- Mediante una asociación de larga data con el BID, Costa Rica amplió la generación de energía geotérmica y modernizó sus sistemas de transmisión y distribución para fortalecer el sector de la energía.
- Respaldadas por un financiamiento de US$200 millones del BID, estas inversiones mejoraron la resiliencia ante los eventos meteorológicos extremos, desatascaron los cuellos de botella del sistema, redujeron los apagones y mejoraron la calidad del servicio a los consumidores.
El sistema eléctrico de Costa Rica se basa desde hace tiempo en un alto porcentaje de generación renovable, en el que la energía hidroeléctrica ha representado aproximadamente el 70% del total de la oferta de electricidad a lo largo de varias décadas.
Si bien esta estructura apoyaba un crecimiento bajo en carbono, también aumentaba la exposición del sistema a los impactos relacionados con el clima, particularmente las sequías, que reducían la disponibilidad de energía hidroeléctrica e incrementaban la dependencia de la generación térmica y de las importaciones. Al mismo tiempo, el aumento de la demanda y el envejecimiento de las infraestructuras ejercían más presión sobre las redes de transmisión y distribución, lo cual suscitaba inquietudes sobre la fiabilidad, los costos y la resiliencia del sistema.
Para abordar este desafío, y como parte de una colaboración de larga data con el Banco Interamericano de Desarrollo para fortalecer el sector eléctrico, el país implementó el primer Programa de energía renovable, transmisión y distribución de electricidad y amplió la generación geotérmica para mejorar la fiabilidad, resiliencia y capacidad del sistema para gestionar los impactos climáticos y económicos.
Apoyado por una Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión del BID de US$ 200 millones, el programa se basa en un enfoque a largo plazo, programático y selectivo, del desarrollo del sector eléctrico que se remonta al primer compromiso del BID con Costa Rica en los años sesenta.
Con este enfoque cimentado en inversiones por etapas, una planificación a nivel de todo el sistema y un fortalecimiento institucional sostenido, el país ha superado de manera progresiva un modelo basado predominantemente en la energía hidroeléctrica para incorporar fuentes de energías renovables como la energía geotérmica y, posteriormente, la generación eólica y fotovoltaica, junto con iniciativas destinadas a reforzar las capacidades de transmisión y a modernizar las redes de distribución.
Diseño e implementación del programa
Además de ampliar la generación geotérmica, que proporciona una base de energía estable y en buena medida independiente de las condiciones climáticas, este último proyecto financió modernizaciones de la infraestructura de transmisión y distribución para abordar los cuellos de botella, reducir los apagones y mejorar la calidad del servicio a los consumidores. Las inversiones también se alineaban con la participación de Costa Rica en el mercado eléctrico regional de América Central, lo que permitió un mayor uso de intercambios regionales de energía para gestionar la variabilidad de la oferta.
La estructura programática permitió realizar ajustes a lo largo del tiempo como respuesta a las condiciones cambiantes. Durante los períodos de dificultades fiscales y disrupciones en la implementación relacionadas con la pandemia de la COVID-19, se destinaron recursos a inversiones técnicamente preparadas, lo que permitió que la implementación continuara sin comprometer los objetivos básicos del proyecto.
Resultados medibles en la cadena de valor de la electricidad
El programa produjo resultados medibles en la generación, transmisión y distribución:
- La capacidad de energía renovable aumentó con la puesta en funcionamiento de la planta geotérmica de Las Pailas II, de 55 MW. Así, se incrementó la capacidad geotérmica instalada pasando de 206 MW en 2018 a 261 MW en 2025. Por otro lado, el programa financió la adquisición de 1.415 hectáreas de terreno para el proyecto geotérmico Borinquen I, cuya puesta en funcionamiento está programada para 2029.
- La fiabilidad de la transmisión mejoró significativamente: el tiempo de energía no distribuida debido a desperfectos disminuyó de 31 a 10 minutos al año entre 2018 y 2025 y se llevó a cabo la modernización digital de 56 subestaciones, lo que también contribuyó a una mayor capacidad de intercambio con el mercado eléctrico regional.
- La calidad de la distribución del servicio mejoró gracias a la modernización de 273 km de líneas de distribución, la modernización de 117 circuitos, la instalación de 212.600 contadores inteligentes y el reemplazo del alumbrado público con 67.457 farolas LED. Como resultado, la frecuencia de las interrupciones del servicio disminuyó a 5,26 incidencias al año y la duración media de los apagones disminuyó a 10,22 horas.
- Los resultados de la participación laboral superaron las metas iniciales y la participación femenina en las actividades relacionadas con la construcción aumentó del 1,5% a, aproximadamente, el 11%, lo que demuestra que las inversiones en infraestructura pueden incrementar la participación de las mujeres en los sectores técnicos cuando en la implementación se incorporan medidas que promueven la igualdad entre hombres y mujeres.
Lecciones aprendidas
La experiencia de Costa Rica pone de relieve varias lecciones importantes para la transformación de los sistemas eléctricos. En primer lugar, los aumentos de resiliencia son mayores cuando las inversiones se destinan al conjunto del sistema eléctrico, combinando la diversificación de la generación con la modernización de la red.
En segundo lugar, los instrumentos de financiamiento flexible apoyan la continuidad y la adaptabilidad en un contexto de incertidumbre, lo que permite a los países responder a los impactos externos mientras mantienen sus objetivos a largo plazo. En tercer lugar, las inversiones en subestaciones digitales y la modernización de los contadores y las redes pueden generar mejoras sostenidas en fiabilidad y eficiencia operativa.
En general, el programa ilustra cómo un enfoque programático fundamentado en una planificación a largo plazo, un financiamiento adaptable y una implementación basada en evidencia, puede fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico a la vez que favorecer la prestación de servicios y un mayor desarrollo.