G Informe de Calidad del Suministro de Electricidad 2025 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Contenido Resumen Ejecutivo ....................................................................................................................................... 5 1. Introducción. .................................................................................................................................... 7 2. Evaluación de la continuidad del suministro en el ámbito nacional. .............................. 11 2.1 Panorama Nacional de la Continuidad del Servicio Eléctrico ........................................ 11 2.2 Evolución de la continuidad del servicio eléctrico ........................................................... 13 2.3 Caracterización de las interrupciones.................................................................................. 15 3. Análisis de la incidencia de eventos en la red ...................................................................... 20 3.1. Instituto Costarricense de Electricidad: ICE....................................................................... 22 3.2. Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.: CNFL.............................................................. 22 3.3. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.; COOPELESCA................. 22 3.4. Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.: COOPEGUANACASTE 23 3.5. Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.: COOPESANTOS. ............ 23 3.6. Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.: COOPEALFARORUIZ. ... 23 3.7. Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S. A.: ESPH................................................ 24 3.8. Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago: JASEC. ................................. 24 4. Comportamiento quinquenal del DPIR y del FPI por empresa.......................................... 25 4.1. ICE.................................................................................................................................................. 26 4.2. Compañía Nacional de Fuerza y Luz. ................................................................................... 28 4.3. JASEC ........................................................................................................................................... 31 4.4. ESPH, S.A..................................................................................................................................... 34 4.5. Coopelesca, R.L. ........................................................................................................................ 37 4.6. Coopesantos, R.L. ..................................................................................................................... 39 4.7. Coopeguanacaste, R.L. ............................................................................................................ 42 4.8. Coopealfaroruiz, R.L. ................................................................................................................ 45 5. Evaluación de la calidad de la tensión de suministro eléctrico........................................ 48 5.1. Programa de intervención de transformadores ................................................................. 49 5.2. Programa de evaluación de la tensión: ARESEP-UVECASE.......................................... 50 5.3. Análisis de causas de deficiencias de tensión reportadas por los usuarios............. 51 6. Evaluación de la gestión comercial.......................................................................................... 53 6.1. Atención al usuario. .................................................................................................................. 54 6.2. Quejas ........................................................................................................................................... 56 6.3. Medición ....................................................................................................................................... 58 7. Conclusiones. ................................................................................................................................ 65 8. Reflexiones finales. ...................................................................................................................... 66 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO A........................................................................................................................................................ 69 Circuitos en 2025 con frecuencia promedio de interrupción por abonado superior a la media ponderada del quinquenio 2020-2024. .................................................................................. 69 ANEXO B........................................................................................................................................................ 71 Circuitos en 2025 con tiempo promedio de interrupción por abonado superior a la media ponderada del quinquenio 2020-2024................................................................................................ 71 ANEXO C........................................................................................................................................................ 73 Listado de los circuitos en 2025 con cantidad mayor a 25 interrupciones por flora ............ 73 ANEXO D........................................................................................................................................................ 75 Listado de circuitos en 2025 con 10 o más interrupciones por colisión de vehículos......... 75 ANEXO E. .......................................................................................................................................................... 77 Listado de circuitos en 2025 con 30 o más interrupciones por contacto de fauna ............... 77 ANEXO F. ....................................................................................................................................................... 79 Infografías en alta resolución para consulta detallada ................................................................. 79 Voz de las personas usuarias .............................................................................................................. 79 Continuidad del suministro eléctrico en Costa Rica ......................................................................... 80 Abonados según empresa y tipo de tarifa ......................................................................................... 81 Datos del sector eléctrico 2025 ........................................................................................................... 82 Evolución nacional de la continuidad del servicio eléctrico ............................................................. 83 Caracterización de las interrupciones................................................................................................. 84 Tasas de ocurrencia de principales eventos por kilómetro de red ................................................. 85 Evolución de la continuidad del servicio eléctrico............................................................................. 86 Calidad de la tensión del suministro eléctrico en Costa Rica ......................................................... 87 Gestión de reportes y atención al usuario ......................................................................................... 88 Quejas presentadas por los usuarios ................................................................................................. 89 Parque nacional de medidores ............................................................................................................ 90 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Resumen Ejecutivo El presente informe expone los resultados de la evaluación de la calidad del suministro eléctrico correspondiente al año 2025, realizada por la Intendencia de Energía (IE) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), con base en la información suministrada por las empresas distribuidoras en cumplimiento de la normativa vigente aplicable. En materia de continuidad del suministro, los resultados nacionales muestran una evolución favorable respecto al año anterior. La Frecuencia Promedio de Interrupciones por Abonado (FPI) alcanzó el menor valor de la serie histórica, mientras que la Duración Promedio de Interrupción por Abonado (DPIR) presentó una reducción significativa respecto al 2024. Asimismo, la cantidad de interrupciones registradas en el Sistema Eléctrico Nacional disminuyó, reflejando una mejora general en la continuidad del servicio. No obstante, el análisis por circuitos evidencia que aún persisten diferencias importantes entre empresas distribuidoras y entre zonas geográficas del país. Durante el 2025, el 36,3 % de los abonados fue atendido por circuitos cuyos indicadores de continuidad se ubicaron dentro de los valores normativos de referencia, lo que representa una mejora de 6,8 puntos porcentuales respecto al año anterior. Sin embargo, continúa observándose una marcada heterogeneidad en el desempeño de los distintos circuitos, asociada a factores geográficos, ambientales, tecnológicos y operativos, que requieren estrategias de intervención diferenciadas por parte de las empresas distribuidoras. El análisis de las tasas de ocurrencia de interrupciones permitió identificar que el 87,6 % de los eventos registrados se concentró en siete causas principales: flora, fauna, tormentas eléctricas, fallas en materiales y equipos, viento, colisiones de vehículos y suspensiones programadas. Estos resultados constituyen un insumo relevante para orientar las estrategias de mantenimiento, gestión de activos e inversión hacia aquellos factores que presentan mayor incidencia sobre la continuidad del suministro. Esta información permite solicitar a las empresas distribuidoras planes de acción tendientes a enfrentar las brechas geográficas, enfocando su atención en la atención de principales causas que explican el estado de situación de cada circuito. En cuanto a la calidad de la tensión, los resultados obtenidos mediante el Programa de Intervención de Transformadores y el Programa de Verificación de la Calidad de la Tensión (UVECASE) evidencian un alto nivel de conformidad con la normativa 5 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía vigente. No obstante, las principales oportunidades de mejora continúan concentrándose en aspectos asociados con la regulación de tensión, acometidas extensas, desbalances de carga y fallas en conexiones, elementos que pueden ser atendidos mediante acciones focalizadas en el mantenimiento. Desde la perspectiva de la gestión comercial, el análisis de los reportes de usuarios, las quejas y la infraestructura de medición muestra que las empresas distribuidoras mantienen, en términos generales, adecuados niveles de atención y resolución; sin embargo, persisten diferencias importantes entre empresas tanto en la incidencia de reportes como en el grado de modernización de sus sistemas de medición. En particular, las cooperativas de electrificación rural continúan liderando el despliegue de tecnologías avanzadas de medición, mientras que aún existen oportunidades de modernización en parte del parque nacional de medidores. En conjunto, los resultados del presente informe evidencian una evolución positiva de la calidad del suministro eléctrico durante el 2025, especialmente en materia de continuidad del servicio. Al mismo tiempo, ponen de manifiesto la importancia de mantener un enfoque regulatorio basado en evidencia, que permita orientar las inversiones hacia los factores de mayor incidencia, fortalecer la supervisión de la calidad del servicio y promover la mejora continua en beneficio de las personas usuarias del servicio público de electricidad. 6 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 1. Introducción. En Costa Rica, el servicio público de electricidad consta de cuatro etapas relacionadas que determinan el suministro a la población, las cuales son generación, transmisión, distribución y comercialización. La etapa de distribución y comercialización se brinda por medio de las redes de media y baja tensión de las empresas públicas: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A (CNFL, S.A.); las empresas municipales: Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A. (ESPH, S.A.) y Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC); y las cooperativas de electrificación rural: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos (COOPELESCA R.L.), Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz (COOPEALFARORUIZ, R.L.), Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos (COOPESANTOS, R.L.) y Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE, R.L.). Además, en 2025, se superaron los dos millones de abonados, llegando a 2.043.471. Se generó un total de energía eléctrica de 13.188 GWh. Los intercambios con Centroamérica fueron aproximadamente 180 GWh de importación y 510 GWh exportados, generando un balance comercial positivo por más de 330 GWh. 7 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Figura 1 Abonados según empresa y tipo de tarifa. Mercado Eléctrico Nacional. Costa Rica, 2025. Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 8 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Figura 2 Datos del Sector Eléctrico. Costa Rica, 2025. Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. En lo que respecta a la distribución y comercialización, que es la etapa en que se atienden las necesidades de los distintos sectores de consumo: residencial, industrial, comercial y servicios; el proceso de evaluación de la calidad que realiza la Autoridad Reguladora adquiere especial relevancia, teniendo en consideración la obligación que tienen las empresas distribuidoras de cumplir con los criterios de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y confiabilidad que sustentan la prestación óptima del servicio público de suministro de energía eléctrica. Asimismo, con el propósito de incorporar la percepción de las personas usuarias respecto a la calidad del servicio eléctrico, se presentan resultados de la "XI Encuesta sobre Acceso, Uso y Satisfacción de los Servicios Públicos Regulados por la ARESEP", realizada durante el año 2025. Los resultados muestran una valoración favorable del servicio por parte de la población usuaria, particularmente en aspectos 9 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía relacionados con la continuidad del suministro, el cumplimiento de los horarios de interrupción comunicados y la seguridad de las instalaciones eléctricas. Figura 3 Percepción de las personas usuarias sobre la continuidad y confiabilidad del servicio eléctrico (2025) Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos de la XI ENCUESTA SOBRE ACCESO, USO Y SATISFACCIÓN DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS REGULADOS POR LA ARESEP, 2025. Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 10 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 2. Evaluación de la continuidad del suministro en el ámbito nacional. 2.1 Panorama Nacional de la Continuidad del Servicio Eléctrico La frecuencia promedio de las interrupciones por abonado (FPI) y el tiempo promedio de interrupción por abonado (DPIR), son dos indicadores que permiten conocer y evaluar la continuidad del servicio eléctrico suministrado por las empresas distribuidoras; se calculan con base en las interrupciones con una duración mayor a cinco minutos, que se suscitan a nivel de subestaciones, elementos de protección automáticos o manuales y en los transformadores de distribución, en relación con los abonados o servicios que son afectados por esas interrupciones. El primer indicador (FPI) expresa la cantidad de veces que, en promedio, un abonado o usuario percibe interrupciones en el suministro eléctrico y el segundo (DPIR) contabiliza el tiempo promedio en que el servicio eléctrico no le fue suministrado; es decir, miden el tiempo y la cantidad de veces que, en promedio, un abonado o usuario del servicio eléctrico del país, de una empresa eléctrica distribuidora o de una parte de la red eléctrica de una empresa eléctrica, experimenta durante un periodo determinado, usualmente un año. Los resultados para 2025, son DPIR: 8,11 horas (8:06 horas) en promedio, y el FPI: 6,29 veces. 11 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Figura 4 Panorama nacional de la continuidad del servicio eléctrico. Costa Rica, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. En la siguiente figura, se presenta la evolución de los indicadores FPI y DPIR correspondientes al periodo 2013-2025, en el país. 12 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Figura 5 Evolución histórica de los indicadores FPI y DPIR. Costa Rica, 2013-2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 2.2 Evolución de la continuidad del servicio eléctrico Durante el 2025 los usuarios del servicio público de electricidad experimentaron en promedio 6,29 interrupciones (1,34 menos en relación con el 2024), de las cuales, se presentaron 0,49 interrupciones por la falta de suministro eléctrico a nivel del sistema de transmisión y del parque de generación nacional (lo que se muestra en el gráfico como causas atribuibles al ICE); 3,23 veces por causas externas (influencias medioambientales, actividad humana y redes eléctricas externas); y 2,57 veces como consecuencia de causas internas (actividades de operación y mantenimiento, tanto preventivo como correctivo, de la red de distribución eléctrica). 13 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía En el análisis de los tipos de interrupciones por abonado, considerando las diferencias entre interrupciones momentáneas (menores a 1min), prolongadas (entre 1 y 5 min) y temporales (mayores a 5min), durante el 2025, los usuarios del servicio público de electricidad experimentaron en promedio 8,02 horas (8 horas y 1 minuto) de interrupción en el suministro eléctrico de las cuales 0,32 horas (19 minutos) fueron producto de interrupciones en el servicio de transmisión del ICE; 4,90 horas (4 horas y 54 minutos) por causas de origen externo a la red de distribución nacional; y 2,80 horas (2 horas y 48 minutos) a consecuencia de las causas de origen interno. Cuadro N° 1 Indicadores de no conformidad asociados al DPIR y FPI para el año 2025 Empresa Cantidad Porcentaje del total Porcentaje de Porcentaje de Abonados de abonados abonados de la abonados de la ICE del sector de CNFL distribución empresa empresa COOPELESCA distribuidora distribuidora JASEC 922 977 45,2% con no conformidad COOPEGUANACASTE 626 324 30,5% con no ESPH 122 478 6,0% DPIR conformidad FPI COOPESANTOS 111 626 5,5% 58,8% COOPEALFARORUIZ 100 197 5,0% 48,3% 28,5% TOTAL NACIONAL 4,8% 38,3% 40,8% 97 709 2,6% 33,1% 12,8% 53 833 0,4% 40,7% 30,4% 100% 38,2% 47,8% 8 328 76,5% 46,6% 2 043 471 0,0% 76,5% 4,6% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El análisis de los indicadores de no conformidad asociados al DPIR y FPI para el año 2025 en el cuadro N° 1, evidencia diferencias relevantes en el desempeño de las empresas distribuidoras del servicio eléctrico, tanto en términos de cobertura de abonados como en el nivel de afectación asociado a la calidad del suministro eléctrico. El ICE y la CNFL representan los agentes con mayor impacto debido a que entre ambas concentran el 75,7% de los abonados del sector de distribución. En el caso del ICE, se observa un porcentaje de no conformidad DPIR de 58,8%, lo cual constituye uno de los valores más altos entre las distribuidoras con mayor participación nacional. Este comportamiento refleja una afectación significativa sobre la continuidad y calidad del servicio percibida por los usuarios, considerando 14 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía además el peso relativo de esta empresa dentro del sistema eléctrico nacional. Por su parte, la CNFL presenta no conformidades de 48,3% en DPIR y 40,8% en FPI, valores que también resultan elevados para un operador de alta densidad de usuarios. Asimismo, destaca el caso de COOPESANTOS, que, aunque representa únicamente el 2,6% de los abonados nacionales, registra el mayor porcentaje de no conformidad tanto en DPIR como en FPI, con un valor de 76,5% en ambos indicadores. Este resultado sugiere un desempeño desfavorable en términos de calidad del servicio, particularmente en duración y frecuencia de interrupciones, lo cual requiere un análisis técnico más detallado sobre las causas tales como condiciones de red y estrategias de mantenimiento implementadas por la distribuidora. En contraste, empresas como COOPELESCA y JASEC presentan porcentajes relativamente menores de no conformidad en comparación con otras distribuidoras, particularmente en el indicador FPI, donde COOPELESCA registra un 12,8%, constituyéndose en uno de los mejores desempeños observados. De igual forma, COOPEALFARORUIZ muestra un 0,0% de no conformidad en DPIR y 4,6% en FPI; sin embargo, debido a su baja participación nacional (0,4%), el impacto sistémico asociado resulta reducido. Adicionalmente, se observa que algunas distribuidoras presentan diferencias importantes entre ambos indicadores. Por ejemplo, el ICE evidencia una mayor afectación en DPIR respecto al FPI, mientras que empresas como ESPH y COOPEGUANACASTE muestran niveles elevados en FPI, superiores al 46%, lo que podría asociarse a eventos repetitivos o problemas de frecuencia de interrupciones que afectan la percepción de calidad del usuario final. Estos resultados permiten identificar distribuidoras prioritarias para seguimiento y fiscalización técnica, especialmente aquellas con alta participación de abonados y elevados niveles de no conformidad. Asimismo, la información constituye un insumo relevante para la evaluación del cumplimiento normativo en materia de calidad del servicio eléctrico y para la definición de medidas correctivas orientadas a mejorar la continuidad y confiabilidad del suministro eléctrico nacional. 2.3 Caracterización de las interrupciones De manera complementaria a los indicadores globales analizados en los apartados 2.1 y 2.2, la continuidad del suministro eléctrico también se evalúa por medio de tres indicadores en función de su duración: "Frecuencia de interrupciones momentáneas 15 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía (FIM)", "Frecuencia de interrupciones temporales (FIT)", "Frecuencia de interrupciones prolongadas (FIP)". Esta clasificación adquiere relevancia para profundizar en el análisis del impacto que tienen los problemas de interrupción en procesos productivos, en donde la continuidad es un factor crítico. Para la determinación de estos indicadores, los cuales se calculan por circuito, se utilizan únicamente las interrupciones que se presentan a nivel del interruptor de salida de la subestación y representan la frecuencia con que se dan las interrupciones catalogadas, en función de su duración. De la figura 6, se observa que las interrupciones momentáneas representaron la mayor proporción de eventos registrados, con un promedio nacional de 4,60 interrupciones por abonado (57,3 %), seguidas por las temporales con 1,85 interrupciones por abonado (23,1 %) y las prolongadas con 1,57 interrupciones por abonado (19,6 %). Aunque las interrupciones prolongadas son las menos frecuentes, son las que tienen una mayor incidencia sobre el tiempo promedio de interrupción del servicio (DPIR), debido a su mayor duración. Según la perspectiva de su origen, las causas externas continúan siendo el principal factor asociado a la continuidad del suministro, al representar 64,4 % de los eventos registrados, seguidas por las causas no identificadas (14,8 %), las causas internas (10,5 %) y las interrupciones originadas en la red del usuario (5,8 %). Estos resultados evidencian que la mayor parte de las interrupciones responde a factores que se producen fuera de la infraestructura propia de las empresas distribuidoras, lo que plantea retos importantes para la gestión integral de la calidad del servicio. Dentro de las causas externas, predominan ampliamente los eventos de origen ambiental, que representan el 87,0 % de este tipo de interrupciones. En particular, el contacto de la flora (48,7 %) y la fauna (21,5 %) con la infraestructura eléctrica concentra más del 70 % de las causas ambientales, seguido por las tormentas eléctricas (18,9 %). Este comportamiento confirma que la interacción entre la red eléctrica y el entorno natural continúa siendo el principal desafío para la continuidad del suministro eléctrico en Costa Rica, particularmente en zonas con alta cobertura vegetal y condiciones climáticas adversas. En las interrupciones asociadas a influencias de redes externas, la principal causa corresponde a sobrecargas en las instalaciones de los usuarios (37,7 %), seguida por daños en instalaciones internas (19,5 %) y fallas ocurridas en el Sistema Eléctrico Nacional (17,9 %). En conjunto, estas causas representan cerca de las 16 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía tres cuartas partes de las interrupciones originadas por influencias ajenas a la red de distribución. Finalmente, respecto a las causas internas, el 73,9 % de las interrupciones correspondió a eventos forzados, mientras que el 26,1 % obedeció a interrupciones programadas. A su vez, dentro de las interrupciones forzadas destaca, el fallo en materiales o equipos (86,4 %), muy por encima del resto de causas, lo que evidencia que la confiabilidad de los activos continúa siendo el principal factor interno que afecta la continuidad del servicio eléctrico. En conjunto, los resultados muestran que las oportunidades de mejora de la continuidad del servicio requieren un enfoque diferenciado. Por una parte, resulta fundamental fortalecer las estrategias de gestión de vegetación, fauna y resiliencia de la infraestructura frente a fenómenos naturales. Por otra, persiste la necesidad de continuar modernizando y renovando los activos eléctricos, de manera que se reduzca la ocurrencia de fallas forzadas asociadas a materiales y equipos, principal causa interna de interrupciones del suministro. Asimismo, una proporción relevante de las interrupciones continúa clasificándose como de origen no identificado (14,8%), sin embargo, en comparación con el año anterior, se observa una reducción significativa en la proporción de interrupciones clasificadas como de causa no identificada, al pasar de 27,7% en 2024 a 14,8% en 2025. Este resultado refleja una mejora en los procesos de identificación y clasificación de eventos por parte de las empresas distribuidoras, fortaleciendo la calidad de la información utilizada para el análisis regulatorio y la definición de acciones orientadas a mejorar la continuidad del suministro. En términos generales, los resultados obtenidos evidencian que los desafíos asociados a la continuidad del suministro eléctrico responden tanto a factores internos de gestión como a condiciones ambientales, geográficas y territoriales propias de cada zona de concesión. En consecuencia, las acciones orientadas a mejorar la calidad del servicio deben combinar medidas de fortalecimiento operativo y tecnológico de las redes eléctricas con estrategias específicas para la mitigación de riesgos asociados a la interacción de la infraestructura con su entorno. 17 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía FIGURA 6. CARACTERIZACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES. COSTA RICA, 2025 En la presente infografía, el 4,5 % no contabilizado en las demás categorías corresponde a reportes clasificados como falsos. Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. Además, en este análisis, se decidió visibilizar las zonas y circuitos donde se presentaron estas incidencias, de modo que fue posible identificar aquellas originadas por fauna, con el fin de evaluar las medidas indicadas en la directriz MINAE N.º 13-2018. En este contexto, también se considera que la flora desempeña un papel relevante como medio de acceso para la fauna al tendido eléctrico, facilitando interacciones que pueden derivar en interrupciones del servicio. El anexo E presenta una lista de los circuitos ordenados según la cantidad de eventos de este tipo. Respecto a las influencias de la actividad humana sobre la red de distribución, que provocaron interrupciones en el servicio eléctrico durante el 2025, más de 80% de estas causas, se debieron a la colisión de vehículos contra el tendido eléctrico o bien contra las redes de telecomunicaciones soportadas por la infraestructura eléctrica, acarreando consecuencias contra esta. 18 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía A raíz de lo anterior, resulta relevante para las empresas distribuidoras identificar geográficamente los puntos donde se dan este tipo de situaciones, para eliminar puntos de alta peligrosidad, y en aquellos en que exista reincidencia, valorar el costo de las reparaciones y de la energía no servida respecto a diferentes medidas de mitigación aplicables para este riesgo, además, de valorar el estado de la infraestructura de distribución eléctrica, así como la disposición de las redes de telecomunicaciones que hacen uso de la infraestructura compartida. En el anexo D se listan los circuitos con mayor cantidad de incidencias de este tipo para este periodo de estudio. Del total de interrupciones por influencia de redes eléctricas, ajenas a la red de distribución de las empresas el 37,7 % se debieron a sobrecarga en las redes eléctricas de los abonados, 19,5 % a daños en la instalación eléctrica de los usuarios, 7,6 % por trabajos de otras empresas distribuidoras, 17,9 % por fallas en el Sistema de Transmisión/Generación Nacional, 13,4 % a desconexión de carga por requerimiento del Sistema Eléctrico Nacional y por último 3,9 % a mantenimientos programados del ICE. En lo que respecta al tiempo de respuesta de las empresas eléctricas para la atención de las interrupciones asociadas a las perturbaciones reportadas por los usuarios, se tiene que durante el 2025, el tiempo promedio de atención fue de 3,81 horas (3 horas y 49 minutos), segregado de la siguiente manera: organización para la atención de la perturbación 1,83 horas (1 hora y 50 minutos), desplazamiento hacia el lugar 0,78 horas (47 minutos), localización de la avería o falla en la red 0,25 horas (15 minutos) y reparación de daño 0,95 horas (57 minutos). 