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Yulök Revista de Innovación Académica, ISSN 2215-5147, Vol. 2, N.º 1
Enero-Diciembre 2018, pp. 65-71
Vásquez, G. Sistema eléctrico nacional, desafíos y oportunidades.
Sistema eléctrico nacional, desafíos y oportunidades
Germán Vásquez Araya*
Resumen
En este estudio de caso se realizó un análisis detallado de las fuentes de energía que se utilizan en Costa Rica para la
generación de electricidad. Con su modelo eléctrico que a nivel mundial es destacado por su producción con ener-
gías renovables en un alto porcentaje. Sin embargo, se plantea una serie de desafíos y oportunidades que incorpora
esta forma de generación, de los cuales se deben analizar con el fin de obtener los mayores beneficios para el país y
su población.
Palabras clave: energía, renovables, demanda, almacenamiento, hidrógeno
Abstract
In this case study, an analysis was made about the energy sources used in Costa Rica for the generation of electricity.
Such analysis used its electric model that is worldwide recognized by its production with renewable energies in a
high percentage. However, this presents a series of challenges and opportunities that incorporate this form of gene-
ration, which must be analyzed in order to obtain the greatest benefits for the country and its population.
Keywords: energy, renewables, demand, storage, hydrogen
National electric system, challenges and oportunities
*Licenciado en Ingeniería Electrónica. Estudiante Avanzado de Maestría en la Ingeniería Electromecánica con énfasis en la adminis-
tración de la energía. Coordinador de áreas de mantenimiento en la Planta Térmica Garabito del Instituto Costarricense de Electricidad.
Profesor Universitario de pregrado y grado en la Universidad Técnica Nacional, gvasquez@utn.ac.cr
Cómo citar / How to cite
Vásquez, G. (2018). Sistema eléctrico nacional, desafíos y oportunidades. Yulök Revista de Innovación Académica, 2(1), 65-71. https://
doi.org/10.47633/yulk.v2i1.479
Introducción
Costa Rica se ha destacado en el mundo por ser unos
de los países donde su producción de energía eléctrica
se realiza en un alto porcentaje con recursos renovables.
En los últimos meses, se ha visto en muchos artículos de
periódicos internacionales, como este país, de 5 millones
de habitantes y de 51 100 km2 de superficie es capaz de
mantener por más 300 días en el 2017 una generación con
solo fuentes renovables. Para ese año Costa Rica alcan-
zo un 99.67 % (Centro Nacional del Control de Energía
Costa Rica, 2018) de su producción de energía eléctrica
con recursos renovables, estos logros no son una casuali-
dad, sino que son una serie de factores que se suman para
alcanzar este objetivo. Sin embargo, al igual que sucede
en otras latitudes, algunas de las plantas de energías reno-
vables no son estables ni tampoco fácilmente predecibles
y Costa Rica al depender en un gran factor de estas fuen-
tes de energía, se genera la necesidad de tener una sobre
instalación y de disponer de respaldos calientes y fríos
para evitar racionamientos cuando las condiciones climá-
ticas no son favorables. Una consecuencia de esta sobre
instalación consiste en que en situaciones climáticas fa-
vorables en los sitios donde se encuentran estas plantas,
se posee una sobre capacidad la cual no es aprovechada.
El objetivo de este estudio es crear una discusión para
determinar los desafíos y las oportunidades de aprove-
char el excedente de energía que sea económica, técnica
y ambientalmente viable para que de esta manera se logre
aumentar la eficiencia de las plantas renovables y mini-
mizar el riesgo y la dependencia hacia los combustibles
fósiles.
Situación actual de generación eléctrica en Costa
Rica
Costa Rica tiene como base para su producción de ener-
gía eléctrica fuentes renovables. En la tabla 1, se puede
observar la capacidad instalada de potencia según la tec-
nología, donde predomina la generación hidroeléctrica.
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Estos datos se aportan de acuerdo con febrero del 2018.
Como se observa en la Gráfica 1, la principal fuente re-
novable utilizada es la hidráulica con un 65.76 %. De
los datos observados anteriormente, se realiza un énfasis
en dos tipos de plantas, específicamente las que generan
mayor desafío por su incertidumbre debido a su alta ca-
pacidad instalada, variabilidad y difícil predicción de su
generación.
Estas son las plantas hidroeléctricas a filo de agua o
de pequeños embalses, así como las plantas eólicas.
