¿Por qué Costa Rica tiene solo 0.15% de energía solar? El efecto Averch-Johnson y la reforma eléctrica de 2026

Costa Rica genera 69.74% de su electricidad con hidroeléctricas y una fracción mínima con energía solar, dentro de un 0.53% combinado de biomasa y solar (DOCSE 2023, vía cobertura de Delfino, febrero 2024). El país tiene radiación solar suficiente para sostener una matriz con mucho más sol y mucho menos agua. El obstáculo no es tecnológico ni geográfico. Es regulatorio. El esquema tarifario de servicio al costo establecido en la Ley 7593 produce un incentivo estructural a favor de proyectos grandes e intensivos en capital, como las represas, y en contra de la generación distribuida. Este artículo explica cómo opera ese incentivo, qué casos concretos lo demuestran, y qué propone la Ley de Armonización Eléctrica (Expediente 23.414) para corregirlo. Al cierre de mayo de 2026, el proyecto está en discusión en plenario y no ha sido aprobado, en medio de un debate político donde sus críticos lo rebautizaron como “Ley Apagón”.

El ICE no es el villano. El esquema regulatorio sí. Y, sorprendentemente, en mayo de 2026 el propio presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña, reconoció ante la Asamblea Legislativa que el modelo vigente es obsoleto.

¿Por qué Costa Rica tiene solo 0.15% de matriz solar?

La composición de la matriz eléctrica costarricense en 2023 fue:

Fuente: Dirección Sectorial de Energía (DOCSE), MINAE, 2023, vía cobertura de Delfino (febrero 2024). Total de producción del Sistema Eléctrico Nacional en 2023: 11,939.72 GWh.

De ese 0.53% de biomasa y solar combinados, la energía solar representa una fracción mínima (datos disponibles públicamente oscilan entre 0.15% y 0.20% dependiendo del corte temporal). Al cierre de 2023, Costa Rica contaba con apenas 3,528 generadores distribuidos en todo el país, según datos de ARESEP. En junio de 2024, el presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña, reconoció públicamente la necesidad de diversificar la matriz y contratar nueva capacidad renovable (Energía Estratégica, junio 2024).

El dato es inusual porque Costa Rica está entre los países con mayor radiación solar por kilómetro cuadrado de la región. La República documentó que el país desaprovecha el tercer mejor potencial solar del continente americano. La explicación no está en el sol. Está en el incentivo regulatorio que define qué tipo de proyectos elige construir el operador monopólico del sistema, y en una estructura tarifaria que penaliza directamente la generación solar distribuida.

¿Qué es el efecto Averch-Johnson y por qué premia las represas?

En 1962, los economistas Harvey Averch y Leland L. Johnson publicaron “Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint” en American Economic Review (52(5), pp. 1052-1069). Identificaron que cuando una empresa regulada opera bajo un esquema de tasa de retorno sobre base tarifaria, es decir, cuando se le permite cobrar un rédito porcentual sobre el valor contable de sus activos, tiene un incentivo estructural a sobreinvertir en capital. Cuanto más caros sean los activos, mayor es el rédito permitido en términos absolutos.

ARESEP confirmó en noviembre de 2024 que el ICE opera bajo este esquema de tasa de retorno con rédito sobre base tarifaria (ARESEP, estudio tarifario al ICE, noviembre 2024). El principio de servicio al costo de la Ley 7593 se traduce, en la práctica, en la fórmula clásica del modelo Averch-Johnson: costos operativos reconocidos, depreciación, y un rédito calculado como porcentaje del valor neto de los activos productivos.

En la práctica costarricense, esto significa que una represa hidroeléctrica de 200 millones de dólares genera más rédito permitido que un parque solar de 30 millones que produce la misma cantidad de energía. El esquema no premia eficiencia ni costo por kilovatio-hora producido. Premia tamaño y costo del activo registrado en la base tarifaria. La consecuencia es predecible: el ICE invierte en hidroeléctrica grande, no en solar distribuida.