19 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 3. Análisis de la incidencia de eventos en la red Además de los indicadores tradicionales de continuidad, resulta indispensable analizar la frecuencia con que ocurren los distintos eventos que originan las interrupciones del suministro eléctrico. Para ello, la Autoridad Reguladora evalúa la tasa de ocurrencia de los principales eventos por kilómetro de red, indicador que permite comparar la evolución de cada empresa independientemente del tamaño de su infraestructura. El análisis realizado evidencia que las principales causas de interrupción continúan asociándose con la interacción entre la red eléctrica y su entorno, particularmente el contacto de la flora y la fauna con la infraestructura, así como con fenómenos atmosféricos y fallas propias de los activos eléctricos. Sin embargo, el comportamiento observado no es homogéneo entre empresas, reflejando diferencias en las condiciones geográficas, ambientales y en las estrategias de operación y mantenimiento implementadas por cada distribuidor. La comparación del desempeño del año 2025 respecto al promedio del quinquenio 2020-2024 permite identificar tendencias que constituyen una herramienta de gestión para orientar acciones preventivas, priorizar inversiones y fortalecer la resiliencia de las redes de distribución. En ese sentido, el análisis de las tasas de ocurrencia complementa los indicadores de continuidad al facilitar la identificación de las causas que más contribuyen al deterioro de la calidad del suministro eléctrico. Existen varios parámetros para evaluar la eficiencia en la gestión de una empresa distribuidora en lo que respecta al diseño, operación y mantenimiento de su red eléctrica. Uno de ellos se refiere a la incidencia o tasa de suscitación de eventos por kilómetro de red que ocasionan la interrupción del servicio eléctrico a uno o más usuarios. En ese contexto, del análisis de las interrupciones que afectan a uno o más usuarios durante 5 o más minutos, en el periodo que abarca los años 2020-2025, se presenta en esta sección para cada empresa, donde cerca del 85,0% de tales cortes en el suministro de electricidad se dan a consecuencia de 7 tipos de eventos: flora, fauna, tormenta eléctrica, fallo en materiales y equipos, viento, colisión de vehículos y suspensiones programadas. A continuación, se presenta un análisis de la incidencia de los principales tipos de eventos por kilómetro de red que repercuten en la continuidad del suministro eléctrico, que brinda cada una de las empresas distribuidoras a sus abonados. Este análisis abarca el valor promedio del quinquenio 2020-2024, y los valores puntuales para los años 2024 y 2025. 20 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía A diferencia de los indicadores de continuidad FPI y DPIR, este análisis permite identificar no sólo cuánto se interrumpe el servicio, sino también cuáles son las causas de estas fallas por empresa distribuidora y la variación en 2025, con respecto al comportamiento histórico de cada empresa en el quinquenio 2020-2024. En la figura 7 se presentan los resultados por empresa eléctrica de estas evaluaciones. FIGURA 7. PRINCIPALES EVENTOS DE CONTINUIDAD POR KM DE RED. COSTA RICA, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 21 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía A continuación, se hará un análisis breve por empresa distribuidora: 3.1. Instituto Costarricense de Electricidad: ICE. En el ICE se observa un incremento en la tasa de ocurrencia de los principales eventos respecto al promedio del quinquenio 2020-2024. La flora continúa siendo el evento de mayor incidencia sobre la continuidad del servicio, seguida por las tormentas eléctricas, la fauna y los fallos en materiales y equipos. Este comportamiento evidencia la influencia de los factores ambientales sobre una red de distribución con amplia cobertura territorial y condiciones climáticas diversas. 3.2. Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.: CNFL. La CNFL presentó incrementos en todos los principales eventos analizados respecto al promedio histórico. Destacan particularmente las mayores tasas asociadas a flora y fauna, así como el aumento en la incidencia de colisiones de vehículos y tormentas eléctricas. Estos resultados reflejan la influencia de factores propios de una red predominantemente urbana. Es necesario señalar que la CNFL es la segunda empresa con mayor incidencia de colisiones de vehículos con la red por lo que resulta conveniente que CNFL considere dentro de sus planes de gestión de la red de distribución propuestas enfocadas en la reducción de estas incidencias. Se observó también un incremento asociado con la interacción de la red con flora y fauna, por lo que las gestiones de mantenimiento de las servidumbres de red deben mejorarse. 3.3. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.; COOPELESCA. En lo que respecta a COOPELESCA, se registró un aumento en la mayoría de los principales eventos respecto al promedio del quinquenio, siendo la fauna y la flora los eventos de mayor incidencia durante 2025. La tasa asociada a tormentas eléctricas se mantuvo cercana al comportamiento histórico, lo que evidencia un desempeño relativamente estable para este tipo de eventos. 22 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 3.4. Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.: COOPEGUANACASTE COOPEGUANACASTE presentó tasas inferiores al promedio histórico en los principales eventos analizados. La reducción observada tanto en eventos ambientales como en fallos de materiales y equipos sugiere un comportamiento más favorable respecto al registrado durante el quinquenio de referencia. Estos resultados son positivos en cuanto a la administración de la red de distribución, por lo que se insta a la cooperativa a continuar el trabajo realizado a la fecha en aras de mantener la mejora continua y el mantenimiento de la red. 3.5. Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.: COOPESANTOS. En COOPESANTOS se observa un incremento en la incidencia de eventos asociados al viento y a las tormentas eléctricas respecto al promedio histórico, mientras que las tasas correspondientes a flora y fallos en materiales y equipos disminuyeron. Este comportamiento evidencia que los fenómenos meteorológicos son el principal factor que incide sobre la continuidad del servicio en esta zona de concesión. 3.6. Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.: COOPEALFARORUIZ. COOPEALFARORUIZ presentó un incremento en la incidencia de tormentas eléctricas, viento, así como en fallos en materiales y equipos con respecto al promedio del quinquenio. En contraste, los eventos asociados a flora y fauna se mantuvieron prácticamente estables. Resulta conveniente que COOPEALFARORUIZ tome acciones con respecto a dichos eventos, en aras de mejorar la continuidad en el servicio eléctrico que brinda. 23 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 3.7. Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S. A.: ESPH. En la ESPH aumentó la incidencia de eventos asociados a flora, fauna, tormentas eléctricas y colisiones de vehículos respecto al promedio histórico. Por el contrario, la tasa de fallos en materiales y equipos mostró una reducción significativa, reflejando una mejora importante respecto al comportamiento registrado durante el quinquenio. Además, es importante llamar la atención sobre la alta tasa de colisiones de vehículos, siendo la empresa que presenta la mayor al respecto. Es importante que ESPH, considere tomar acciones tanto preventivas, como correctivas para mejorar su desempeño, con respecto a este indicador tanto de infraestructura, como de calidad. 3.8. Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago: JASEC. JASEC presentó incrementos en la incidencia de flora, fauna y colisiones de vehículos respecto al promedio histórico. En contraste, la tasa de fallos en materiales y equipos disminuyó respecto al quinquenio de referencia, aunque continúa siendo el evento con mayor incidencia dentro de la empresa durante 2025. 24 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 4. Comportamiento quinquenal del DPIR y del FPI por empresa Con el propósito de evaluar la evolución del desempeño de cada empresa distribuidora, en esta sección se compara el comportamiento de los indicadores DPIR y FPI durante el período 2020-2025, identificando tendencias y cambios históricos. Si bien es importante conocer el comportamiento de los indicadores de continuidad en el ámbito nacional, para efectos regulatorios es significativo conocer el comportamiento de ellos para cada empresa en particular y evaluar si, a lo interno de estas, están tomando acciones que tiendan al mejoramiento de la calidad que suministra; es decir evaluar las acciones de la empresa para el mejoramiento continuo. En la figura 8, se puede ver dicho comportamiento por empresa de manera resumida. FIGURA 8. DESEMPEÑO DE LA CONTINUIDAD POR EMPRESA ELÉCTRICA EN EL PERIODO 2020-2025. COSTA RICA, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 25 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Seguidamente se presentará un análisis del comportamiento de los indicadores DPIR y FPI de cada empresa durante el 2025, en comparación con el valor promedio propio de cada empresa de esos indicadores, para la ventana de tiempo del 2020 al 2024, así como el valor promedio nacional de esa ventana y con respecto al valor de referencia normativo vigente en la actualidad. 4.1. ICE Para el periodo en cuestión la empresa logró disminuir tanto su DPIR como su FPI, mostrando a la vez una tendencia a la baja en ambos indicadores. En el gráfico N°1 se muestra la serie histórica de ambos indicadores para ICE. GRÁFICO N° 1 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, ICE. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR 16,00 13,68 11,18 10,91 12,26 14,00 12,00 2020 11,46 9,92 10,00 Tiempo (h) 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 2021 2022 2023 2024 2025 Año veces 10,00 9,48 8,80 FPI 7,56 6,06 9,00 8,00 2020 2021 8,55 2024 2025 7,00 7,91 6,00 5,00 2022 2023 4,00 3,00 Año 2,00 1,00 0,00 26 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía El cuadro N° 2, se presenta el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó el promedio de la empresa, el promedio nacional y el límite normativo durante el período 2020-2025. Este análisis permite estimar la proporción de usuarios expuestos a una duración promedio de interrupciones superior a cada uno de estos valores de referencia. Durante 2025, el 27,5 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, el 36,8 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 58,8 % a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora en la continuidad del servicio experimentada por los abonados durante el año analizado. Cuadro N° 2 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. ICE, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite Normativo 2020 736579 40,8% 52,6% 75,1% 2021 740658 36,4% 45,3% 66,9% 2022 760458 30,2% 45,8% 67,9% 2023 797193 35,8% 45,2% 74,1% 2024 860332 35,5% 43,6% 67,6% 2025 885259 27,5% 36,8% 58,8% Promedio quinquenio 2020-2024 35,8% 46,5% 70,3% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 3 presenta el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador FPI superó el promedio de la empresa, el promedio nacional y el límite normativo durante el período 2020-2025. Este análisis permite estimar la proporción de usuarios expuestos a una frecuencia promedio de interrupciones superior a cada uno de estos valores de referencia. Durante 2025, el 24,7% de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, el 23,5% a circuitos por encima del promedio nacional y el 28,5% a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora en la 27 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía frecuencia de las interrupciones experimentada por los abonados durante el año analizado. Cuadro N° 3 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. ICE, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 736579 50,6% 50,6% 57,0% 2021 740658 51,0% 51,0% 55,5% 39,3% 39,3% 51,9% 2022 760458 47,4% 47,4% 51,8% 39,1% 37,4% 41,6% 2023 797193 24,7% 23,5% 28,5% 45,5% 45,1% 51,6% 2024 860332 2025 885259 Promedio Quinquenio 2020-2024 4.2. Compañía Nacional de Fuerza y Luz. Para el periodo en cuestión la empresa logró el menor valor de FPI, mostrando a la vez una tendencia a la baja en este indicador, lo que denota en cuanto a la cantidad de cortes promedio de electricidad que sienten los abonados. El DPIR por su parte muestra variaciones en el tiempo, manteniendo una tendencia estable, tal como se observa en el gráfico N° 2. 28 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 2 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, CNFL. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR 8,51 9,00 7,93 6,43 6,31 7,95 6,58 8,00 tiempo (h) 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 año FPI 12,00 10,03 9,01 10,00 7,99 8,07 8,00 veces 6,00 6,73 6,64 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 año Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 4 presenta, para cada año del período 2020-2025, la cantidad y el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó tres valores de referencia: i) el promedio de la propia empresa, ii) el promedio nacional y iii) el límite normativo establecido por la regulación. Este análisis permite estimar la proporción de usuarios que experimentó una continuidad del servicio inferior a cada uno de estos niveles de referencia, complementando el análisis realizado a nivel de circuitos. En el caso de la CNFL, durante 2025 el 39,3 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, el 21,4 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 48,3 % a circuitos que excedieron el valor de referencia normativo. Estos porcentajes representan una disminución respecto al promedio del quinquenio 2020-2024 en los tres criterios de comparación, lo que 29 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía evidencia una mejora en la continuidad del servicio experimentada por los usuarios durante el año analizado. Cuadro N° 4 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. CNFL, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite Normativo 2020 581247 38,9% 26,2% 57,6% 2021 587189 32,6% 18,7% 45,9% 2022 604672 30,6% 19,1% 40,5% 2023 610298 53,3% 33,2% 64,5% 2024 616498 51,0% 29,6% 63,7% 2025 625938 39,3% 21,4% 48,3% Promedio quinquenio 2020-2024 41,3% 25,4% 54,5% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 5 presenta el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador FPI superó el promedio de la empresa, el promedio nacional y el límite normativo durante el período 2020-2025. Este análisis permite estimar la proporción de usuarios expuestos a una frecuencia de interrupciones superior a cada uno de estos valores de referencia. En el caso de la CNFL, durante 2025 el 37,9 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, el 37,9 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 40,8 % a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora en la frecuencia de las interrupciones experimentada por los abonados durante el año analizado. . 30 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Cuadro N° 5 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. CNFL, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 581247 46,7% 46,7% 54,6% 2021 587189 40,7% 36,4% 45,6% 27,8% 27,8% 38,3% 2022 604672 42,0% 42,0% 51,6% 39,9% 39,3% 51,0% 2023 610298 37,9% 37,9% 40,8% 39,4% 38,4% 48,2% 2024 616498 2025 625938 Promedio Quinquenio 2020-2024 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. Si bien durante el 2025 la CNFL mostró una reducción en la proporción de abonados expuestos a circuitos con indicadores superiores a los valores de referencia, aún un 40,8 % de los usuarios se encuentra asociado a circuitos cuyo FPI supera el límite normativo. Según lo anterior, es importante mantener el seguimiento de los circuitos con mayor recurrencia de interrupciones y verificar que los planes de inversión continúen orientándose hacia la mejora de dichos sectores de la red. 4.3. JASEC Para el periodo en cuestión la empresa muestra un deterioro en los indicadores en el 2025, con respecto al promedio de los 5 años previos, y la línea de tendencia parece mostrar un comportamiento sostenido al alza aunque con una mejora percibida entre 2024 y 2025. 31 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 3 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, JASEC. COSTA RICA, 2020-2025 12,00 DPIR 10,00 9,60 Tiempo (horas) 8,00 6,76 6,11 6,00 5,29 3,26 4,00 2,40 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año FPI 7,00 6,37 6,00 5,09 5,34 4,89 5,00 veces 4,00 3,00 2,73 2,25 2,00 1,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 6 presenta similar a los cuadros anteriores, la cantidad y el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó tres valores de referencia ya mencionados por empresa, nacional, y normativo. En el caso de JASEC, durante 2025, 50,8% de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, 16,4% a circuitos por encima del promedio nacional y el 33,1% a circuitos que excedieron el valor de referencia normativo. Llama la atención como durante algunos años el porcentaje de abonados con respecto a alguno de estos valores de referencia, estuvo en 0%, sin embargo, en los últimos 3 años y de manera sostenida se han venido presentando eventos de continuidad con una duración mayor para los abonados de 32 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía JASEC. Inclusive, durante el año 2022, según los datos reportados por la empresa distribuidora, el 100 % de sus abonados experimentaron un tiempo promedio ponderado de interrupción inferior a la media ponderada de: la empresa, nacional y del valor normativo de referencia. Los casos resaltados además denotan, cuáles de los indicadores anuales de 2025 son superiores a la media del quinquenio 2020- 2024. Cuadro N° 6 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. JASEC, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite 2020 101089 Normativo 44,6% 0,0% 2021 100289 16,6% 0,0% 44,6% 0,0% 0,0% 16,6% 2022 105609 56,9% 18,1% 0,0% 92,0% 43,1% 50,4% 2023 109988 50,8% 16,4% 70,9% 33,1% 2024 109405 42,0% 2025 111099 Promedio quinquenio 2020- 12,2% 36,5% 2024 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 7, similar a los análisis anteriores se observa el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador FPI superó los tres valores indicativos que se están usando en este análisis. En el caso de JASEC, 57,6% de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, 10,9% a circuitos por encima del promedio nacional y 30,4% a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa un aumento en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una desmejora en la frecuencia de las interrupciones experimentada por los abonados. 33 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Cuadro N° 7 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. JASEC, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 101089 55,0% 4,3% 20,8% 2021 100289 15,8% 0,0% 6,1% 4,3% 4,3% 4,3% 2022 105609 64,0% 4,3% 4,3% 83,6% 25,2% 32,3% 2023 109988 57,6% 10,9% 30,4% 2024 109405 44,5% 2025 111099 Promedio Quinquenio 2020- 2024 7,6% 13,5% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El incremento observado en la proporción de abonados conectados a circuitos con indicadores superiores a los valores de referencia constituye una señal de alerta sobre el desempeño de la continuidad del servicio en la empresa. En consecuencia, este resultado refuerza la necesidad de orientar las inversiones hacia los circuitos con mayores niveles de frecuencia de interrupciones, aspecto que deberá ser valorado por la Autoridad Reguladora durante el análisis de los planes de inversión y fiscalización de la calidad. 4.4. ESPH, S.A. Para el periodo en cuestión la empresa logró el menor valor de DPIR que se ha registrado desde 2020, mostrando a la vez una tendencia a la baja en este indicador, lo que denota tiempos más cortos en las fallas de suministro eléctrico. El FPI parece oscilar alrededor de un valor aproximado de 8 veces, sin embargo, la curva de tendencia tiene una pequeña pendiente positiva, lo que significa una tendencia creciente. 34 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 4 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, ESPH. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR Tiempo (horas) 12,00 9,77 10,00 8,00 7,20 6,21 5,41 5,34 5,21 6,00 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año FPI 12,00 10,00 10,08 9,46 8,24 8,00 7,40 7,06 6,93 veces 6,00 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 8 presenta similar a los cuadros anteriores, la cantidad y el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó tres valores de referencia ya mencionados por empresa, nacional, y normativo. Para ESPH, durante 2025, 38,2% de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, 4,9% a circuitos por encima del promedio nacional y el 38,2% a circuitos que excedieron el valor de referencia normativo. Llama la atención como durante algunos años el porcentaje de abonados con respecto a alguno de estos valores de referencia, estuvo en 0. En el cuadro N°8 se observan resaltados en rojo los porcentajes de abonados que superan los valores de referencia. 35 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Cuadro N° 8 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. ESPH, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite 2020 90244 Normativo 47,5% 21,6% 2021 91790 32,6% 0,0% 47,1% 27,0% 0,0% 32,6% 2022 92773 39,2% 10,3% 27,0% 34,9% 0,0% 38,7% 2023 94517 38,2% 4,9% 34,9% 38,2% 2024 97256 36,2% 2025 96288 Promedio quinquenio 2020- 2024 6,4% 36,1% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 9, similar a los análisis anteriores se observa el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador FPI superó los tres valores indicativos que se están usando en este análisis. En el caso de ESPH, durante 2025, 14,9% de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, 28,1% a circuitos por encima del promedio nacional y 46,6% a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa un aumento en el criterio de comparación con los valores normativos en promedio. Cuadro N° 9 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. ESPH, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 90244 48,6% 48,6% 51,8% 2021 91790 31,0% 31,0% 43,9% 29,1% 29,1% 29,1% 2022 92773 32,6% 32,6% 34,0% 48,8% 48,8% 62,3% 2023 94517 14,9% 28,1% 46,6% 2024 97256 38,0% 38,0% 44,2% 2025 96288 Promedio Quinquenio 2020-2024 Los resultados evidencian que la mejora en el desempeño promedio de la empresa no necesariamente implica que la totalidad de los usuarios se beneficie de forma homogénea. En consecuencia, este tipo de indicadores constituye una herramienta útil para orientar la supervisión regulatoria hacia circuitos específicos donde 36 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía persisten incumplimientos respecto del límite normativo, favoreciendo una asignación más eficiente de las inversiones destinadas a mejorar la continuidad del servicio. 4.5. Coopelesca, R.L. Los resultados de los indicadores de continuidad que se muestran en el gráfico N°5 evidencian una mejora significativa en la continuidad del servicio durante el 2025, al registrarse los menores valores de DPIR y FPI de toda la serie analizada. Esta reducción refleja una disminución tanto en la duración como en la frecuencia promedio de las interrupciones experimentadas por los abonados. El comportamiento anterior, constituye una señal positiva sobre la efectividad de las acciones implementadas por la empresa; no obstante, será importante verificar que esta mejora se mantenga en el tiempo y que los planes de inversión y mantenimiento continúen orientados a consolidar estos resultados y a prevenir un deterioro futuro de los indicadores. GRÁFICO N° 5 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, COOPELESCA. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR 13,20 14,00 12,16 12,00 10,00 10,61 9,89 9,35 Tiempo (h) 8,00 7,05 6,00 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año FPI 14,00 11,63 12,00 veces 10,00 9,21 7,20 6,24 5,62 4,61 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año 37 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. El cuadro N° 10 similar a las anteriores secciones de este capítulo, presenta el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó el promedio de la empresa, el promedio nacional y el límite normativo durante el período 2020-2025. Para el caso de Coopelesca, Durante el 2025, el 19,5 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, el 26,8 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 38,3 % a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una reducción significativa en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora sustancial en la duración promedio de las interrupciones experimentadas por los abonados durante el año analizado. En consecuencia a lo antes descrito, estos resultados reflejan una disminución importante en la proporción de usuarios expuestos a circuitos con mayores tiempos de interrupción, por lo que resulta conveniente verificar que las estrategias de operación, mantenimiento e inversión implementadas por la empresa permitan consolidar este desempeño y mantener la tendencia observada en los próximos períodos regulatorios. Cuadro N° 10 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. Coopelesca, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite 2020 103562 Normativo 46,4% 66,4% 2021 106915 53,4% 53,4% 77,5% 20,6% 37,1% 65,5% 2022 110660 75,3% 75,3% 86,0% 45,0% 67,9% 81,8% 2023 117947 19,5% 26,8% 74,6% 38,3% 2024 118020 48,1% 2025 123023 Promedio quinquenio 2020- 60,0% 77,1% 2024 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. Similarmente, en cuanto al FPI, tal como se muestra en cuadro N°11, el 8,8 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, el 4,4 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 12,8 % a circuitos que superaron el límite normativo. 38 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Cuadro N° 11 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. Coopelesca, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 103562 55,3% 41,8% 79,1% 2021 106915 31,7% 31,7% 44,4% 15,5% 15,5% 40,1% 2022 110660 60,9% 50,9% 71,0% 39,1% 39,1% 43,2% 2023 117947 8,8% 4,4% 12,8% 2024 118020 40,5% 2025 123023 Promedio Quinquenio 2020- 35,8% 55,6% 2024 En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución significativa en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora importante en la frecuencia de las interrupciones experimentada por los abonados durante el año analizado. Los resultados evidencian una reducción considerable en la exposición de los usuarios a circuitos con elevada frecuencia de interrupciones, lo cual constituye un resultado positivo para la calidad del servicio. En adelante, corresponderá verificar que las acciones implementadas por la empresa permitan sostener estos niveles de desempeño y evitar un deterioro de los indicadores en los próximos procesos de fiscalización de inversiones y calidad y enfocarse en aquellas zonas donde aún se concentran los problemas de continuidad, en aras de mantener el desarrollo de la mejora continua. 4.6. Coopesantos, R.L. En el caso de COOPESANTOS, durante el período 2020-2025 se observa una tendencia general de mejora en los indicadores de continuidad del servicio eléctrico. Tanto el DPIR como el FPI muestran una tendencia descendente a lo largo del período de análisis, aunque en 2025 ambos indicadores presentan un ligero incremento respecto al año 2024. No obstante, los valores registrados continúan siendo significativamente inferiores a los observados entre los años 2020 y 2023, lo que evidencia una mejora sostenida en la continuidad del servicio suministrado por la cooperativa. Lo anterior se observa en el gráfico N°6. 39 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 6 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, COOPESANTOS. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR 20,00 17,35 13,72 18,00 Tiempo (h) 16,00 2020 12,27 14,00 12,00 10,77 10,00 9,11 9,98 8,00 6,00 2024 2025 4,00 2,00 0,00 2021 2022 2023 Año FPI veces 14,00 11,40 10,51 13,01 8,04 8,76 12,00 11,86 10,00 2020 2021 2024 2025 2022 2023 8,00 6,00 Año 4,00 2,00 0,00 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. En el caso de COOPESANTOS, durante el 2025 el 30,6 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa, el 63,7 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 76,5 % a circuitos que superaron el límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en el porcentaje de abonados con indicadores superiores al promedio de la empresa y al límite normativo; sin embargo, aumenta la proporción de usuarios atendidos por circuitos cuyo DPIR supera el promedio nacional. Este comportamiento evidencia que, si bien la empresa ha logrado mejorar su desempeño respecto a su comportamiento histórico, aún mantiene una proporción importante de abonados en circuitos cuyo desempeño continúa siendo inferior al promedio nacional. Es importante que la empresa evalúe la conveniencia de orientar las inversiones y las acciones de mantenimiento hacia aquellos circuitos que aún presentan mayores tiempos de interrupción, con el propósito de reducir la brecha existente respecto al desempeño nacional y continuar mejorando la continuidad del servicio, así como las 40 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía acciones de administración de red, que, sin necesitar de nuevas inversiones, conlleven a la mejora de la calidad. Cuadro N° 12 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. Coopesantos, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite Normativo 2020 48469 58,1% 58,1% 100,0% 2021 49672 42,7% 79,3% 100,0% 2022 50933 16,4% 46,9% 100,0% 2023 51783 47,1% 63,5% 100,0% 2024 53032 0,7% 42,4% 76,3% 2025 54034 30,6% 63,7% 76,5% 33,0% 58,1% 95,3% Promedio quinquenio 2020- 2024 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. En cuanto al FPI, durante el 2025 el 12,4 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, el 58,9 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 76,5 % a circuitos que superaron el límite normativo. Lo anterior se puede ver en el cuadro N° 13. Cuadro N° 13 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. Coopesantos, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 48469 46,3% 58,9% 100,0% 2021 49672 42,0% 42,7% 79,3% 41,7% 63,4% 100,0% 2022 50933 62,9% 87,7% 100,0% 0,7% 42,4% 63,6% 2023 51783 12,4% 58,9% 76,5% 2024 53032 38,7% 2025 54034 Promedio Quinquenio 2020- 2024 59,0% 88,6% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. Estos resultados ponen de manifiesto la necesidad de continuar fortaleciendo las acciones orientadas a reducir la frecuencia de las interrupciones en los circuitos con peor desempeño, de forma que las mejoras observadas en los indicadores globales se traduzcan progresivamente en una mayor proporción de abonados atendidos por circuitos que cumplan con los valores de referencia establecidos. 41 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 4.7. Coopeguanacaste, R.L. Durante el período 2020-2025 los indicadores de continuidad presentan un comportamiento variable. Tanto el DPIR como el FPI muestran una mejora importante entre los años 2020 y 2022; sin embargo, durante el 2023 ambos indicadores experimentan un deterioro, para posteriormente registrar una recuperación parcial en los años 2024 y 2025. Tal comportamiento se observa en el gráfico N° 7. GRÁFICO N° 7 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, COOPEGUANACASTE. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR 12,00 10,88 10,00 8,11 8,16 8,00 Tiempo(h) 6,00 7,71 7,37 4,48 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año FPI 12,00 10,34 10,00 7,96 7,45 veces 8,00 7,19 6,21 6,06 6,00 4,00 2,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. En lo referente a COOPEGUANACASTE, durante el 2025 el 30,7 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un DPIR superior al promedio de la 42 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía empresa, el 22,3 % a circuitos por encima del promedio nacional y el 40,7 % a circuitos que superaron el límite normativo. Lo anterior se puede apreciar en el cuadro N° 14. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en el porcentaje de abonados con indicadores superiores al promedio de la empresa y al límite normativo, mientras que el porcentaje de abonados con circuitos por encima del promedio nacional se mantiene prácticamente sin variación. Cuadro N° 14 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. Coopeguanacaste, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite Normativo 2020 83046 80,8% 65,6% 99,3% 2021 85894 53,8% 15,4% 89,5% 2022 89655 0,0% 0,0% 8,6% 2023 92440 38,8% 23,6% 70,7% 2024 95732 26,1% 8,8% 63,4% 2025 100573 30,7% 22,3% 40,7% Promedio quinquenio 2020-2024 39,9% 22,7% 66,3% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. Estos resultados muestran una reducción en la proporción de usuarios expuestos a circuitos con mayores tiempos de interrupción, por lo que resulta conveniente continuar fortaleciendo las acciones de operación y mantenimiento orientadas a consolidar las mejoras alcanzadas y reducir progresivamente la cantidad de abonados atendidos por circuitos con indicadores superiores a los valores de referencia. En el caso del FPI, durante el 2025 el 32,0% de los abonados de la cooperativa estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, el 34,8% a circuitos por encima del promedio nacional y el 47,8% a circuitos que superaron el límite normativo. Lo anterior puede verse con mayor detalle en el cuadro N° 15 En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa una disminución en los tres criterios de comparación, lo que evidencia una mejora en la frecuencia promedio de las interrupciones experimentadas por los abonados durante el año analizado. 43 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Cuadro N° 15 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. Coopeguanacaste, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 83046 81,6% 97,2% 99,3% 2021 85894 81,9% 84,0% 84,0% 0,0% 0,0% 11,6% 2022 89655 54,3% 63,9% 76,8% 15,1% 33,2% 50,5% 2023 92440 32,0% 34,8% 47,8% 46,6% 55,7% 64,4% 2024 95732 2025 100573 Promedio Quinquenio 2020-2024 Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. En relación con estos resultados, se observa una reducción en la exposición de los usuarios a circuitos con elevada frecuencia de interrupciones; sin embargo, aún existe una proporción importante de abonados atendidos por circuitos que superan los valores de referencia. En consecuencia, resulta conveniente mantener las acciones de inversión y mantenimiento dirigidas a los circuitos con mayor recurrencia de interrupciones, con el propósito de consolidar la tendencia de mejora observada durante los últimos años. 44 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 4.8. Coopealfaroruiz, R.L. En el caso de Coopealfaroruiz, durante el período 2020-2025 los indicadores de continuidad presentan un comportamiento variable. Tanto el DPIR como el FPI experimentan un deterioro entre los años 2020 y 2022, alcanzando en este último los valores más elevados de la serie. Posteriormente ambos indicadores muestran una tendencia a la mejora, registrándose durante el 2025 los valores más bajos desde el año 2021, lo que evidencia una reducción tanto en la duración como en la frecuencia promedio de las interrupciones experimentadas por los abonados. Lo anterior se observa con detalle en el gráfico 8. GRÁFICO N° 8 EVOLUCIÓN DPIR Y FPI, COOPEALFARORUIZ. COSTA RICA, 2020-2025 DPIR Tiempo (h) 7,00 3,39 5,81 4,33 2,91 4,35 6,00 2021 2024 2025 2022 2023 5,00 Año 4,00 3,00 2,00 1,00 0,10 0,00 2020 FPI 7,00 5,88 6,00 5,27 4,89 5,00 veces 4,00 3,60 3,56 3,00 2,32 2,00 1,00 0,00 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Año Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. 45 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía En cuanto al porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador DPIR superó el promedio de la empresa, el promedio nacional y el límite normativo durante el período 2020-2025. Coopealfaroruiz, presentó durante el 2025 el 47,6 % de abonados conectados a circuitos con un DPIR superior al promedio de la empresa; no obstante, ningún abonado estuvo asociado a circuitos con un DPIR superior al promedio nacional o al límite normativo. En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, se observa un ligero incremento en el porcentaje de abonados con indicadores superiores al promedio de la empresa, mientras que disminuye hasta cero la proporción de usuarios atendidos por circuitos cuyo DPIR supera el límite normativo. Asimismo, durante todo el período de análisis no se registran abonados asociados a circuitos con un DPIR superior al promedio nacional. El cuadro N° 16 muestra el detalle de estos datos. Cuadro N° 16 Porcentaje de abonados con DPIR superior a los valores de referencia. Coopealfaroruiz, 2020-2025. Año Abonados DPIR > DPIR > DPIR > Empresa Nacional Límite Normativo 2020 7853 0,0% 0,0% 0,0% 2021 2022 8133 33,2% 0,0% 0,0% 2023 2024 8282 64,7% 0,0% 64,7% 2025 8119 66,0% 0,0% 0,0% 8298 59,2% 0,0% 56,7% 8387 47,6% 0,0% 0,0% Promedio quinquenio 2020-2024 44,6% 0,0% 24,3% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas. Estos resultados evidencian que, aunque aún existe una proporción importante de abonados atendidos por circuitos con indicadores superiores al promedio histórico de la empresa, durante el 2025 ningún circuito supera los valores de referencia nacional ni normativo. En consecuencia, resulta conveniente mantener las acciones de operación y mantenimiento que han permitido consolidar este comportamiento favorable en los indicadores de continuidad. En cuanto al FPI en el cuadro N° 17 se presenta el porcentaje de abonados atendidos por circuitos cuyo indicador durante el 2025 el 47,6 % de los abonados estuvo conectado a circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa, mientras que únicamente el 4,6 % de los abonados estuvo asociado a circuitos con 46 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía un FPI superior al promedio nacional y al límite normativo. Tales datos se pueden observar con detalle en dicho cuadro N° 17. Cuadro N° 17 Porcentaje de abonados con FPI superior a los valores de referencia. Coopealfaroruiz, 2020-2025. Año Abonados FPI > FPI > FPI > Límite Empresa Nacional Normativo 2020 7853 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2021 8133 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 2022 8282 64,7% 22,0% 56,7% 4,6% 4,6% 2023 8119 41,4% 2024 8298 59,2% 2025 8387 47,6% Promedio Quinquenio 2020- 2024 33,1% 4,4% 11,3% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas En comparación con el promedio del quinquenio 2020-2024, aumenta la proporción de abonados atendidos por circuitos con un FPI superior al promedio de la empresa; sin embargo, los porcentajes de abonados asociados a circuitos con indicadores superiores al promedio nacional y al límite normativo disminuyen significativamente respecto al comportamiento histórico. Estos resultados reflejan una mejora en la frecuencia de las interrupciones con relación a los valores nacionales y normativos de referencia, aunque la comparación con el promedio histórico de la propia empresa sugiere que aún existen oportunidades de mejora en algunos circuitos específicos. Dada la escala de operación de la cooperativa, resulta recomendable dar seguimiento a la evolución de estos indicadores para verificar la sostenibilidad de las mejoras observadas durante el 2025. Además, en este caso, debe considerarse que, debido a la cantidad de abonados y circuitos de distribución atendidos por esta cooperativa, las variaciones en un número reducido de circuitos pueden reflejarse en cambios porcentuales altos entre un año y otro. 47 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 5. Evaluación de la calidad de la tensión de suministro eléctrico La calidad de la tensión constituye uno de los componentes esenciales de la calidad del suministro eléctrico, ya que influye directamente en el desempeño y la vida útil de los equipos conectados a la red. Su evaluación permite identificar desviaciones respecto de los parámetros establecidos en la normativa técnica, así como las principales causas que originan dichas condiciones y las oportunidades de mejora en la operación y mantenimiento de las redes de distribución. Con este propósito, la Intendencia de Energía analiza la calidad de la tensión mediante tres mecanismos complementarios: el Programa de Intervención de Transformadores ejecutado por las empresas distribuidoras, el Programa de Verificación de la Calidad de la Tensión (UVECASE) y el análisis de las deficiencias de tensión reportadas por los usuarios. En conjunto, estos instrumentos permiten evaluar el cumplimiento normativo, identificar los elementos de la red que requieren acciones correctivas y orientar la supervisión regulatoria hacia los factores de mayor incidencia. La siguiente infografía presentada en la figura 9, presenta una síntesis de los principales resultados nacionales obtenidos en 2025, destacando el nivel de conformidad de los servicios evaluados, las principales causas de no conformidad detectadas, las características de las intervenciones efectuadas sobre transformadores y la distribución de las deficiencias de tensión reportadas por los usuarios. 48 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía FIGURA 9. RESULTADOS DE LA CALIDAD DE LA TENSIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO. COSTA RICA, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 5.1. Programa de intervención de transformadores En lo que respecta al programa de intervención de transformadores establecido en el capítulo VI: Programas de medición de la calidad de la tensión, de la norma o reglamento técnico vigente AR-NT-SUCAL, durante el 2025 las empresas eléctricas de distribución intervinieron un total de 1.345 puntos de transformación media/baja tensión para verificar la calidad de la tensión de suministro, lo que se traduce en 3.516 mediciones que beneficiaron a un total de 20.748 usuarios. Del total (3.516) de intervenciones realizadas, únicamente 81 servicios (2,3 %) mostraron niveles de tensión fuera de los parámetros normativos establecidos. Del análisis de causalidad de dichas deficiencias de tensión, según se desprende del gráfico Nº 9, las no conformidades se deben principalmente a: la regulación de la tensión en los transformadores de distribución (66,3 %), acometidas extensas (22,5 %) y sobre carga de transformadores (11,3 %). 49 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N°9 CAUSAS DE NO CONFORMIDADES DE TENSIÓN SEGÚN EL PROGRAMA DE INTERVENCIÓN DE TRANSFORMADORES. COSTA RICA, 2025 11,3% 22,5% Regulación baja tensión Acometida extensa Transformador sobre cargado 66,3% Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas 5.2. Programa de evaluación de la tensión: ARESEP-UVECASE Referente al programa de evaluación de la calidad de la electricidad, realizado por Intendencia de Energía por medio de contrato con Universidad de Costa Rica1, durante el 2025 se realizaron un total de 418 estudios de verificación de la calidad de la tensión de suministro a servicios monofásicos (387) y trifásicos (31) servidos en baja tensión, los cuales fueron debidamente comunicados y notificados, tanto a las empresas como a los usuarios respectivos. De los servicios sometidos a pruebas de conformidad de la calidad de la tensión, 33 presentaron al menos una no conformidad respecto a la normativa técnica y 2 presentaron condiciones de tensión en los rangos tolerables establecidos en la normativa vigente. 