De acuerdo con el informe mensual del CENCE (Centro
Nacional de Control de Energía) a febrero del 2018 las
plantas a filo de agua o de embalses pequeños poseen 1
175 284 W lo que representan un 33,15 % de la capaci-
dad instalada y un 50.41 % de la capacidad hidráulica.
En el caso de las plantas eólicas poseen una capacidad de
377 620 W, un 10.65 % de la capacidad instalada total.
Al sumar estos dos componentes, observamos que un
43.8 % de la capacidad instalada en Costa Rica es varia-
ble lo cual genera incertidumbre en el sistema eléctrico
nacional. En el caso de Costa Rica, esta incertidumbre
se compensa con una sobre instalación y con sistemas de
respaldos sin embargo en épocas donde el clima es muy
seco puede ocasionar mucho estrés al sistema eléctrico al
depender tanto de fuentes no estables.
En el caso de las fuentes estables encontramos las plan-
tas hidroeléctricas con grandes embalses como Arenal
y en menor medida Reventazón, así como las plan-
tas geotérmicas que funcionan como generación fija.
Adicionalmente, se cuentan con las plantas térmicas que
utilizan hidrocarburos como combustible y se utilizan
como reserva fría (detenidas). Debido a sus costos y a
la contaminación que generan, se utilizan como última
opción.
La generación eléctrica no se realiza únicamente con
plantas del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE),
que es la empresa estatal. Hay otras que contribuyen con
la generación de electricidad. Estas compañías se pueden
agrupar en dos grandes grupos, el Grupo 1 llamado Otras
empresas que son las cooperativas y una subsidiaria del
ICE (CNFL) y el Grupo 2, que son empresas privadas con
plantas pequeñas no mayores a 50MW que se agregaron
al sistema eléctrico nacional por medio de la Ley 7200.
Este grupo se puede dividir en dos subgrupos, Ley 7200
Capitulo 1 (Plantas no mayores a 20 MW) y Capitulo 2
(Plantas no mayores a 50 MW).
De acuerdo con esta Ley en el artículo 3, se debe dar
prioridad a la generación privada o de cooperativas so-
bre las plantas del ICE con la desventaja para el ICE que
las plantas privadas son por medio de fuentes no estables
mencionadas en los párrafos anteriores y las cuales el ICE
no puede gestionar sobre ellas de forma directa. En la
Tabla 2 se resume la forma en que está distribuida la ca-
pacidad instalada por grupos.
Tabla 1: Resumen de la capacidad instalada en Costa Rica.
Fuente: Datos obtenidos del informe mensual de febrero 2018
del CENCE (Centro Nacional del Control de Energía Costa
Rica).
Tecnología Potencia (kW) Porcentaje
Hidroeléctrica 2,331,234 65.76%
Termoeléctrico 571,691 16.13%
Geotérmico 206,860 5.83%
Bagazo 52,500 1.48%
Eólico 377,640 10.65%
Solar 5,400 0.15%
Total 3,545,325
Gráfica 1: Capacidad instalada de potencia por tecnología.
Fuente: Datos obtenidos del informe mensual de febrero 2018
del CENCE (Centro Nacional del Control de Energía Costa
Rica).
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El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), aunque
no sea la única empresa generadora de electricidad, sí es
el responsable de garantizar que se satisfaga la demanda
eléctrica del país, según la Ley 449 de su creación en el
artículo 2a.
Ante esta situación de variabilidad por el alto porcentaje
de la capacidad instalada en energías no estables, sumado
a posibles condiciones climáticas que pueden agravarse
con el cambio climático, se plantea un desafío para el
país, donde podríamos estar ante un escenario que com-
prometa el sistema eléctrico costarricense. Ante ello, de-
ben buscarse soluciones por medio de fuentes renovables
fijas o estables con capacidad de funcionar como reserva
y evitar racionamientos.
Comportamiento de la demanda en Costa Rica
La demanda en Costa Rica tiene un comportamiento
con valles y picos donde la máxima demanda ha sido de
1706.58 MW el 12 de marzo del 2018 (CENCE, 2018).
Al conocer este dato, podemos observar que la demanda
máxima representa un 48 % de la capacidad instalada con
base en los datos de la Tabla 1, por lo que en condiciones
climáticas favorables se tiene una capacidad mayor de
generación que no se puede aprovechar.
