El texto actualizado del expediente 23.414, conocido como proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, ya está disponible para descarga desde la página del proyecto: https://yoprotesto.1fm.online/el-proyecto/.
Descargar Dictamen_23414_TEXTO_ACTUALIZADO.docx
Resumen técnico del texto actualizado
El texto actualizado del expediente 23.414 propone una transformación amplia del sistema eléctrico costarricense. Aunque se presenta como una modernización para mejorar eficiencia, confiabilidad, calidad y costo final, su contenido técnico cambia de manera importante la forma en que se planifica, opera, contrata y comercializa la electricidad en el país. El punto de partida es que la ley aplicaría a todos los agentes del Mercado Eléctrico Nacional, a la ARESEP, al MINAE y al nuevo Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional, conocido como ECOSEN. Además, el texto indica que, en caso de discrepancia, esta ley prevalecería sobre normas anteriores, lo cual le da un peso jurídico fuerte en la reorganización del sector.
Uno de los cambios técnicos centrales está en las definiciones. El proyecto incorpora nuevas figuras de mercado: agentes generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores, agregadores de demanda y grandes consumidores. En términos prácticos, ya no se trataría solo de empresas públicas o distribuidoras con zonas de servicio, sino de un mercado mayorista donde distintos actores podrían comprar, vender, agregar demanda, ofrecer excedentes o participar en servicios auxiliares. El texto también redefine el servicio público: mantiene como servicio público la transmisión y la distribución, pero excluye de esa definición la generación y la comercialización mayorista. Este punto es delicado porque cambia el marco desde el cual se entiende la generación eléctrica y abre más espacio a relaciones contractuales de mercado.
La rectoría queda en manos del MINAE. El ministerio tendría la tarea de dictar políticas públicas, establecer lineamientos para nuevas tecnologías, otorgar títulos habilitantes a generadores, agregadores, grandes consumidores y comercializadores, y realizar la planificación indicativa de la generación. Además, cualquier planta renovable mayor a 5 MW necesitaría autorización del MINAE. Las plantas menores a 5 MW se regirían por la ley de recursos energéticos distribuidos. En otras palabras, el proyecto concentra en el MINAE una función política y habilitante importante, mientras traslada la planificación operativa y comercial a ECOSEN.
El ECOSEN es, probablemente, la pieza institucional más relevante. El texto crea una institución autónoma con independencia técnica, especializada y organizacional, encargada de operar el sistema y el mercado eléctrico. Asumiría funciones de Operador del Sistema y Operador del Mercado, incluyendo la relación de Costa Rica con el Mercado Eléctrico Regional. También tendría a cargo el predespacho, despacho y postdespacho, la planificación operativa de corto y mediano plazo, la administración del Mercado Eléctrico Nacional, el inventario de fuentes de generación y la atención de contingencias en tiempo real. En buen tico: el centro técnico de decisión sobre qué electricidad entra, cuándo entra, cuánto se contrata y cómo se coordina el sistema pasaría a una nueva entidad.
La junta directiva de ECOSEN estaría integrada por cinco miembros: un representante técnico del ICE Transmisión, uno del MINAE, uno de las empresas distribuidoras agrupadas en CEDET, uno de la CNFL y uno del sector privado designado por UCCAEP. El texto exige idoneidad técnica, experiencia profesional y prohibiciones por parentesco o vínculos con agentes del mercado. Sin embargo, desde una lectura técnica, la composición importa porque ECOSEN no solo coordinaría el sistema: también definiría procesos de mercado, recomendaría normativa y administraría información sensible. Su financiamiento vendría de un canon de energía eléctrica pagado por los agentes del mercado, calculado sobre transacciones nacionales, importaciones y exportaciones, con metodología regulada por ARESEP.
El proyecto crea formalmente el Mercado Eléctrico Nacional como un mercado mayorista. En ese mercado se harían transacciones por contratos, transacciones de ocasión y transacciones por desviaciones. El despacho se basaría en criterios de costo mínimo, seguridad operativa y cumplimiento de la demanda nacional. Las redes de transmisión y distribución serían de libre acceso para agentes que cumplan la normativa técnica, sujeto a capacidad, disponibilidad y seguridad de la red. Las distribuidoras tendrían precios regulados para usuarios finales, pero deberían contratar al menos el 90% de su demanda en periodos de uno a cinco años, mediante subastas convocadas por ECOSEN. ARESEP revisaría ese porcentaje cada año.
Desde una perspectiva regulatoria, esto implica pasar de un esquema más integrado y planificado a un esquema donde contratos, ofertas, disponibilidad, desviaciones y cargos de red tendrían que liquidarse con reglas nuevas. La calidad de esas reglas sería determinante para evitar costos ocultos, traslados tarifarios o incentivos mal alineados.
Las subastas son otra parte clave. El texto prevé subastas de energía, capacidad y servicios auxiliares. El Plan de Expansión, elaborado por ECOSEN y aprobado por ARESEP, establecería requerimientos de capacidad o potencia firme. Luego, los agentes competirían por contratos. Los pagos de capacidad remunerarían disponibilidad, incluso si la energía no se usa, para cubrir inversión y mantenimiento. Las plantas existentes del ICE que dan respaldo al sistema recibirían remuneración por capacidad, energía y servicios auxiliares según instrumentos regulatorios, sin tener que competir inicialmente; pero las plantas nuevas del ICE y distribuidoras sí tendrían que competir en las subastas. Este diseño busca señales de mercado, pero también cambia el riesgo económico para las empresas públicas.
En materia regional, el proyecto permite que los agentes habilitados participen en el Mercado Eléctrico Regional, una vez satisfecha la demanda nacional. Los excedentes podrían venderse afuera, y los contratos regionales podrían interrumpirse si ECOSEN lo requiere para atender la demanda interna. Para evitar especulación o acaparamiento, COPROCOM tendría que elaborar un informe anual sobre posibles conductas de retención u ocultamiento de energía para priorizar exportaciones. Además, ARESEP incorporaría multas relacionadas con la especulación, acumulación, retención u ocultamiento de electricidad disponible.
El texto también reforma la Ley de ARESEP para darle más potestades sobre el MEN, ECOSEN, normas técnicas, fiscalización, controversias, servicios auxiliares y libre acceso al sistema. Deroga la Ley 7200, aunque con reglas transitorias: contratos vigentes se mantienen, generadores privados podrían renovar contratos con el ICE mientras ECOSEN no esté listo y ciertas concesiones hidráulicas conservarían validez hasta su vencimiento. Los transitorios fijan plazos para estructura institucional, reglamentos, instrumentos regulatorios, traslado de activos, sistemas y personal del ICE hacia ECOSEN, y autonomía del área de transmisión del ICE. En síntesis, no es una reforma puntual: es una reorganización completa de gobernanza, mercado, operación, planificación, contratación y transición institucional del sistema eléctrico nacional.