1 A través de la Unidad de Verificación de la Calidad del Suministro Eléctrico (UVECASE), del Centro de Investigación en Electroquímica y Energía Química (CELEQ), de la Universidad de Costa Rica. 50 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía El porcentaje de no conformidades, agrupadas por empresa distribuidora, se muestra en el gráfico Nº 10. GRÁFICO N°10 Distribución de mediciones dentro y fuera de norma por empresa UVECASE-2025 COOPEALFARORUIZ 15 4 5 COOPELESCA 31 1 1 COOPESANTOS 16 1 COOPEGUANACASTE 19 3 JASEC 28 ESPH 27 CNFL 162 14 ICE 85 6 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Dentro de norma Total de servicios fuera de norma Total de servicios tolerables Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas Con respecto a las causas de las no conformidades en los casos sometidos a pruebas de conformidad de la calidad de la tensión por la UVECASE, más del 80% de las causas responden a regulación en los ajustes de los transformadores de distribución en sus derivaciones, la segunda causa fue problemas en los conectores (flojo o dañados) seguido por problemas en la conexión del conductor neutro y por último problemas de armónicos de corriente causados por el abonado o usuario del servicio. 5.3. Análisis de causas de deficiencias de tensión reportadas por los usuarios De acuerdo con los datos suministrados por las empresas distribuidoras, durante el 2025 los usuarios reportaron un total de 6.722 perturbaciones asociadas a deficiencias en la tensión del suministro eléctrico de uno o más servicios eléctricos. Del total de perturbaciones asociadas a deficiencias de tensión, principales causas detectadas fueron: 1. Causas Internas de la red 2. Causas externas a la red 51 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 3. Causas de origen no identificado 4. Servicio eléctrico de los usuarios 5. Falsos reportes. En el gráfico Nº 11 se muestra la distribución de los orígenes de las deficiencias de tensión reportadas por los abonados y usuarios del servicio eléctrico durante el 2025. GRÁFICO N° 11 CAUSAS DE DEFICIENCIAS DE TENSIÓN REPORTADAS POR LOS USUARIOS. COSTA RICA, 2025 1 881 2 036 853 452 1 500 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Causas Internas Causas Externas En red del usuario No identificadas Falso reporte Fuente: Intendencia de Energía a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas y elaboración propia. El análisis de las 6.722 deficiencias de tensión reportadas por los usuarios durante el 2025 muestra que el 58,4 % se originó por causas internas o externas a la red de distribución, mientras que el 12,7 % correspondió a situaciones asociadas a la red interna del usuario. Adicionalmente, un 6,7 % de los reportes no pudo ser identificado y un 22,3 % correspondió a falsos reportes. Entre las causas específicas más relevantes destacan los fallos en materiales o equipos, que representaron la principal causa de las deficiencias registradas. En segundo lugar se ubicaron las afectaciones provocadas por la flora, seguidas por los trabajos en edificaciones, las colisiones de vehículos contra la infraestructura eléctrica, la contaminación, la deficiente calidad de materiales o equipos, la incorrecta instalación de materiales o equipos y los trabajos en exteriores y ajenos a la red de distribución. Estos resultados evidencian que las acciones para mejorar la calidad de la tensión deben orientarse tanto al fortalecimiento del mantenimiento y la renovación de activos de la red eléctrica como a la gestión de factores externos, especialmente aquellos relacionados con la vegetación y las actividades desarrolladas en el entorno de las redes de distribución. 52 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía En lo que respecta al tiempo de respuesta de las empresas eléctricas ante las deficiencias de tensión reportadas por los usuarios del servicio público de electricidad, se tiene que durante el 2025, el tiempo promedio de atención fue de 3,50 horas (3 horas y 30 minutos), segregado de la siguiente manera: organización para la atención de la perturbación 2,24 horas (2 horas y 14 minutos), desplazamiento hacia el lugar 0,51 horas (30 minutos), localización de la avería o falla en la red 0,22 horas (13 minutos) y reparación del daño 0,53 horas (32 minutos). 6. Evaluación de la gestión comercial La atención oportuna de los reportes realizados por los usuarios constituye un componente esencial de la gestión comercial de las empresas distribuidoras, ya que refleja su capacidad para responder de manera eficiente ante interrupciones del servicio y perturbaciones de tensión que afectan la percepción de calidad del suministro eléctrico. Los indicadores presentados consideran tanto la cantidad promedio mensual de reportes recibidos por cada diez mil abonados como el tiempo promedio requerido para su atención. En conjunto, estos resultados permiten evaluar la capacidad de respuesta de las empresas distribuidoras e identificar oportunidades para fortalecer la gestión operativa y la atención al usuario. La siguiente infografía en la figura N° 10, resume los principales resultados nacionales obtenidos durante el 2025 en materia de reportes de interrupciones y perturbaciones de tensión, destacando las diferencias observadas entre las empresas distribuidoras tanto en la incidencia de los reportes como en los tiempos de atención. 53 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía FIGURA 10 GESTIÓN DE REPORTES POR INTERRUPCIÓN Y PERTURBACIONES . COSTA RICA, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 6.1. Atención al usuario. De manera complementaria a los aspectos asociados a las características técnicas que repercuten en la operación óptima y vida útil de los artefactos eléctricos usados por los usuarios del servicio público de electricidad, la evaluación de la gestión comercial a manera de la atención a los usuarios, adquiere especial relevancia porque en términos de la prestación del servicio, es una dimensión que refiere a las relaciones entre el abonado y la empresa distribuidora, en la atención de situaciones que inciden directamente en la percepción que tienen los abonados en función de la capacidad resolutiva de las empresas eléctricas. Es de práctica internacional regulatoria, evaluar la calidad de la gestión comercial en función de indicadores asociados al número de gestiones comerciales por cada 10 mil abonados del servicio, relacionadas con reportes de interrupciones, condiciones deficientes de tensión y diferentes quejas como de facturación, y de medición, entre otras. 54 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía En ese contexto seguidamente se exponen los resultados de la gestión comercial de las empresas eléctricas distribuidoras de acuerdo con los indicadores regulatorios establecidos en la norma o reglamento técnico vigente AR-NT-SUCOM "Supervisión de la gestión comercial en baja y media tensión". En el gráfico N° 12 se muestra la cantidad promedio mensual de reportes de interrupción en el servicio eléctrico por cada diez mil abonados (barras azules) y el tiempo promedio de atención de ellas (puntos color naranja). GRÁFICO N° 12 Gestión de los reportes por interrupción del servicio por cada 10 mil abonados. Costa Rica, 2025 60,00 4,0 50,00 40,00 51,90 51,36 30,00 2,13 20,00 44,11 3,45 3,5 10,00 2,75 3,0 Cantidad de reportes 42,73 40,59 0,00 Tiempo de atención1,882,372,552,332,5 17,02 16,56 2,0 1,5 13,08 1,0 0,5 0,05 0,0 Cantidad de Interrupciones reportadas/10 mil Tiempo de atención promedio Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas Además, la cantidad promedio mensual de reportes de perturbaciones de tensión en el servicio eléctrico por cada diez mil abonados y su tiempo promedio de atención, se muestra en el gráfico N° 13. 55 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 13 Gestión de los reportes por perturbaciones del servicio por cada 10 mil abonados. Costa Rica, 2025 14,00 12 12,00 10,00 12,02 8,00 10,52 10 6,00 4,00 10,65 2,00 Cantidad de reportes0,00 8 Tiempo de atención 6 5,51 4,74 4,58 3,48 3,50 4 3,31 3,50 2,46 2,03 2 0,13 0,22 0 Cantidad de reportes de tensión Tiempo de atención promedio Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas Los resultados evidencian diferencias importantes entre las empresas distribuidoras tanto en la incidencia de los reportes como en los tiempos promedio de atención. Si bien un mayor número de reportes puede estar asociado a una mayor interacción de los usuarios con la empresa, los tiempos de respuesta constituyen un indicador de la capacidad operativa para atender oportunamente las incidencias. En este sentido, el seguimiento regulatorio de estos indicadores resulta de interés para identificar oportunidades de mejora en los procesos de atención, promover buenas prácticas entre empresas distribuidoras y fortalecer la calidad de la gestión comercial brindada a los abonados. 6.2. Quejas Las quejas presentadas por los usuarios constituyen un insumo fundamental para evaluar la calidad de la gestión comercial de las empresas distribuidoras, ya que reflejan la experiencia de los abonados en aspectos relacionados con la facturación, la medición, la calidad del servicio y otros procesos de atención comercial. 56 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía El análisis de estos indicadores permite identificar las principales causas que motivan las inconformidades de los usuarios, comparar el desempeño relativo de las empresas distribuidoras y valorar la efectividad de los mecanismos de atención y resolución implementados. Asimismo, estos resultados brindan información de utilidad para orientar acciones regulatorias y de mejora continua dirigidas a fortalecer la calidad de la gestión comercial. La siguiente infografía (figura 11) presenta un resumen nacional de las quejas registradas durante el 2025, destacando su distribución por motivo, las diferencias observadas entre las empresas distribuidoras y el nivel de resolución alcanzado al cierre del período. FIGURA 11 QUEJAS PRESENTADAS POR LAS PERSONAS USUARIAS A LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS. COSTA RICA, 2025 Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. 57 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía En términos generales, la mayor cantidad de quejas durante 2025 se debió a la facturación del servicio eléctrico. La empresa distribuidora que mayor cantidad recibió fue JASEC. En cuanto a quejas por medición el ICE fue la que más recibió, Coopeguanacaste recibió la mayor cantidad por calidad de la tensión. Llama la atención las empresas CNFL y Coopeguanacaste, reportan las menores cantidades de estas. COOPESANTOS no reportó la atención de quejas durante el 2025. En cuanto a la atención y resolución estas, el gráfico al cierre del período, la totalidad empresas distribuidoras habían resuelto el 100 % de las quejas formuladas por sus abonados. La concentración de las quejas en temas de facturación evidencia la importancia de mantener procesos de medición, lectura y facturación confiables, transparentes y oportunos. Asimismo, el hecho de que la totalidad de las empresas distribuidoras reportara la resolución del 100 % de las quejas constituye un resultado positivo desde la perspectiva regulatoria; sin embargo, el seguimiento debe orientarse no solo a la capacidad de resolución, sino también a la reducción sostenida de la incidencia de reclamos, especialmente en aquellos motivos que presentan mayor recurrencia. 6.3. Medición Los sistemas de medición constituyen un componente estratégico para la gestión comercial y la supervisión regulatoria del servicio eléctrico, ya que permiten registrar el consumo de energía, mejorar la precisión de la facturación y facilitar la atención de los usuarios. Asimismo, las tecnologías más avanzadas de medición proporcionan información sobre la continuidad y la calidad de la tensión suministrada, fortaleciendo la capacidad de las empresas distribuidoras para la operación de la red y la toma de decisiones. La evolución tecnológica del parque nacional de medidores representa un elemento clave para la modernización del servicio eléctrico, al incorporar funcionalidades como la lectura remota, la gestión avanzada de la medición y el registro de parámetros asociados a la calidad del suministro. Estas capacidades contribuyen a mejorar la eficiencia operativa de las empresas distribuidoras y amplían las herramientas disponibles para la supervisión regulatoria. La siguiente infografía (figura N° 12) resume el estado del parque nacional de medidores durante el 2025, destacando su grado de modernización, las diferencias observadas entre las empresas distribuidoras y las principales capacidades disponibles para el registro de interrupciones y de la calidad de la tensión. 58 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía FIGURA 12 ESTADO DEL PARQUE NACIONAL DE MEDIDORES. COSTA RICA, 2025 La diferencia entre total de abonados se da por diferencias en fechas de corte de los datos para este informe. Las infografías se encuentran disponibles en alta resolución en el Anexo F. La composición del parque nacional de medidores, de manera específica, se muestra en el gráfico N° 14. El gráfico presenta la clasificación de los medidores según la tecnología empleada. Dentro de esta clasificación se encuentran los Sistemas de Medición Inteligente (SMI), los cuales, para efectos prácticos del presente informe, se agrupan bajo la categoría de Infraestructura de Medición Avanzada (AMI, por sus siglas en inglés). 59 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 14 Composición del Parque Nacional de Medidores por tecnología. 2025 13,8% 26,1% 43,3% 16,9% SMI: Electrónico. Lectura y desconexión remota. AMR: Electrónico. Sin desconexión remota. Electrónico: Lectura en sitio. Ferraris:Electromecánico Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas A diciembre del 2025 el parque de medidores del sistema de medición y registro de energía nacional está constituido por 2 062 881 unidades, distribuidos en función de su tecnología de funcionamiento; a pesar de que las empresas iniciaron hace unos años con la modernización de los sistemas de medición, a diciembre de 2025 aún un 39,8 % del parque de medidores son de una tecnología relativamente obsoleta (electromecánicos y electrónicos de lectura en sitio), mientras que el restante 60,2 % es de tecnología más actual. De los medidores de tecnología obsoleta un 13,8 % son electromecánicos y un 26,1 % son electrónicos de lectura en sitio, con respecto a la totalidad del parque de medidores nacional. En lo que respecta a los medidores de tecnología más actual, se tiene que, con respecto al parque de medidores nacional, un 16,9 % son medidores de lectura automática (AMR), pero sin desconexión remota y un 43,3% medidores compatibles con una infraestructura de medición avanzada (AMI), con lectura y desconexión remota. En cuanto al uso por sector de consumo, el gráfico N° 15, resume la composición del parque de medidores. 