El efecto tiene tres consecuencias documentadas en la literatura económica regulatoria desde hace seis décadas:

1. Sesgo hacia el capital intensivo: se prefieren proyectos con activos grandes sobre tecnologías de menor inversión inicial.
2. Sub-óptima asignación de recursos: el sistema termina con más capital del económicamente eficiente.
3. Desincentivo a la innovación: tecnologías nuevas y modulares, como solar distribuida y baterías, no acumulan suficiente base tarifaria para ser atractivas bajo este esquema.

Costa Rica exhibe los tres síntomas. La consecuencia visible para el sector empresarial es directa: el costo industrial promedio de electricidad en el país es 13.8 centavos de dólar por kWh, frente a 7.95 centavos en Estados Unidos. Las tarifas industriales costarricenses a finales de 2024 eran 42% más caras que las estadounidenses (Semanario Universidad, 2024). Para industrias donde la electricidad representa más del 50% del consumo energético, esto es la principal pérdida de competitividad reportada por la Cámara de Industrias.

¿Por qué el ICE no renovó los contratos privados en 2020?

En 2020, el ICE decidió no renovar los contratos vencidos con generadores privados constituidos bajo la Ley 7200 de 1990. El informe IN-0021-IE-2021 de ARESEP, publicado el 25 de febrero de 2021, comparó los costos por kilovatio-hora de generación pública y privada en 2019:

Fuente: ARESEP, informe IN-0021-IE-2021, febrero 2021.

El ICE rechazó energía cuyo costo promedio era menos de la mitad del suyo. Las plantas privadas más eficientes producían a una doceava parte del costo del Grupo ICE. Esa decisión no fue irracional desde la perspectiva del ICE bajo el esquema regulatorio entonces vigente.

La explicación está en el modelo de la Ley 7200. Bajo ese régimen, los generadores privados solo podían vender al ICE. El ICE era el único comprador mayorista posible. Sin contrato de compra, las plantas privadas no tenían mercado. Para el ICE, comprar a un privado significaba reconocer ese costo como gasto operativo, no como activo propio. La compra no incrementaba la base tarifaria del ICE, por lo tanto no generaba rédito adicional. En cambio, construir generación propia, aunque fuera más cara por kilovatio-hora, sí incrementaba la base tarifaria y sí generaba rédito.

El sistema, en consecuencia, premió que el ICE desplazara energía privada barata y la sustituyera por generación propia más cara. Las tarifas al usuario subieron. El costo del sistema subió. El rédito del ICE también.

¿Qué es el impuesto al sol en Costa Rica?

La Ley 10086, Ley para la Promoción de la Generación Distribuida para Autoconsumo, publicada en La Gaceta el 7 de enero de 2022, junto con la metodología tarifaria de ARESEP, establece un cargo por uso de red para los generadores distribuidos que vuelcan excedentes al sistema. ARESEP lo llama formalmente “tarifa de acceso”. El público lo conoce como impuesto al sol.

El razonamiento técnico del cargo es que los generadores distribuidos, al inyectar excedentes a la red, usan la infraestructura de transmisión y distribución sin contribuir a sus costos fijos en la proporción que lo hacen los consumidores convencionales. El cargo busca recuperar ese costo fijo.

El efecto práctico es severo. La metodología de ARESEP vigente desde el 1 de noviembre de 2024 establece un cargo de entre ¢16 y ¢30 por cada kilovatio-hora generado en el panel solar (no por kilovatio-hora consumido). El CNFL aplica las tarifas más altas que la fórmula permite, lo que ha resultado en cobros hasta 400% superiores a clientes con paneles solares respecto a su factura previa, según cobertura de La Nación y La República.