En la curva de la gráfica 2 se muestra el perfil de la de-
manda en un día normal. En este caso del 21 de febre-
ro del 2018. En la gráfica 3 se observan los porcentajes
de las diferentes tecnologías que componen la demanda,
donde nuevamente se destaca la producción de electrici-
dad por medio de plantas hidroeléctricas. Se enfatiza en
dos de los componentes de la gráfica 2, específicamente
en los componentes de filo de agua del ICE y la que se
muestra como otras que son principalmente plantas hi-
droeléctricas privadas o de cooperativas de pequeño em-
balse, las cuales no son fuentes estables y pueden variar
significativamente su generación en horas o días, lo que
puede generar incertidumbre al sistema eléctrico nacional
por su alto aporte.
Adicionalmente, un componente que se observa en la
curva de la demanda (Gráfico 2) es el intercambio que
se realiza por medio del sistema eléctrico regional con el
cual se puede recibir o entregar energía de los países cen-
troamericanos y que se maneja por medio de un mercado
de compra y venta de energía. Sin embargo, estos inter-
cambios están limitados a un valor cercano de 250 MW
por condiciones técnicas ajenas al país y que se esperan
solucionar a mediano plazo, por lo que no se puede contar
con esta opción de forma inmediata para mitigar los efec-
tos de la fluctuación de las fuentes no estables.
Tabla 2: Resumen de la distribución por compañías de la ca-
pacidad instalada en Costa Rica. Fuente: Datos obtenidos del
informe mensual de febrero 2018 del CENCE (Centro Nacional
del Control de Energía Costa Rica).
Empresa/Tipo Potencia (KW) Porcentaje
ICE
Hidro 1,683,818 67.88%
Térmico 571,691 23.05%
Geotérmico 206,860 8.34%
Eólico 17,160 0.69%
Solar 1,000 0.04%
Total ICE 2,480,529 69.97%
Otras empresas
Hidro 329,442 91.03%
Eólico 28,050 7.75%
Solar 4,400 1.22%
Total Otras Empresas 361,892 10.21%
Ley 7200 Cap. I
Hidro 106,174 31.04%
Eólico 183,410 53.62%
Biomasa 52,500 15.35%
Total Ley 7200 Cap I 342,084 9.65%
Ley 7200 Cap. II
Hidro 211,800 58.70%
Eólico 149,000 41.30%
Total Ley 7200 Cap I 360,800 10.18%
Total instalado 3,545,305 100%
Gráfica 2: Curva de demanda para el 21 de febrero del 2018.
Fuente: Datos obtenidos del informe mensual de febrero 2018
del CENCE (Centro Nacional del Control de Energía Costa
Rica).
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En caso de que se diera un faltante de energía se dispone
de las fuentes estables antes mencionadas como los son
las reservas frías. En el caso de la reserva fría, donde nor-
malmente se utilizan las plantas térmicas de las cuales,
se tiene una capacidad instalada que lograría respaldar el
33.5 % de la demanda máxima de 1706.58 MW (CENCE,
2018). Adicionalmente, como fuentes estables, se cuenta
con el embalse del Lago Arenal el cual logra almacenar
energía suficiente para todo un verano, el cual alimenta
a tres plantas en cascada (PH Arenal, PH Miguel Den-
go y PH Sandillal), que aportarían al sistema un máximo
de 363.4 MW que representa un 21.3 % de la demanda
máxima. Si a esto se le suma otra fuente fija como la geo-
térmica con 206.9 MW que representa un 12.12 %. Se
puede garantizar con fuentes fijas un 66.92 % de la de-
manda; sin embargo, el restante 33.08 % se debe realizar
con fuentes no estables como la eólica, solar, con plantas
hidroeléctricas de embalses pequeños y medianos y con
intercambios regionales, que en casos extremos podrían
no estar disponibles dada su naturaleza y ocasionar ra-
cionamientos.
Esta situación en la que se presentaría una mayor deman-
da que oferta, supone un caso extremo; sin embargo, debe
discutirse como una posibilidad que aumenta con el cam-
bio climático.
Posibles soluciones
Al analizar los desafíos expuestos, podemos determi-
nar varias soluciones. Una de ellas es la construcción
de plantas hidroeléctricas con represas grandes o plantas
geotérmicas. Ambas alternativas representan una inver-
sión muy alta, pero no cabe la menor duda del análisis
desarrollado previamente que el país debe incrementar
sus fuentes fijas o estables.
