Una auditoría de la Contraloría General de la República detectó proyectos con atrasos de hasta 6,6 años, ₡13.437 millones en mayores costos y fallas recurrentes de planificación en la red de transmisión eléctrica. El órgano contralor advierte que las deficiencias pueden comprometer la capacidad del sistema para responder a la demanda eléctrica futura.
La red de transmisión eléctrica de Costa Rica enfrenta atrasos, sobrecostos y debilidades de planificación que podrían convertirse en un obstáculo para atender el crecimiento de la demanda, incorporar nueva generación renovable y garantizar que la infraestructura necesaria entre en funcionamiento cuando el país la requiera.
Así lo determinó la Contraloría General de la República (CGR) en una auditoría especial dirigida al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).
El informe, fechado este 21 de setiembre de 2026, examinó la gestión del ICE para planificar, ejecutar proyectos y asegurar la capacidad de la red, así como el cumplimiento de la regulación relacionada con los servicios auxiliares del sistema eléctrico. El período principal analizado comprendió de enero de 2024 a diciembre de 2025, aunque la fiscalización se amplió cuando fue necesario.
La conclusión de la Contraloría es severa: la gestión presenta incumplimientos en aspectos significativos del marco normativo y técnico, evidenciados en atrasos de proyectos, dificultades para establecer nuevas conexiones y rezagos en la implementación de servicios indispensables para la operación de la red.
Según la CGR, la magnitud y recurrencia de esas deficiencias comprometen la capacidad de la infraestructura para responder a las necesidades presentes y futuras del Sistema Eléctrico Nacional.
Hasta 6,6 años de atraso y ₡13.437 millones adicionales
Uno de los hallazgos más contundentes aparece en los proyectos de expansión de la red de transmisión eléctrica.
La Contraloría determinó que tres de los cinco proyectos que se encontraban en etapa de inversión presentaban atrasos de entre 1,5 y 6,6 años respecto de sus fechas originales de finalización.
Además, dos proyectos registraron incrementos presupuestarios por ₡6.671 millones y ₡5.634 millones, mientras un tercero había superado en aproximadamente ₡1.132 millones el costo total vigente.
En conjunto, los incrementos señalados por el órgano contralor alcanzan aproximadamente ₡13.437 millones.
La auditoría relacionó estas desviaciones con estudios o validaciones técnicas incompletas, riesgos prediales que no se resolvieron oportunamente y limitaciones en la disponibilidad de personal especializado.
El resultado fue una combinación de rediseños, obras que originalmente no estaban contempladas, modificaciones de soluciones constructivas, extensiones de plazos y mayores costos.
Anillo Miravalles casi duplicó su presupuesto
El caso del Refuerzo de Transmisión Anillo Miravalles sobresale por el aumento en su costo.
Su presupuesto pasó de ₡6.962 millones a ₡13.634 millones, un incremento del 95,8%. Al mismo tiempo, acumulaba 2,9 años de atraso y registraba un avance físico de 25,5%, frente al 92,2% que estaba programado.
La Contraloría encontró que durante la etapa de diseño no se realizaron oportunamente los estudios geotécnicos requeridos para validar las condiciones del terreno donde se construiría la Subestación Fortuna.
Cuando el proyecto ya estaba en ejecución se determinó que el sitio seleccionado tenía condiciones incompatibles con el diseño, por lo que fue necesario reubicar la subestación, cambiar la solución constructiva y sustituir la tecnología definida inicialmente.
Otro caso crítico es el Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya, que acumula el mayor atraso entre los proyectos analizados: 6,6 años.
Su costo aumentó en más de ₡5.634 millones —un 23,6%— y su avance físico alcanzaba apenas 47,5%.
Contraloría detecta un patrón, no casos aislados
Uno de los elementos más importantes del informe es que la CGR no atribuye las desviaciones únicamente a problemas particulares de una u otra obra.
La auditoría concluyó que la evidencia revela un “patrón recurrente” en la gestión de los proyectos de transmisión.
Ese patrón incluye estudios o validaciones incompletas, riesgos que no fueron atendidos oportunamente y limitaciones en recursos especializados, problemas que posteriormente terminan traduciéndose en cambios de alcance, atrasos y mayores costos.
La situación preocupa especialmente porque la transmisión es el puente entre los centros donde se genera electricidad y los lugares donde finalmente se consume.
Costa Rica cuenta con casi 3.000 kilómetros de líneas de transmisión y más de 70 subestaciones, en una red que también se interconecta con otros cinco países centroamericanos.
Nuevas conexiones pueden tardar casi 11 meses
Las dificultades tampoco terminan con las obras.
La Contraloría encontró atrasos en las solicitudes para conectar proyectos a la red nacional.
En 33 solicitudes preliminares resueltas entre enero de 2024 y julio de 2026, el ICE tardó en promedio 135 días, aunque hubo casos que alcanzaron los 341 días.
Cuando se consideran conjuntamente las etapas preliminar y definitiva, el tiempo promedio desde que un interesado presentó la primera solicitud hasta obtener un punto de conexión definitivo fue de 324 días naturales, prácticamente once meses.
Dos proyectos de generación solar también enfrentan dificultades.
La CGR determinó que para los proyectos fotovoltaicos Curubandé y Chorotega todavía no se había logrado establecer un punto de conexión viable.
En el caso de Curubandé, su incorporación quedó condicionada al desarrollo de obras de transmisión previstas entre 2029 y 2031.
El riesgo está en el suministro eléctrico del futuro
El informe no señala que Costa Rica enfrente apagones inmediatos. La advertencia es distinta y apunta hacia el mediano y largo plazo.
Si las inversiones continúan retrasándose, existe el riesgo de que la red de transmisión eléctrica no crezca al mismo ritmo que la generación y la demanda.
La propia Contraloría advierte que esto podría restringir la capacidad para transportar la electricidad disponible, conectar nuevas centrales, atender aumentos en el consumo y conservar la flexibilidad operativa requerida por el Sistema Eléctrico Nacional.
El órgano fiscalizador incluso señala que la red puede transformarse en un cuello de botella para el desarrollo del sector eléctrico si los problemas no son corregidos.
Esto adquiere particular importancia ante los planes del país para electrificar transporte y procesos industriales, aumentar la generación renovable y responder al crecimiento de actividades como turismo, construcción e industria.
ICE y ARESEP deberán corregir las deficiencias
La Contraloría emitió una serie de disposiciones dirigidas al ICE y la ARESEP.
Entre otras medidas, ordenó al ICE establecer controles antes de autorizar proyectos de transmisión, mejorar el seguimiento de los recursos técnicos especializados, crear mecanismos para controlar los plazos de las solicitudes de conexión y fortalecer la metodología utilizada para elaborar el Plan de Expansión de la Transmisión.
La CGR también exige una mejor coordinación entre ICE y ARESEP para completar la implementación del modelo de servicios auxiliares, un esquema regulatorio que, pese a estar vigente desde 2019, todavía no ha sido aplicado integralmente.
Las primeras certificaciones sobre varias de las medidas ordenadas deberán entregarse a la Contraloría antes del 15 de diciembre de 2026, mientras otras acciones tendrán seguimiento durante 2027 y hasta 2028.
La advertencia de fondo queda planteada: una infraestructura que llega tarde y cuesta más no representa únicamente un problema administrativo.