La consecuencia operativa documentada: usuarios con paneles instalados han desconectado sus plantas porque dejaron de ser rentables. Costa Rica registra un retroceso en la instalación de generación distribuida solar durante 2023 y 2024, en sentido contrario a la tendencia global. El payback period de un sistema solar residencial costarricense se extiende a niveles donde la inversión deja de ser atractiva para la mayoría de hogares y comercios. El impuesto al sol no fue diseñado para desincentivar el sol de forma explícita, pero esa es su consecuencia operativa observable.

Lo que vemos en el despacho

En el despacho atendemos consistentemente a inversionistas extranjeros que se sorprenden al evaluar la apertura de operaciones o la adquisición de propiedades en Costa Rica por dos datos: el costo absoluto de la electricidad respecto a sus jurisdicciones de origen, y el alcance del impuesto al sol cuando proyectan generación propia para mitigar ese costo. La expectativa inicial es típicamente que Costa Rica, como país de energía mayoritariamente renovable, debería ofrecer tarifas competitivas y trayectoria solar accesible. La realidad operativa es la opuesta.

Un caso concreto: un cliente con proyecto de inversión en Guanacaste tuvo que detener su inversión al cuantificar las limitaciones del esquema regulatorio actual sobre generación propia y compra de energía. El proyecto, viable bajo otros marcos jurisdiccionales, dejó de ser financieramente atractivo bajo la combinación de impuesto al sol, monopolio de compra mayorista y costo tarifario actual. Casos similares se repiten en hotelería, agroindustria y comercio de escala media en Guanacaste y otras zonas con alta exposición solar.

¿Cuánto cobraron ARESEP y el ICE de más a los usuarios?

El informe DFOE-SOS-IAD-00002-2025 de la Contraloría General de la República, publicado en mayo de 2025, identificó dos hallazgos económicos significativos:

Hallazgo 1: omisiones en liquidaciones tarifarias. Los usuarios pagaron tarifas eléctricas más altas de las que correspondían durante 2023 y 2024 porque ARESEP omitió reconocer correctamente las liquidaciones del ICE:

• Sobrecargo en 2023: ¢28,820 millones
• Sobrecargo en 2024: ¢29,056 millones
• Total: aproximadamente ¢58,000 millones, equivalentes a 108 millones de dólares

Hallazgo 2: cambio en frecuencia del Costo Variable de Generación (CVG). El cambio de frecuencia del CVG de trimestral a anual, solicitado por el ICE y aprobado por ARESEP, generó un costo acumulado de ¢128,000 millones en compra de combustibles térmicos e importación de energía. Ese monto se trasladó a las tarifas de los usuarios.

Fuente: Contraloría General de la República, informe DFOE-SOS-IAD-00002-2025; cobertura en Semanario Universidad y Delfino.

La Contraloría detectó errores en el control que ARESEP debía ejercer sobre las liquidaciones del ICE, y cuestionó decisiones específicas que aumentaron tanto el costo del sistema como el riesgo de racionamiento. El monto combinado supera ¢186,000 millones (~$346 millones USD) de impacto en dos ejercicios fiscales.

¿Qué hace realmente la Ley de Armonización Eléctrica (Expediente 23.414)?

El Expediente 23.414, Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, en discusión en plenario de la Asamblea Legislativa al cierre de mayo de 2026 y sin haber sido aprobado todavía, propone modificar el esquema regulatorio en cinco frentes (Delfino, mayo 2026; La Nación, 21 de mayo de 2026; El Observador, mayo 2026):

Lo que hace

1. Crea un Mercado Eléctrico Nacional mayorista. La energía pasa a comercializarse en un mercado organizado, con precios que reflejan oferta y demanda real, en lugar de tarifas administrativas calculadas sobre la base de activos.
2. Permite a productores privados vender directamente a grandes consumidores. Se elimina el monopolio de compra mayorista del ICE. Empresas con consumo elevado pueden contratar energía directamente con generadores privados.
3. Separa la administración comercial del operador del sistema. Las funciones de despacho técnico, administración del mercado y comercialización dejan de concentrarse en una sola entidad.
4. Introduce despacho vinculante por orden de mérito económico. El sistema despacha primero las plantas más baratas, no las del operador dominante. Esto crea presión real sobre el costo del sistema.
5. Crea ECOSEN. Un ente público autónomo nuevo que asume las funciones de planificación del sistema, operación del despacho, administración del mercado mayorista y coordinación con el Mercado Eléctrico Regional (MER). Estas funciones se trasladan del ICE a ECOSEN.

