En el primer artículo de esta serie escribí sobre la generación y la subasta mayorista, la parte central de la "ley de armonización eléctrica" (expediente 23.414) que se discute en el congreso. En esta segunda parte me concentro en lo que a mi juicio es la parte más delicada del modelo: la transmisión y la gestión del sistema. Es la más compleja y en la que hay que tener más cuidado, pero aquí podemos aprender de los errores de otros sistemas.
Empecemos por entender qué son la transmisión y la gestión del sistema. La analogía más sencilla es pensar en la red como un tubo: todo lo que entra, en este caso generación de electricidad, tiene que salir instantáneamente en forma de consumo. La transmisión es llevar esa electricidad desde las fuentes hasta los consumidores minimizando las pérdidas. Pero el suministro tiene que estar garantizado no solo en cantidad, sino también en calidad, es decir, la frecuencia y el voltaje deben mantenerse en rangos muy estrechos. Esa es la gestión del sistema. Importa entenderlo porque el sistema eléctrico no es como la venta de tomates en la feria del agricultor, donde a mayor oferta menor precio. En la discusión de la ley se usó esa lógica en ambos bandos, unos para anunciar la quiebra del ICE, otros para prometer rebajas al consumidor. La realidad es más compleja.
En el recibo eléctrico eso se traduce en dos rubros: el cargo por energía, donde cada cliente paga por la electricidad consumida, y el cargo por potencia, donde se paga por la transmisión y la gestión del sistema. El cargo de potencia piénselo como una autopista de peaje: cada usuario paga su parte por usar las líneas, según su consumo máximo.
Si mediante la subasta el mix de fuentes crece de forma desordenada, una gran proporción de la generación puede ser solar y eólica, ambas dependientes del clima. Sus variaciones desestabilizan el balance entre oferta y demanda no solo en cantidad, sino en calidad, y exigen más medidas de gestión conocidas como servicios auxiliares. Este es un problema real. El apagón masivo de la península ibérica de abril de 2025, que dejó a millones sin electricidad por cerca de diez horas y tardó casi un día en restaurarse, no fue causado por las renovables en sí, sino por un sistema con altísima penetración de solar y eólica que carecía de los servicios auxiliares necesarios, en particular control de voltaje e inercia, para absorber una perturbación. El informe final de ENTSO-E fue explícito: el problema fue el control de voltaje, no la fuente de generación. Sin servicios auxiliares adecuados, la alta penetración de renovables variables se vuelve una vulnerabilidad estructural.
Por eso, como indiqué en el artículo anterior, la ley acierta en dejar la mezcla de fuentes en manos de un órgano central y apolítico que priorice la estabilidad del sistema, algo que el ICE ha hecho de manera adecuada hasta ahora. También acierta al dar la competencia exclusiva de la transmisión al ICE y exigirle autonomía operativa en seis meses, garantizando acceso imparcial a todos los agentes. Y menciona la creación de un mercado de servicios auxiliares que la Aresep debe diseñar. Es aquí, en mi opinión, es donde la ley se queda corta y deja al sistema eléctrico nacional vulnerable. Abre la puerta, pero deja el diseño esencial al reglamento y su remuneración a la Aresep.
Esto no es un tema menor. En Alemania, donde se han sustituido fuentes convencionales por renovables variables, más de la mitad de la factura eléctrica corresponde a cargos de red, impuestos y recargos ligados a la integración de renovables. En diciembre de 2025 el gobierno federal tuvo que aprobar un subsidio de 6.500 millones de euros solo para reducir esos cargos y contener el precio final. La consecuencia visible es que, aunque el precio mayorista del kWh baja con más renovables, particularmente las variables, la gestión del sistema se encarece y el precio al consumidor termina subiendo. De ahí la idea en el imaginario colectivo alemán de que las renovables encarecieron la electricidad, cuando el error real fue no diseñar a tiempo cómo pagar la estabilidad del sistema que las incorpora.
Aquí Costa Rica queda ante dos escenarios peligrosos si, como es de esperarse, aumenta la generación privada de fuentes variables. En el primero, el ICE absorbe los costos de estabilidad sin remuneración adecuada y termina con pérdidas económicas considerables en el negocio de transmisión. En el segundo, esos costos se trasladan al usuario y los precios finales suben en espiral, como en el caso alemán. La forma de evitarlo es regularlo desde ahora, no cuando el problema esté encima. Ya sea exigiendo que los generadores de fuentes variables incluyan almacenamiento o reservas firmes, o diseñando una subasta de servicios auxiliares que remunere efectiva pero eficientemente a quienes los provean. Es un tema altamente técnico, pero es el peligro real que hoy convive con la apertura de la generación tal como está en la ley.
Existe una tercera vía para ayudar a la gestión del sistema y reducir la necesidad de servicios auxiliares: la flexibilización de la demanda, en la que los propios consumidores adecuan su consumo a la generación disponible. Ligado a eso, la idea de que la apertura del mercado solo favorece a los grandes consumidores. Pero esos serán los temas del siguiente y último artículo de la serie.