad solo alrededor de quienes son más rentables de atender. El sistema también debe garantizar servicio confiable en zonas rurales, comunidades alejadas, hogares de bajos ingresos, pequeños comercios, centros educativos, Ebáis, acueductos comunales y territorios donde llevar y mantener electricidad cuesta más.
Si el MEN no protege con fuerza la universalidad, la solidaridad y el respaldo territorial, el mercado puede funcionar bien para los segmentos atractivos y dejar los costos difíciles para el Estado, el ICE, las distribuidoras públicas o los usuarios finales.
El riesgo urbano y rural no es igual
Para usuarios urbanos residenciales, el riesgo podría sentirse en tarifas más sensibles a cargos de capacidad, servicios auxiliares, desviaciones o costos de respaldo. Aunque el recibo final siga regulado, los costos del mercado no desaparecen: alguien los paga. Si el diseño encarece la contratación de respaldo, esa presión puede terminar en la tarifa.
Para usuarios rurales, el riesgo es más estructural. En zonas de baja densidad, la electricidad puede ser más cara de llevar, mantener y respaldar. Un mercado orientado por rentabilidad tiende a mirar con menos interés esas inversiones. Por eso el principio de servicio universal no puede quedar como una frase bonita: debe estar amarrado con obligaciones, financiamiento y planificación real.
La pregunta clave
La discusión no debería reducirse a si hay más o menos participación privada. La pregunta seria es otra: ¿quién garantiza el sistema completo cuando lo necesario no es lo más rentable?
Ahí está el corazón del riesgo del MEN. Si las subastas, los cargos de capacidad y los servicios auxiliares se diseñan sin una protección fuerte del interés público, el país puede terminar pagando por un mercado que atiende primero las oportunidades de negocio y después las obligaciones sociales.
La electricidad no es cualquier producto. En Costa Rica ha sido base de desarrollo, salud, educación, producción, conectividad y equidad territorial. Por eso, cualquier reforma debe responder con claridad cómo mantendrá la cobertura universal, cómo protegerá a usuarios urbanos y rurales, cómo evitará que los costos difíciles se socialicen mientras las ganancias se concentran, y cómo garantizará que el ICE pueda seguir invirtiendo en obras estratégicas cuando el país las necesite.
El nuevo MEN no solo cambia reglas comerciales. Cambia quién asume riesgos, quién decide inversiones y qué tipo de proyectos reciben señales económicas. Si esas señales no se alinean con el interés público, el problema no será técnico en abstracto: lo van a sentir los hogares, las comunidades y las empresas pequeñas en la calidad del servicio y en el recibo de la luz.