Lo que no hace

Es igualmente importante delimitar lo que la reforma no propone:

• No privatiza el ICE. El ICE continúa operando como generador, distribuidor y comercializador, conservando sus activos.
• No vende activos públicos. Las plantas, las líneas de transmisión y la infraestructura del ICE permanecen en propiedad estatal.
• No elimina el principio de universalidad del servicio. La obligación de atender a todos los usuarios, incluyendo zonas rurales y de baja densidad, se mantiene.
• No retira la regulación de ARESEP. ARESEP conserva sus competencias regulatorias sobre tarifas finales al usuario y sobre la operación del sistema.

Posiciones encontradas en mayo de 2026

El debate del Expediente 23.414 ha encendido fuego cruzado significativo:

A favor de la reforma: la Cámara de Industrias, la Cámara de Comercio, sectores empresariales orientados a exportación, el oficialismo (PPSO), y el propio presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña, que declaró ante la Asamblea Legislativa que el modelo vigente es obsoleto.

En contra: críticos rebautizaron el proyecto como “Ley Apagón”. La oposición incluye al Partido Liberación Nacional (PLN), Frente Amplio, juventudes de PAC y PLN, sindicatos del ICE, FECON, la Liga Cívica Nacional, y la ex-primera dama Claudia Dobles. Argumentan que la reforma puede traer incrementos tarifarios, debilitamiento del ICE, mayor riesgo de racionamiento, y presión sobre ríos y territorios indígenas.

La aritmética parlamentaria al momento del debate es incierta. La reforma requiere mayoría calificada de 38 votos en segundo debate, y al cierre de mayo de 2026 la coalición a favor no tenía esos votos asegurados. El proyecto sigue sin aprobarse. El resultado de la votación es la variable abierta de este momento legislativo.

El debate también revive una discusión que tiene veinticinco años en Costa Rica: la apertura del sector eléctrico se discutió por primera vez en los años noventa, con la Ley 7200 de 1990 como expresión parcial de esa apertura.

Objeciones de técnica legislativa

Más allá del debate político, el proyecto recibió señalamientos concretos sobre la redacción del articulado. Conviene anotar, sin entrar en polémica, que la legislación costarricense arrastra una recurrencia de deficiencias de técnica legislativa: leyes cuya intención de fondo es razonable pero cuya redacción genera fricción interpretativa, vacíos de delimitación competencial o delegaciones reglamentarias muy amplias. El Expediente 23.414 no escapa a esa tradición. Tres artículos fueron mencionados con particular insistencia:

• Artículo 6 (creación de ECOSEN). El proyecto crea al nuevo ente operador y planificador como órgano de desconcentración máxima adscrito al MINAE, pero no deroga ni ajusta las competencias correlativas que la Ley Orgánica del ICE (Ley 449) atribuye al ICE sobre planificación nacional y control del despacho a través del CENCE. La coexistencia simultánea de ambas atribuciones, sin tabla de transición ni delimitación expresa, deja un riesgo de duplicidad funcional que la doctrina administrativa históricamente desaconseja.
• Artículo 14 (Reglamento del Mercado Eléctrico Mayorista). Remite al Reglamento Ejecutivo la definición de las condiciones de operación, los mecanismos de subasta y los criterios de liquidación financiera del mercado. Estos elementos integran el núcleo esencial del régimen económico y, bajo el principio de reserva de ley, suelen recomendarse fijados en la propia ley. Una delegación tan abierta concentra en el Ejecutivo una facultad regulatoria cuya estabilidad jurídica conviene anclar legislativamente para proteger la previsibilidad contractual del nuevo mercado.
• Artículo 22 (silencio positivo en interconexión). Establece un plazo de treinta días hábiles para resolver solicitudes de interconexión a la red de transmisión o distribución, con silencio positivo a favor del solicitante si la administración no responde. Los estudios necesarios para autorizar una interconexión —flujos de carga, estabilidad dinámica, capacidad de cortocircuito— habitualmente requieren plazos de simulación que exceden ese horizonte. Un silencio positivo automático en un sector con riesgo físico de cascada plantea preguntas legítimas sobre la estabilidad operativa del Sistema Eléctrico Nacional.