60 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N°15 COMPOSICIÓN DEL PARQUE NACIONAL DE MEDIDORES POR SECTOR Y TECNOLOGÍA 2025 14,3% 9,2% 4,6% 20,7% 25,9% 26,4% 49,8% 30,1% 16,1% 23,0% 17,7% 19,4% 43,7% 41,4% 27,9% 29,8% Residencial Comercios y servicios Industria Preferencial SMI: Electrónico. Lectura y desconexión remota. AMR: Electrónico. Sin desconexión remota. Electrónico: Lectura en sitio. Ferraris:Electromecánico Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas En cuanto al parque de medidores con capacidad para registrar interrupciones de servicio, el gráfico N°16 muestra que el 88,7 % del parque nacional de medidores no registra interrupciones del servicio eléctrico. En contraste, el 11,3 % restante cuenta con alguna funcionalidad para este fin, destacándose un 9,9 % que registra tanto la frecuencia como la duración de cada interrupción entre períodos de lectura. Los medidores que registran la cantidad y duración total de las interrupciones representan el 0,9 %, mientras que aquellos que únicamente registran la cantidad de interrupciones corresponden al 0,5 %. Estos resultados evidencian una limitada penetración de tecnologías avanzadas para el monitoreo de la continuidad del suministro. 61 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía GRÁFICO N° 16 COMPOSICIÓN DEL PARQUE NACIONAL DE MEDIDORES CON REGISTRO DE INTERRUPCIONES 2025 Composición del Parque Nacional de Medidores con Registro de Interrupciones 2025 0,5% 0,9% 9,9% 88,7% Solo cantidad (frecuencia) de interrupciones entre periodos de lectura. Cantidad (Frecuencia) y duración total de interrupciones entre periodos de lectura. Cantidad (frecuencia) y duración de cada interrupción entre periodos de lectura. No registra interrupciones. Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas En el gráfico N° 17 se muestra la distribución porcentual de las tecnologías de medición del parque de medidores nacionales por empresa, en el que se destaca que las cooperativas de electrificación rural son las empresas que llevan la vanguardia en el uso de tecnología moderna de medición; COOPEALFARORUIZ es la única empresa que cuenta con el 100% de medidores de tecnología de vanguardia; le siguen COOPESANTOS con 99.8%, COOPEGUANACASTE con 98,9% y finalmente COOPELESCA con 92,3%. En cuanto a las empresas municipales, lidera la ESPH, con un 49,4% seguido por JASEC con apenas un 0,1% de medidores de tecnología moderna. 62 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Gráfico N° 17 Distribución porcentual de tecnología de medición por empresa Diciembre-2025 SMI: Electrónico. Lectura y desconexión remota. AMR: Electrónico. Sin desconexión remota. Electrónico: Lectura en sitio. Ferraris:Electromecánico Fuente: Aresep a partir de datos suministrados por las empresas eléctricas En lo que respecta a las empresas públicas, la CNFL, tiene un 38,2% de sus sistemas de medición de tecnología moderna, mientras que el ICE posee un 34,7% de sus equipos de esa tecnología. Hay que destacar también que la CNFL y la JASEC son las empresas con mayor porcentaje de medidores obsoletos de funcionamiento electromecánico; 23,4% y 29,5%, respectivamente. Los resultados muestran un avance importante en la modernización del parque nacional de medidores, impulsado principalmente por las empresas cooperativas de electrificación rural. No obstante, persisten diferencias significativas entre empresas distribuidoras en el nivel de adopción de tecnologías modernas y en las capacidades de registro de parámetros asociados a la continuidad y la calidad de la tensión. Desde la perspectiva regulatoria, esta información constituye un insumo relevante para promover la modernización gradual de los sistemas de medición, fortalecer la supervisión de la calidad del servicio y ampliar las capacidades de monitoreo disponibles para las empresas distribuidoras y para este Ente Regulador. En conjunto, los resultados del presente capítulo evidencian que la calidad de la gestión comercial no depende únicamente de la atención oportuna de los usuarios, sino también de la capacidad de las empresas distribuidoras para prevenir incidencias mediante procesos comerciales eficientes y sistemas de medición 63 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía modernos. En este contexto, el fortalecimiento de la infraestructura de medición, la reducción de las causas recurrentes de quejas y la mejora continua en los tiempos de atención constituyen elementos complementarios para elevar la percepción de calidad del servicio eléctrico y fortalecer la supervisión regulatoria. 64 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 7. Conclusiones. · Durante el 2025 los usuarios del servicio eléctrico experimentaron en promedio 6,29 interrupciones en el suministro del servicio eléctrico, con una duración superior a los cinco minutos, un valor menor al del 2024 que fue de 7,63. · El tiempo promedio de interrupción experimentado por abonado fue de 8,11 horas (8 horas y 6 minutos), considerando las interrupciones con duración superior a los cinco minutos, valor inferior al de 2024 que fue de 9,92 horas (9 horas y 55 minutos). · La mayor cantidad de interrupciones que percibieron los usuarios fueron la momentáneas que tienen una duración menor a un minuto (57,3%), seguidas por las temporales que duran entre un minuto y cinco minutos (23,1%) y por último las prolongadas que son mayores a cinco minutos (19,6%). · Durante los años 2013-2025, ambos inclusive, el indicador de frecuencia promedio de interrupciones por abonado (FPI) ha presentado variabilidad, pero tendiendo a un valor promedio de 8,14 y siendo el valor del 2025 el menor del periodo. Por su parte el indicador Tiempo Promedio de Interrupción por abonado (DPIR) ha mostrado en ese periodo una tendencia a incrementarse. · Como es típico en nuestro país por contar con una red eléctrica aérea, las causas externas fueron las que mayormente dieron origen a las interrupciones en el suministro eléctrico: flora (36,5%), fauna (16,1%) y tormenta eléctrica (14,1%). Otras causas significativas fueron: fallo en materiales y equipos (9,0%), viento (5,2%) y colisión de vehículos con la red (4,2 %). 65 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía 8. Reflexiones finales. · A diciembre de 2025, un 43,3% del parque de medidores nacional es compatible con una infraestructura de medición avanzada (AMI), con lectura y desconexión remota. · Las cooperativas de electrificación llevan el liderazgo en lo que respecta a la infraestructura de medición avanzada (AMI), con lectura y desconexión remota. · Es necesario que las empresas aceleren el proceso de modernización del parque de medidores con la adquisición de medidores inteligentes ajustados a los requisitos de calidad como base para el establecimiento futuro de redes inteligentes. · Todas las empresas distribuidoras presentaron un incremento, con respecto a su promedio ponderado quinquenal 2020-2024 en al menos una de sus tasas de eventos por kilómetro de red analizadas, que inciden en la calidad del suministro eléctrico que brindan, por lo que es necesario que tomen las medidas necesarias para mejorarlas. · Durante el 2025 se observó una mejora en los indicadores nacionales de continuidad del servicio eléctrico. Tanto la frecuencia promedio de interrupciones por abonado (FPI) como la duración promedio de interrupción por abonado (DPIR) registraron una reducción respecto al año anterior, alcanzando el menor valor de la serie histórica para el FPI y una disminución significativa del DPIR. Asimismo, se registró una reducción en la cantidad de eventos que provocaron interrupciones del servicio, lo que evidencia un desempeño nacional favorable en materia de continuidad. · El análisis de las tasas de ocurrencia por kilómetro de red evidenció diferencias importantes entre las empresas distribuidoras en cuanto a las causas que originan las interrupciones del servicio. Mientras algunas empresas mantienen como principal desafío los eventos asociados a la vegetación, otras presentan mayor incidencia de fauna, viento, tormentas 66 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía eléctricas, colisiones de vehículos o fallas en materiales y equipos. Estos resultados confirman la necesidad de que las estrategias de mantenimiento y gestión de riesgos respondan a las características propias de cada zona de concesión. · El análisis individual por empresa permitió identificar una mejora generalizada en los indicadores de continuidad durante el 2025; sin embargo, también evidenció diferencias importantes en la magnitud de dicha mejora y en la proporción de abonados que continúan experimentando niveles de continuidad superiores a los valores de referencia. Lo anterior reafirma la importancia de mantener un seguimiento regulatorio diferenciado, orientado a la mejora continua y basado en el desempeño de cada empresa distribuidora. · En materia de calidad de la tensión, los resultados obtenidos muestran que la gran mayoría de los servicios evaluados mediante el programa UVECASE se mantuvieron conformes con los parámetros establecidos en la normativa vigente. No obstante, las principales causas de no conformidad continúan asociadas a problemas de regulación de tensión, acometidas extensas y conectores fijos dañados, aspectos que representan oportunidades de mejora tanto en las labores de mantenimiento como en la operación de las redes de distribución. · El análisis de las deficiencias de tensión reportadas por los usuarios evidencia que una parte importante de las situaciones tiene su origen en causas internas de las empresas distribuidoras o en factores externos asociados a la red eléctrica, mientras que una proporción relevante corresponde a falsos reportes o condiciones propias de las instalaciones de los usuarios. Estos resultados resaltan la importancia de fortalecer los procesos de diagnóstico y atención de reportes, con el fin de orientar de manera más eficiente las acciones correctivas. · En cuanto a la gestión comercial, las empresas distribuidoras mantienen, en términos generales, tiempos de atención oportunos para los reportes de interrupciones y perturbaciones de tensión, así como altos niveles de resolución de las quejas presentadas por los abonados. No obstante, persisten diferencias entre empresas en la incidencia de reportes y 67 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía reclamos, particularmente en temas asociados con la facturación y la calidad de la tensión, aspectos que continúan siendo de interés para el seguimiento regulatorio. · El parque nacional de medición continúa avanzando hacia tecnologías de medición inteligente, impulsado principalmente por las empresas cooperativas de electrificación rural. Sin embargo, aún existen diferencias importantes entre empresas distribuidoras en cuanto al grado de modernización de sus sistemas de medición y a las capacidades disponibles para el registro de parámetros asociados a la continuidad y la calidad de la tensión, lo cual representa un reto para la evolución tecnológica del sector. · En términos generales, los resultados del presente informe evidencian una evolución favorable de la calidad del suministro eléctrico durante el 2025, particularmente en materia de continuidad del servicio. No obstante, también muestran que persisten diferencias entre empresas distribuidoras y entre zonas de concesión, asociadas a condiciones geográficas, ambientales, tecnológicas y operativas, por lo que la regulación debe continuar promoviendo un enfoque basado en evidencia, mejora continua y supervisión técnica, que permita consolidar los avances alcanzados y orientar las acciones regulatorias hacia aquellos aspectos que presentan mayores oportunidades de mejora. 68 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO A. Circuitos en 2025 con frecuencia promedio de interrupción por abonado superior a la media ponderada del quinquenio 2020-2024. (8,25 veces) EMPRESA CIRCUITO NOMBRE CIRCUITO ABONADOS DEL CIRCUITO FPI % DE ABONADOS DE LA EMPRESA ICE 264 PALMAR-PUERTO JIMENEZ 2935 23,76 0,4% ICE 282 RIO CLARO-CHACARITA 1821 19,41 0,2% ICE 305 SANTA RITA-NOSARA 6733 19,08 0,9% ICE 299 SAN ISIDRO-QUEPOS 14734 18,55 1,9% CNFL 86 LINDORA-BRASIL 739 16,92 0,1% CNFL 411 ESCAZÚ-PIEDADES 7349 16,29 1,2% ICE 285 RIO CLARO-GOLFITO 8403 16,23 1,1% ICE 263 PALMAR-CORTES 6160 16,20 0,8% ICE 273 PARRITA-SAVEGRE 11185 15,46 1,4% CNFL 16 BARVA-CIPRESAL 3831 15,46 0,6% ICE 274 PARRITA-QUEPOS 10228 15,43 1,3% ICE 341 COBANO - URBANO 4162 15,26 0,5% CNFL 46 DESAMPARADOS-RIO AZUL 11237 15,24 1,8% ICE 342 COBANO - POCHOTE 4017 14,80 0,5% CNFL 44 DESAMPARADOS-CALLE FALLAS 11498 14,68 1,8% COOPEGUANACASTE 218 GUAYABAL-MARBELLA 5787 14,39 5,8% ICE 284 RIO CLARO-COTOS 3686 14,39 0,5% ICE 271 PARRITA-JACO 3358 14,28 0,4% ESPH 85 LAS FLORES 14336 13,86 14,7% ICE 183 CAÑAS-LA IRMA 3123 13,75 0,4% ICE 221 JUANILAMA-HERRADURA 4025 13,59 0,5% JASEC 212 GUAYABAL 4665 13,57 4,2% CNFL 11 ANONOS-INDUSTRIAL 3167 13,38 0,5% COOPEGUANACASTE 414 PINILLA-HERNANDEZ 1974 13,25 2,0% COOPEGUANACASTE 216 GUAYABAL-SANTA BARBARA 6177 13,03 6,1% CNFL 23 BRASIL-REFORMA 5601 12,87 0,9% CNFL 41 CURRIDABAT-CENTRAL 4007 12,85 0,6% ICE 287 RIO CLARO-TECNOLOGICO 11139 12,83 1,4% CNFL 98 PORROSATI-SANTA BARBARA 17917 12,82 2,9% ICE 303 SANTA RITA-COBANO 3070 12,79 0,4% ICE 347 GARABITO-SUBASTA 6265 12,59 0,8% CNFL 21 BRASIL-CIUDAD COLON 9080 12,16 1,5% COOPESANTOS 154 SAN GERARDO-PROVIDENCIA 357 11,81 0,7% CNFL 35 COLIMA-GUADALUPE 1 3684 11,56 0,6% COOPEGUANACASTE 259 NUEVO COLON-PLAYA MATAPALO 218 11,35 0,2% CNFL 146 SUR-SAN CAYETANO 5097 11,32 0,8% COOPESANTOS 83 MORA 6368 11,19 11,8% ICE 356 PALMAR-PALMAR NORTE 2176 11,18 0,3% 69 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía EMPRESA CIRCUITO NOMBRE CIRCUITO ABONADOS DEL CIRCUITO FPI % DE ABONADOS DE LA EMPRESA JASEC 203 FATIMA 7409 11,13 6,7% COOPEGUANACASTE 415 PINILLA-TAMARINDO 9666 10,77 9,6% CNFL 111 SABANILLA-SAN RAFAEL 15403 10,63 2,5% COOPESANTOS 77 RIO CONEJO (9) 8943 10,50 16,6% COOPEGUANACASTE 304 SANTA RITA-HOJANCHA 8322 10,39 8,3% CNFL 62 ESTE-SAN DIEGO 15553 10,36 2,5% CNFL 324 CORONADO-CASCAJAL 9948 10,35 1,6% COOPESANTOS 78 ACOSANTA (2) 16183 10,34 29,9% CNFL 106 SABANILLA-LOURDES 6493 