Según el plan de expansión del ICE, para los próximos
5 años, se espera que entren a operar cuatro plantas, dos
privadas y dos del ICE. Las privadas serán una solar y
una hidroeléctrica en este año 2018, las cuales aportan
5 MW y 28 MW, respectivamente. Las plantas de ICE
sería dos geotérmicas, pailas II y Borinquén I aportan al
sistema 55 MW para el 2019 y 52 MW para el 2023 (ICE,
2017). De las cuatro, solo las plantas geotérmicas serían
de fuente estable o fija; sin embargo, no se logra alcanzar
una seguridad total del sistema al no lograr respaldar la
demanda máxima que en el 2018 fue de 1706.58 MW
(CENCE, 2018). Para el 2023, con un crecimiento de
la demanda de 3.43 % anual en promedio, se estima una
demanda de 2089.73 MW, con lo cual se aleja aún más
del 66.92 % que se tiene de fuentes fijas con base en la
demanda máxima para el 2018.
De momento, en Costa Rica, no se tiene planeado para
los próximos años la construcción de un embalse de alta
capacidad de almacenamiento. En trámites se encuentra
el proyecto hidroeléctrico el Diquis para el 2026 (ICE,
2017). Sin embargo, se vislumbran conflictos ambienta-
les, sociales y un costo muy elevado del proyecto lo que
podría causar que se cancele o se postergue.
De la curva de la demanda en la gráfica 2 se observa que
entre el periodo nocturno y el pico hay una diferencia cer-
cana a los 500 MW en promedio, que se mantiene por
cerca de 8h. Durante este periodo, se podría almacenar
parte de esta energía con el fin de mejorar el rendimiento
de las plantas de energías renovables y, a su vez, controlar
su variabilidad en los periodos picos donde es más sensi-
ble el sistema eléctrico.
Desaprovechamiento de la energía
Como se mencionó en la sección anterior, la demanda
máxima del país representa un 48 % de la capacidad ins-
talada, por lo que en condiciones climáticas favorables,
como normalmente suceden en el invierno, se tiene una
sobre capacidad disponible.
En las curvas estacionales de demanda máxima para los
años 2016 y 2017 (Gráfica 4) muestran que en el invier-
no se reduce aproximadamente en 70 MW en promedio
la demanda máxima. Y, precisamente, en esta época del
año es donde el recurso hídrico tiene la mayor capaci-
dad instalada disponible y puede aportar más para la ge-
neración; sin embargo, esta no se puede aprovechar en
su totalidad y, al final, debe ser desechada por medio de
vertidos controlados denominados vertidos por baja de-
manda. En cuyo caso, el ICE al estar obligado por la Ley
7200 a comprar la electricidad de las empresas privadas
y cooperativas, debe realizar estos vertidos en sus plantas
hidroeléctricas y en casos extremos hasta detener plantas
Gráfica 3: Composición de la demanda para el 21 de febrero del
2018, 18:45 horas. Fuente: Datos obtenidos del informe men-
sual de febrero 2018 del CENCE (Centro Nacional del Control
de Energía Costa Rica).
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fijas como las geotérmicas debido a que la energía se está
supliendo de forma importante por el 30.04 % de la ca-
pacidad instalada que proviene de fuentes no estables de
empresas privadas y cooperativas (eólicas, filo de agua).
Esta situación se suma a la comentada en la sección ante-
rior donde la curva de la demanda diaria tiene brechas im-
portantes entre el periodo nocturno y los picos los cuales
son cercanos al 30 % de la demanda máxima (Gráfica 2).
La generación bruta para el año 2017 fue de 11 210.09 GWh
(ICE, 2017) de la cual la componente de energía no reno-
vable (combustibles) fue de 37.42 GWh para un 0.33 %.
Con estimaciones obtenidas por medio de información del
ICE, la energía que se perdió en vertidos por baja deman-
da es cercana a 367.28 GWh, lo que representa 3.27 %
de toda la demanda anual y supera en 9.81 veces la de-
manda requerida por fuentes no renovables.
Tomando en consideración nuevamente la curva de
la gráfica 4, se puede observar que si esta energía que
se desaprovecha se pudiera almacenar y utilizar en los
meses de mayor demanda como lo son febrero, marzo y
abril, se estima que con esa energía almacenada, toman-
do en cuenta un 10 % de pérdidas por conversiones de
energía, se lograría entregar en esos tres meses 153 MW
de potencia media, en caso que se requiriera, lo que po-
dría reducir significativamente el uso de fuentes térmicas
durante los veranos y reducir el riesgo por la inseguridad
de las fuentes no estables. Estos datos son considerando
únicamente los vertidos; sin embargo, como se ha men-
cionado en los párrafos anteriores, la energía disponible
de fuentes hidráulicas en los meses de invierno cuenta
con una sobre capacidad, lo cual representa la oportuni-
dad de almacenar energía en estos meses.