Estas observaciones no invalidan el fondo del proyecto, pero ilustran que la calidad de la redacción legislativa es, en sí misma, un factor de éxito de cualquier reforma estructural. Una eventual segunda iteración del expediente podría corregir estos puntos sin abandonar la dirección general de apertura de mercado.

Lectura desde el despacho

El Gobierno actual está probando la resistencia al cambio de sectores que históricamente se han atrincherado en discursos de bien social para impedir la transformación en áreas específicas. Esto ocurre en múltiples sectores del país, no solo en el eléctrico. Esperamos que el ejecutivo, utilizando su mayoría legislativa, pueda promover los cambios estructurales pendientes.

La Ley de Armonización Eléctrica representa una solución no agresiva, que propone una apertura gradual y controlada del mercado, sin desmontar la institucionalidad pública del sector. Por ese motivo la consideramos adecuada para el momento del país.

¿Qué cambia para empresas y consumidores costarricenses?

Para empresas grandes con alto consumo

Una vez operativo el mercado mayorista, las empresas con consumo elevado podrán negociar contratos directos de suministro con generadores privados, incluyendo solares y eólicos. Esto les permite reducir el costo energético desde el actual diferencial de 42% sobre el costo industrial de Estados Unidos, y comprometer compras de energía limpia con precios estables a largo plazo. La negociación directa también facilita estructurar contratos por demanda específica. Para industrias donde la electricidad representa más del 50% del costo energético, el potencial de mejora competitiva es directo.

Para inversionistas en generación

Los productores privados, incluyendo nueva entrada solar y eólica, dejarán de depender exclusivamente del ICE como comprador. Esto cambia radicalmente la viabilidad financiera de proyectos: con mercado mayorista, el modelo de negocio se acerca al de jurisdicciones con mercados eléctricos competitivos como Colombia, Chile o Perú. La Ley 7200 limitó la entrada privada al 15% de la capacidad nacional bajo contratos con el ICE. El nuevo régimen elimina ese techo y abre el mercado.

Para consumidores residenciales

En el corto plazo, los cambios directos serán limitados. En el mediano plazo, mayor competencia en la generación debería reducir el costo total del sistema, lo que puede traducirse en menores aumentos tarifarios futuros. El impacto neto dependerá de la velocidad con que el mercado mayorista madure y de cómo ARESEP traslade los costos del sistema a las tarifas finales. Los críticos argumentan que el efecto podría ser el contrario: incrementos tarifarios bajo un nuevo régimen comercial.

Para la generación distribuida solar

La reforma 23.414 no aborda directamente el impuesto al sol de la Ley 10086. La generación distribuida residencial y comercial sigue sujeta al cargo por uso de red bajo la metodología actual de ARESEP. Para destrabar la generación solar distribuida se requiere reforma adicional, posiblemente modificando la Ley 10086 o la metodología tarifaria. La diputada Kattia Cambronero Aguiluz convocó en 2025 un foro en la Asamblea Legislativa específicamente sobre este tema, sin que se haya traducido en proyecto de ley formal hasta el momento.