10,34 1,0% CNFL 67 GUADALUPE-CENTRAL 3501 10,22 0,6% CNFL 19 BELEN-SAN JUAN 810 10,21 0,1% ICE 266 PAPAGAYO-ENLACE LIBERIA 298,25 10,17 0,0% CNFL 51 ELECTRIONA-POTRERILLOS 6829 10,10 1,1% CNFL 58 ESCAZU-SANTA ANA SUR 5694 10,09 0,9% ICE 298 SAN ISIDRO-PEJIBAYE 13600 10,07 1,7% CNFL 27 CAJA-INA 4906 10,01 0,8% ICE 249 NARANJO-ALTO CASTRO 7799 10,01 1,0% CNFL 50 ELECTRIONA-MONTANA 855 10,00 0,1% CNFL 109 SABANILLA-SAN MARINO 14269 9,81 2,3% CNFL 151 URUCA-BARRIO MEXICO 3603 9,75 0,6% ICE 181 CAÑAS-BEBEDERO 4647 9,67 0,6% ICE 343 COBANO - LA ESPERANZA 1279 9,48 0,2% ICE 182 CAÑAS-GUAYABO 2755 9,24 0,3% COOPELESCA 92 MONTERREY 2921 9,21 2,4% CNFL 54 ESCAZU-JABONCILLOS 11534 9,17 1,8% ICE 164 ARENAL-SANGREGADO 4364 9,12 0,6% CNFL 47 DESAMPARADOS-SAN ANTONIO 11701 9,10 1,9% ICE 272 PARRITA-MANUEL ANTONIO 3105 9,04 0,4% CNFL 22 BRASIL-FORUM 476 9,04 0,1% CNFL 105 SABANILLA-IPIS 6696 8,72 1,1% ICE 346 GARABITO-LA IRMA 5603 8,72 0,7% CNFL 71 HEREDIA-BARREAL 10844 8,68 1,7% COOPEGUANACASTE 215 GUAYABAL-LAGUNILLA 2833 8,68 2,8% CNFL 153 URUCA-VIRILLA 2511 8,67 0,4% CNFL 405 HIGUITO-PATARRÁ 9967 8,44 1,6% COOPELESCA 425 SAN JORGE 2447 8,38 2,0% ICE 295 SAN ISIDRO-BUENA VISTA 12431 8,30 1,6% ESPH 279 QUEBRADAS 12755 8,28 13,1% ICE 234 LIBERIA-URBANO 6005 8,28 0,8% 70 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO B. Circuitos en 2025 con tiempo promedio de interrupción por abonado superior a la media ponderada del quinquenio 2020-2024. (9,54: 9 horas 32 minutos) EMPRESA CIRCUITO NOMBRE CIRCUITO ABONADOS DEL CIRCUITO DPIR % DE ABONADOS DE LA EMPRESA ICE 305 SANTA RITA-NOSARA 6733 48,62 0,8% ICE 341 COBANO - URBANO 4162 45,35 0,5% ICE 365 SANTA RITA-RESPALDO NOSARA 7778 43,96 0,9% ICE 357 PALMAR-PALMAR SUR 6242 43,45 0,7% ICE 342 COBANO - POCHOTE 4017 42,83 0,5% ICE 303 SANTA RITA-COBANO 3070 38,34 0,3% ICE 183 CAÑAS-LA IRMA 3123 34,46 0,4% ICE 266 PAPAGAYO-ENLACE LIBERIA 298 33,77 0,0% ICE 285 RIO CLARO-GOLFITO 8403 31,19 0,9% ICE 343 COBANO - LA ESPERANZA 1279 29,75 0,1% ICE 274 PARRITA-QUEPOS 10228 29,34 1,2% CNFL 16 BARVA-CIPRESAL 3831 27,86 0,6% ICE 282 RIO CLARO-CHACARITA 1821 27,83 0,2% 2935 27,34 0,3% ICE 264 PALMAR-PUERTO JIMENEZ 3686 22,51 0,4% 6160 22,24 0,7% ICE 284 RIO CLARO-COTOS 1787 21,87 1,5% 964 21,42 0,1% ICE 263 PALMAR-CORTES 5787 21,06 5,8% 6005 20,50 0,7% COOPELESCA 431 COOPEVEGA 14734 20,20 1,7% 7199 19,89 0,8% ICE 375 SANTA RITA-ISLA CHIRA 11185 19,19 1,3% 4364 18,56 0,5% COOPEGUANACASTE 218 GUAYABAL-MARBELLA 18,49 0,0% 65 ICE 234 LIBERIA-URBANO ICE 299 SAN ISIDRO-QUEPOS ICE 242 MIRAVALLES-DEL ORO ICE 273 PARRITA-SAVEGRE ICE 164 ARENAL-SANGREGADO ICE 345 COCO-TECNOPARQUES CNFL 145 SUR-DESAMPARADOS 3204 18,06 0,5% 739 17,65 0,1% CNFL 86 LINDORA-BRASIL 4684 17,50 4,8% 218 17,49 0,2% ESPH 294 SAN ISIDRO 357 16,36 0,7% 12028 16,29 10,8% COOPEGUANACASTE 259 NUEVO COLON-PLAYA MATAPALO 3358 16,02 0,4% 8501 15,68 1,0% COOPESANTOS 154 SAN GERARDO-PROVIDENCIA 769 15,67 0,1% 4510 15,64 3,7% JASEC 186 CARTAGO 4025 15,52 0,5% 7799 15,09 0,9% ICE 271 PARRITA-JACO 810 14,99 0,1% 4894 14,93 0,6% ICE 227 LEESVILLE-PIÑERAS ICE 371 JACO HERMOSA COOPELESCA 84 LA TABLA ICE 221 JUANILAMA-HERRADURA ICE 249 NARANJO-ALTO CASTRO CNFL 19 BELEN-SAN JUAN ICE 323 TURRIALBA-VOLCAN CNFL 11 ANONOS-INDUSTRIAL 3167 14,54 0,5% ICE 2750 14,43 0,3% ICE 368 JACO NEXUS 2755 14,30 0,3% CNFL 5097 14,13 0,8% ICE 182 CAÑAS-GUAYABO 14,05 0,0% ICE 91 13,96 0,8% JASEC 146 SUR-SAN CAYETANO 6960 13,80 14,9% ICE 16516 13,70 1,3% 317 TORO-LAGUNA 11723 252 NARANJO-LLANO BONITO 187 CERRILLOS 179 CAHUITA-BRIBRI 71 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía EMPRESA CIRCUITO NOMBRE CIRCUITO ABONADOS DEL CIRCUITO DPIR % DE ABONADOS DE LA EMPRESA ICE 356 13,61 0,2% CNFL 44 PALMAR-PALMAR NORTE 2176 13,55 1,8% COOPELESCA 118 13,34 4,5% ICE 354 DESAMPARADOS-CALLE FALLAS 11498 13,28 0,5% COOPELESCA 429 13,24 8,3% ICE 243 SANTA ROSA 5495 13,16 1,4% COOPESANTOS 78 12,98 29,9% COOPELESCA 156 PAILAS-CURUBANDE 4141 12,94 1,6% CNFL 58 12,93 0,9% CNFL 71 LOS ÁNGELES 10205 12,90 1,7% ICE 403 12,36 1,6% ICE 360 MIRAVALLES-GUATUSO 12581 12,14 0,0% ICE 295 12,09 1,4% ICE 298 ACOSANTA (2) 16183 12,01 1,5% COOPESANTOS 83 11,8 11,8% CNFL 87 VERACRUZ 1975 11,75 1,9% ICE 181 11,74 0,5% CNFL 111 ESCAZU-SANTA ANA SUR 5694 11,65 2,5% ICE 369 11,62 0,9% ICE 316 HEREDIA-BARREAL 10844 11,56 0,0% CNFL 8 11,37 1,2% ICE 351 SAN ISIDRO-BUENOS AIRES NUEVO 14278 11,13 2,1% ICE 180 11,04 0,8% CNFL 324 POAS-LOS LLANOS 231 10,96 1,6% ICE 208 10,96 1,3% COOPELESCA 422 SAN ISIDRO-BUENA VISTA 12431 10,94 0,5% ICE 353 10,90 0,1% COOPEGUANACASTE 216 SAN ISIDRO-PEJIBAYE 13600 10,82 6,1% ICE 265 10,78 0,1% CNFL 41 MORA 6368 10,75 0,6% CNFL 27 10,73 0,8% ICE 272 LINDORA-GUACIMA 11998 10,72 0,4% COOPEGUANACASTE 414 10,68 2,0% CNFL 411 CAÑAS-BEBEDERO 4647 10,41 1,2% ICE 346 10,41 0,6% COOPESANTOS 77 SABANILLA-SAN RAFAEL 15403 10,36 16,6% COOPELESCA 428 10,35 2,4% CNFL 98 JACO ESTEROS 7848 10,28 2,9% COOPELESCA 425 10,27 2,0% ICE 347 TORO - LOS ANGELES 329 10,24 0,7% CNFL 405 10,21 1,6% COOPELESCA 92 ANONOS-AYALA 7400 10,18 2,4% COOPESANTOS 159 10,04 4,7% ICE 254 MIRAVALLES-LOS CHILES 18740 10,03 0,3% COOPEGUANACASTE 304 9,98 8,3% ICE 204 CAHUITA-COSTANERA 7065 9,83 0,2% ICE 248 9,78 0,5% ICE 355 CORONADO-CASCAJAL 9948 9,73 0,0% ICE 349 9,68 1,2% GARITA-PALMARES 11845 SAN JOSECITO 594 NARANJO-LA ARGENTINA 882 GUAYABAL-SANTA BARBARA 6177 PAPAGAYO-CABUYAL 696 CURRIDABAT-CENTRAL 4007 CAJA-INA 4906 PARRITA-MANUEL ANTONIO 3105 PINILLA-HERNANDEZ 1974 ESCAZÚ-PIEDADES 7349 GARABITO-LA IRMA 5603 RIO CONEJO (9) 8943 SANTA CLARA 2995 PORROSATI-SANTA BARBARA 17917 SAN JORGE 2447 GARABITO-SUBASTA 6265 HIGUITO-PATARRÁ 9967 MONTERREY 2921 LA PAZ 2553 NARANJO-ROSARIO 3088 SANTA RITA-HOJANCHA 8322 GARITA-ATENAS 1518 MOIN-SIXAOLA 4465 PALMAR-INTERAMERICANA 207 JUANILAMA-OROTINA 10982 72 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO C Listado de los circuitos en 2025 con cantidad mayor a 25 interrupciones por flora ID Nombre Empresa TOTAL 299 SAN ISIDRO-QUEPOS ICE 1005 274 PARRITA-QUEPOS ICE 487 263 PALMAR-CORTES ICE 393 273 PARRITA-SAVEGRE ICE 356 179 CAHUITA-BRIBRI ICE 330 357 PALMAR-PALMAR SUR ICE 310 228 LEESVILLE-RIO FRIO ICE 277 295 SAN ISIDRO-BUENA VISTA ICE 251 298 SAN ISIDRO-PEJIBAYE ICE 235 369 JACO ESTEROS ICE 231 403 SAN ISIDRO-BUENOS AIRES NUEVO ICE 215 218 GUAYABAL-MARBELLA COOPEGUANACASTE 214 351 MIRAVALLES-LOS CHILES ICE 210 234 LIBERIA-URBANO ICE 190 180 CAHUITA-COSTANERA ICE 179 242 MIRAVALLES-DEL ORO ICE 178 285 RIO CLARO-GOLFITO ICE 178 243 MIRAVALLES-GUATUSO ICE 172 223 LEESVILLE-CARIARI ICE 170 305 SANTA RITA-NOSARA ICE 165 287 RIO CLARO-TECNOLOGICO ICE 160 310 TRAPICHE - ZENT ICE 160 224 LEESVILLE-GUACIMO ICE 159 429 LOS ÁNGELES COOPELESCA 156 341 COBANO - URBANO ICE 155 368 JACO NEXUS ICE 141 342 COBANO - POCHOTE ICE 139 365 SANTA RITA-RESPALDO NOSARA ICE 139 113 SAN ISIDRO COOPELESCA 135 227 LEESVILLE-PIÑERAS ICE 135 324 CORONADO-CASCAJAL CNFL 134 283 RIO CLARO-CIUDAD NEILY ICE 133 264 PALMAR-PUERTO JIMENEZ ICE 132 207 GARITA-JUNQUILLO ICE 129 248 MOIN-SIXAOLA ICE 126 181 CAÑAS-BEBEDERO ICE 125 286 RIO CLARO-SAN VITO ICE 122 296 SAN ISIDRO-BUENOS AIRES ICE 122 284 RIO CLARO-COTOS ICE 119 271 PARRITA-JACO ICE 117 73 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ID Nombre Empresa TOTAL 216 GUAYABAL-SANTA BARBARA COOPEGUANACASTE 110 183 CAÑAS-LA IRMA ICE 109 349 JUANILAMA-OROTINA ICE 108 COOPELESCA 107 118 SANTA ROSA COOPEGUANACASTE 107 107 213 GUAYABAL-FILADELFIA ICE 103 ICE 102 370 JACO HERRADURA COOPEGUANACASTE 101 COOPELESCA 98 221 JUANILAMA-HERRADURA COOPEGUANACASTE 98 ICE 306 SANTA RITA-PAQUERA 97 ICE 431 COOPEVEGA 96 ICE 258 NUEVO COLON-PLAYA HERMOSA 96 COOPEGUANACASTE 95 303 SANTA RITA-COBANO ICE 94 CNFL 91 174 BELEN-ALAJUELA ICE 90 ICE 90 282 RIO CLARO-CHACARITA COOPEGUANACASTE 85 304 SANTA RITA-HOJANCHA CNFL 84 319 TURRIALBA-GRANO DE ORO 82 CNFL 82 98 PORROSATI-SANTA BARBARA COOPELESCA 80 272 PARRITA-MANUEL ANTONIO ICE 80 208 GARITA-PALMARES CNFL 74 73 214 GUAYABAL-NICOYA COOPEGUANACASTE 73 COOPELESCA 71 111 SABANILLA-SAN RAFAEL COOPELESCA CNFL 71 87 LINDORA-GUACIMA CNFL 71 31 CHILAMATE COOPELESCA 71 68 182 CAÑAS-GUAYABO ICE 66 COOPEGUANACASTE 65 54 ESCAZU-JABONCILLOS ICE 64 415 PINILLA-TAMARINDO CNFL ICE 63 92 MONTERREY 63 COOPELESCA 62 84 LA TABLA 62 COOPELESCA 61 405 HIGUITO-PATARRÁ ICE ICE 21 BRASIL-CIUDAD COLON ICE ICE 65 FORTUNA 171 BARRANCA-ESPARZA 257 NUEVO COLON-OCOTAL 246 MOIN-PUERTO VIEJO 2 ALAJUELITA-LA VERBENA 230 LIBERIA-BAGACES 95 PITAL 160 VIRGEN 162 ANGOSTURA-PERALTA 164 ARENAL-SANGREGADO 225 LEESVILLE-GUAPILES 354 PAILAS-CURUBANDE 74 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO D. Listado de circuitos en 2025 con 10 o más interrupciones por colisión de vehículos ID Nombre Empresa TOTAL 214 GUAYABAL-NICOYA COOPEGUANACASTE 32 93 NORTE ESPH 30 213 GUAYABAL-FILADELFIA COOPEGUANACASTE 30 279 QUEBRADAS ESPH 30 78 ACOSANTA (2) COOPESANTOS 29 117 SAN PABLO ESPH 29 87 LINDORA-GUACIMA CNFL 28 94 OESTE ESPH 26 54 ESCAZU-JABONCILLOS CNFL 25 217 GUAYABAL-SANTA CRUZ COOPEGUANACASTE 25 258 NUEVO COLON-PLAYA HERMOSA COOPEGUANACASTE 25 304 SANTA RITA-HOJANCHA COOPEGUANACASTE 25 7 ALAJUELITA-SAN FELIPE CNFL 24 111 SABANILLA-SAN RAFAEL CNFL 24 408 HIGUITO-ASERRÍ CNFL 24 44 DESAMPARADOS-CALLE FALLAS CNFL 23 187 CERRILLOS JASEC 23 306 SANTA RITA-PAQUERA COOPEGUANACASTE 21 62 ESTE-SAN DIEGO CNFL 20 269 PARAISO JASEC 20 57 ESCAZU-SANTA ANA NORTE CNFL 19 262 PACAYAS JASEC 19 415 PINILLA-TAMARINDO COOPEGUANACASTE 19 2 ALAJUELITA-LA VERBENA CNFL 18 47 DESAMPARADOS-SAN ANTONIO CNFL 18 315 TEJAR-GUADALUPE JASEC 18 48 DESAMPARADOS-SANTA MARTA CNFL 17 105 SABANILLA-IPIS CNFL 17 71 HEREDIA-BARREAL CNFL 16 98 PORROSATI-SANTA BARBARA CNFL 16 75 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ID Nombre Empresa TOTAL 6 ALAJUELITA-PERIFERICO CNFL 15 CNFL 15 108 SABANILLA-PURRAL COOPEGUANACASTE 15 JASEC 15 216 GUAYABAL-SANTA BARBARA CNFL 15 JASEC 14 313 TARAS COOPEGUANACASTE 14 JASEC 14 406 HIGUITO-LOS GUIDO CNFL 13 ESPH 13 186 CARTAGO CNFL 13 CNFL 13 215 GUAYABAL-LAGUNILLA COOPESANTOS 13 COOPEGUANACASTE 13 280 QUEBRADILLA CNFL 12 30 CAJA-PAVAS COOPESANTOS 12 85 LAS FLORES CNFL 12 109 SABANILLA-SAN MARINO JASEC 12 116 SAN MIGUEL-SANTO TOMAS COOPEGUANACASTE 12 12 157 SAN ANTONIO CNFL 12 ICE 11 257 NUEVO COLON-OCOTAL CNFL 11 CNFL 11 63 ESTE-TRES RIOS COOPESANTOS 11 COOPELESCA 75 DOTA 11 CNFL 89 LINDORA-OJO DE AGUA 10 CNFL 10 203 FATIMA COOPESANTOS 10 10 218 GUAYABAL-MARBELLA CNFL 10 COOPELESCA 10 327 CORONADO SAN JERONIMO CNFL 359 POAS-MESON CNFL 41 CURRIDABAT-CENTRAL 46 DESAMPARADOS-RIO AZUL 77 RIO CONEJO (9) 84 LA TABLA 407 HIGUITO-HIGUERONES 53 ESCAZU-GUACHIPELIN 83 MORA 106 SABANILLA-LOURDES 118 SANTA ROSA 144 SUR-BARRIO CUBA 326 CORONADO-SAN ISIDRO 76 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO E. Listado de circuitos en 2025 con 30 o más interrupciones por contacto de fauna ID Nombre Empresa TOTAL 305 SANTA RITA-NOSARA ICE 129 365 SANTA RITA-RESPALDO NOSARA ICE 121 42 DELICIAS COOPELESCA 110 118 SANTA ROSA COOPELESCA 99 429 LOS ÁNGELES COOPELESCA 94 84 LA TABLA COOPELESCA 87 213 GUAYABAL-FILADELFIA COOPEGUANACASTE 84 113 SAN ISIDRO COOPELESCA 81 15 BANANERAS COOPELESCA 79 95 PITAL COOPELESCA 76 181 CAÑAS-BEBEDERO ICE 76 243 MIRAVALLES-GUATUSO ICE 73 299 SAN ISIDRO-QUEPOS ICE 69 65 FORTUNA COOPELESCA 68 92 MONTERREY COOPELESCA 68 98 PORROSATI-SANTA BARBARA CNFL 66 287 RIO CLARO-TECNOLOGICO ICE 66 351 MIRAVALLES-LOS CHILES ICE 65 284 RIO CLARO-COTOS ICE 61 286 RIO CLARO-SAN VITO ICE 61 273 PARRITA-SAVEGRE ICE 59 421 CERRO CORTES COOPELESCA 58 223 LEESVILLE-CARIARI ICE 57 101 PUERTO VIEJO COOPELESCA 56 228 LEESVILLE-RIO FRIO ICE 56 342 COBANO - POCHOTE ICE 55 62 ESTE-SAN DIEGO CNFL 53 341 COBANO - URBANO ICE 53 415 PINILLA-TAMARINDO COOPEGUANACASTE 53 283 RIO CLARO-CIUDAD NEILY ICE 52 285 RIO CLARO-GOLFITO ICE 50 183 CAÑAS-LA IRMA ICE 49 425 SAN JORGE COOPELESCA 49 48 DESAMPARADOS-SANTA MARTA CNFL 48 179 CAHUITA-BRIBRI ICE 48 350 MIRAVALLES-GUAYABO ICE 47 428 SANTA CLARA COOPELESCA 47 274 PARRITA-QUEPOS ICE 46 349 JUANILAMA-OROTINA ICE 46 369 JACO ESTEROS ICE 46 258 NUEVO COLON-PLAYA HERMOSA COOPEGUANACASTE 45 180 CAHUITA-COSTANERA ICE 44 423 QUEBRADA AZUL COOPELESCA 44 77 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ID Nombre Empresa TOTAL 31 CHILAMATE COOPELESCA 43 CNFL 43 44 DESAMPARADOS-CALLE FALLAS CNFL 43 43 54 ESCAZU-JABONCILLOS COOPELESCA 42 COOPELESCA 42 155 VENECIA 42 CNFL 41 64 FLORENCIA ICE 41 CNFL 41 87 LINDORA-GUACIMA COOPELESCA 40 COOPEGUANACASTE 39 303 SANTA RITA-COBANO CNFL 37 CNFL 37 7 ALAJUELITA-SAN FELIPE CNFL 37 ICE 36 160 VIRGEN COOPELESCA 36 ICE 36 218 GUAYABAL-MARBELLA CNFL 36 CNFL 36 408 HIGUITO-ASERRÍ COOPELESCA 36 COOPELESCA 35 109 SABANILLA-SAN MARINO COOPELESCA 35 CNFL 35 111 SABANILLA-SAN RAFAEL CNFL 35 ICE 34 263 PALMAR-CORTES ICE 34 JASEC 33 427 URBANO SUR ICE 33 CNFL 310 TRAPICHE - ZENT ICE 33 324 CORONADO-CASCAJAL COOPEGUANACASTE 33 32 405 HIGUITO-PATARRÁ ICE 32 CNFL 32 426 URBANO NORTE ICE ICE 32 431 COOPEVEGA ICE 31 433 BOCA ARENAL 31 CNFL 21 BRASIL-CIUDAD COLON CNFL 31 58 ESCAZU-SANTA ANA SUR ICE 31 31 164 ARENAL-SANGREGADO ICE 31 COOPEGUANACASTE 234 LIBERIA-URBANO 31 CNFL 269 PARAISO 30 CNFL 346 GARABITO-LA IRMA COOPELESCA 46 DESAMPARADOS-RIO AZUL 182 CAÑAS-GUAYABO 260 NUEVO COLON-POTRERO 357 PALMAR-PALMAR SUR 89 LINDORA-OJO DE AGUA 227 LEESVILLE-PIÑERAS 242 MIRAVALLES-DEL ORO 282 RIO CLARO-CHACARITA 57 ESCAZU-SANTA ANA NORTE 60 ESTE-CONCEPCION 167 BARRANCA-PUNTARENAS 2 172 BARRANCA-URBANO 214 GUAYABAL-NICOYA 406 HIGUITO-LOS GUIDO 411 ESCAZÚ-PIEDADES 422 SAN JOSECITO 78 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía ANEXO F. Infografías en alta resolución para consulta detallada Voz de las personas usuarias 79 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Continuidad del suministro eléctrico en Costa Rica 80 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Abonados según empresa y tipo de tarifa 81 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Datos del sector eléctrico 2025 82 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Evolución nacional de la continuidad del servicio eléctrico 83 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Caracterización de las interrupciones 84 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Tasas de ocurrencia de principales eventos por kilómetro de red 85 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Evolución de la continuidad del servicio eléctrico 86 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Calidad de la tensión del suministro eléctrico en Costa Rica 87 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Gestión de reportes y atención al usuario 88 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Quejas presentadas por los usuarios 89 Informe de la calidad del suministro de electricidad Sistema de Distribución 2025 Intendencia de Energía Parque nacional de medidores 90