Definiciones clave

Servicio al costo. Principio de la Ley 7593 según el cual las tarifas de servicios públicos deben cubrir los costos económicos del servicio, incluyendo un rédito razonable sobre el capital invertido.

Base tarifaria. Valor neto de los activos productivos sobre el cual se calcula el rédito permitido a la empresa regulada.

Tasa de retorno permitida. Porcentaje de rédito que el regulador autoriza calcular sobre la base tarifaria. En Costa Rica, lo establece ARESEP en estudios tarifarios periódicos.

Mercado mayorista. Plataforma de transacciones de energía al por mayor entre generadores, comercializadores y grandes consumidores. La reforma 23.414 lo crea por primera vez en Costa Rica.

Despacho. Orden en que el operador del sistema activa las plantas de generación para cubrir la demanda en tiempo real. Bajo despacho vinculante por orden de mérito, se despacha primero la energía más barata.

Generación distribuida. Generación eléctrica conectada al sistema en niveles bajos de tensión, típicamente paneles solares en techos residenciales o comerciales.

Costo Variable de Generación (CVG). Componente de la tarifa eléctrica que recupera los costos variables del despacho, principalmente combustibles para plantas térmicas. Históricamente trimestral, fue cambiado a anual a solicitud del ICE, decisión cuestionada por la Contraloría.

ECOSEN. Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional. Institución pública autónoma que crea el Expediente 23.414 para administrar el mercado mayorista, ejecutar el despacho y coordinar la operación técnica del sistema interconectado. Asume funciones que hoy tiene el ICE.

Fundamento legal

La regulación del sector eléctrico costarricense se construye sobre las siguientes normas:

• Ley N.º 7593 (1996), Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Establece el principio de servicio al costo y las competencias de ARESEP.
• Ley N.º 7200 (1990), Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela. Permitió la entrada de generación privada hasta 15% de la capacidad nacional bajo contratos con el ICE. Limita proyectos individuales a 20 MW.
• Ley N.º 8345 (2003), Ley de Participación de las Cooperativas y Empresas Municipales en el Sector Eléctrico. Habilita a cooperativas de electrificación rural y empresas municipales como prestadores autorizados.
• Ley N.º 10086 (2022), Ley para la Promoción de la Generación Distribuida para Autoconsumo. Publicada en La Gaceta el 7 de enero de 2022. Base legal del cargo por uso de red conocido como impuesto al sol.
• Expediente 23.414 (2026), Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional. En discusión en plenario al cierre de mayo de 2026, sin aprobación todavía.

Para consultar el texto oficial de estas leyes, el Sistema Costarricense de Información Jurídica es la fuente autoritativa.

Preguntas frecuentes

¿Costa Rica produce energía limpia?

Sí. El 94.91% de la matriz eléctrica costarricense proviene de fuentes renovables (DOCSE 2023). El problema no es la limpieza de la generación, sino su composición y costo. La concentración en hidroeléctrica grande genera vulnerabilidad por estiaje y costo de capital elevado, además de bloquear el desarrollo solar.

¿La reforma elimina al ICE?

No. El ICE continúa operando como generador, distribuidor y comercializador. La reforma le retira el monopolio de compra de energía mayorista, traslada las funciones de planificación, despacho y administración del mercado a ECOSEN, y permite contratos directos entre productores privados y grandes consumidores. La universalidad del servicio y la regulación de ARESEP se mantienen.

¿Por qué se llama “Ley Apagón”?

Los críticos de la reforma rebautizaron el proyecto como “Ley Apagón” argumentando que su aprobación podría aumentar el riesgo de racionamientos al fragmentar la coordinación operativa del sistema, debilitar al ICE y trasladar funciones críticas a un nuevo ente sin trayectoria operativa. Los defensores rechazan ese diagnóstico y argumentan que el despacho vinculante por mérito económico mejora la confiabilidad del sistema. La denominación es política, no técnica.

¿Qué pasa si soy consumidor residencial?

En el corto plazo, poco cambio directo. En el mediano plazo, mayor competencia en la generación debería reducir costos del sistema, lo que puede traducirse en menores aumentos tarifarios futuros. El impacto neto dependerá de la velocidad de implementación del mercado mayorista y de cómo ARESEP traslade los menores costos a las tarifas finales. Los críticos sostienen lo contrario.

¿Pueden los productores privados generar libremente bajo la reforma?

Sí, con condiciones. La reforma permite contratos directos con grandes consumidores y participación en el mercado mayorista. La regulación de ARESEP, los permisos ambientales de SETENA y la planificación del sistema siguen aplicando. La reforma cambia el modelo comercial, no las condiciones técnicas y ambientales para instalar nueva capacidad.

¿La reforma elimina el impuesto al sol?

No. La Ley 10086 y la metodología tarifaria de ARESEP sobre cargo por uso de red para generación distribuida siguen vigentes. La reforma del Expediente 23.414 opera sobre transacciones de gran escala, no sobre el régimen de generación distribuida residencial y comercial. La transformación del impuesto al sol requeriría reforma adicional, ya sea modificando la Ley 10086 o la metodología tarifaria que aplica ARESEP.

¿Cuándo entra en vigor la reforma si se aprueba?

El expediente 23.414 sigue en discusión en plenario al cierre de mayo de 2026 y no ha sido aprobado todavía. Si el plenario lo aprueba en segundo debate por mayoría calificada (38 votos) y el ejecutivo lo firma, el reglamento de aplicación tomará entre seis y doce meses adicionales antes de que el nuevo régimen opere plenamente en la práctica. La transición tendrá fases. La constitución de ECOSEN como ente autónomo también es un proceso institucional que requiere tiempo.

¿Qué pasa con los contratos vigentes de la Ley 7200?

Los contratos vigentes mantienen sus términos hasta vencimiento. La reforma no es retroactiva. Los nuevos contratos, una vez operativo el mercado mayorista, se negociarán bajo el nuevo régimen. Los generadores privados cuyos contratos vencieron sin renovación entre 2020 y 2025 podrían reactivar operación bajo el nuevo marco, sujeto a viabilidad técnica y comercial.

¿Costa Rica se queda con dependencia hidroeléctrica?

No necesariamente. Una vez funcione el mercado mayorista, los proyectos solares y eólicos privados tendrán viabilidad financiera real porque podrán contratar directamente con grandes consumidores. La diversificación es estructuralmente probable bajo el nuevo régimen, aunque la velocidad dependerá de cuánto capital privado entre al mercado costarricense y de si la reforma 23.414 se aprueba.

¿Es cierto que las tarifas industriales costarricenses están 42% sobre las estadounidenses?

Sí. El costo industrial promedio de electricidad en Costa Rica es 13.8 centavos de dólar por kWh, frente a 7.95 centavos en Estados Unidos al cierre de 2024. La Cámara de Industrias identifica el costo de electricidad como el principal factor de pérdida de competitividad para industrias costarricenses (Semanario Universidad, 2024).

Para el análisis completo del Expediente 23.414 y los próximos capítulos de esta serie sobre la reforma eléctrica costarricense, siga el Substack del autor. Para consultas legales sobre inversión en el sector energético costarricense bajo el régimen actual o el régimen propuesto, contacte Mora, Yglesias & Asociados.

Artículo escrito por Lic. Manuel Yglesias Mora, Carné 27673, Colegio de Abogados de Costa Rica, con asistencia de inteligencia artificial. Todo el contenido fue revisado, editado y supervisado personalmente por el autor.

Este artículo tiene fines informativos y de análisis, y no constituye asesoría ni consejo legal. Para la ejecución de cualquier acción derivada de los temas tratados, por favor contáctenos.

Manuel Yglesias Mora

myglesiasm@morayglesias.com Más artículos del autor