Este recurso de lograrse almacenar sería de gran utilidad
para la estabilidad y la regulación del sistema eléctrico
nacional. Al analizar toda esta información, se observa
que Costa Rica tiene potencial para almacenar energía sea
para reutilizarla en el sistema eléctrico o en otras aplica-
ciones, lo cual genera oportunidades de negocios no de-
sarrollados en este momento.
Análisis de las alternativas para el almacenamien-
to y el aprovechamiento de la energía
Debido a lo expuesto en las secciones anteriores, se plan-
tea en este punto cuales son las formas de almacenar o
de aprovechar los excedentes de manera que se mejore
el rendimiento de las plantas renovables y se controle de
mejor manera la variabilidad de las plantas hidroeléctri-
cas a filo de agua y las eólicas y, finalmente, se reduzca la
dependencia de combustibles fósiles.
De acuerdo con Carta, Calero, Colmenar, Castro y
Collado (2013), las opciones tecnológicas, que de mo-
mento se conocen y que al alcanzado cierta madurez para
poder ser implementadas, son las siguientes:
1. Bombeo de agua
2. Aire comprimido
3. Volantes de Inercia
4. Baterías
5. Superconductores magnéticos (SMES)
6. Hidrogeno
7. Almacenamiento térmico
De todas estas tecnologías que se mencionan se analizan
dos, las cuales se considera que permiten un almacena-
miento más prolongado y podrían ser viables para Costa
Rica. Una de ellas es el bombeo de agua para utilizar
en centrales hidroeléctricas reversibles. Se considera que
se cuenta con experiencia en generación hidroeléctrica y
construcción de represas y embalses, la geografía del país
y el recurso hídrico disponible. La segunda tecnología de
almacenamiento se basa en la producción de hidrógeno
al utilizarlo como vector energético. Ambas tecnologías
pueden emplearse en escalas mayores (Carta et al., 2013).
Bombeo de agua para centrales hidroeléctri-
cas reversibles
Este sistema consiste en bombear agua cuando se tengan
excedentes de energía a un depósito a una altura determi-
nada y posteriormente utilizarla con el mismo principio
de una planta hidroeléctrica cuando la demanda lo requie-
ra. En el caso de lo planteado en la sección anterior para
almacenar los 367 GWh de energía que se desaprovecha-
ron en el 2017 debido a los vertidos y utilizando un factor
Gráfica 4: Demanda anual para los años 2016 y 2017. Fuente:
Datos obtenidos del informe anual de Generación y Demanda
2017 del CENCE (Centro Nacional del Control de Energía Cos-
ta Rica).
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de conversión hidráulico de 0.461 kWh/m3 (ICE, 2017),
como el de la planta Arenal, se ocuparía un depósito con
unas dimensiones similares a 4.5km x 4.5km con una pro-
fundidad de 40 m. No se ve la posibilidad de utilizar el
Lago Arenal para esta función, porque este depósito y sus
tres plantas en cascada normalmente operan como base
las 24 horas y se utiliza el agua para fines agrícolas, gana-
deros y acuicultura en la zona Guanacaste.
Se podría implementar un sistema más pequeño que fue-
ra capaz de suministrar 150 MW de potencia media por
16 horas. Al emplear el mismo factor de conversión que
el caso anterior, se requeriría un embalse de 360 m de
cada lado y 40 m de profundidad y debería almacenar
5 206 073 m3 de agua en las 8 horas de valle nocturno
con el fin de utilizar los excedentes de este periodo.
Este es uno de los métodos más eficientes si se diseña
de forma correcta entre 72 % a 81 % (Carta et al., 2013)
para almacenar energía; sin embargo, tiene altos costes de
capital para su implementación, lo cual podría afectar la
rentabilidad y la ejecución de los proyectos.
Un ejemplo reciente de esta forma de almacenamien-
to se estará implementando en la represa Hoover en los
Estados Unidos (Penn, 2018), en la cual se espera realizar
una inversión de 3 billones de dólares. Al utilizar como
fuente energía renovable para bombear hacia la represa,
el agua del río lo que permitirá almacenar esta energía en
el embalse como energía potencial.
Hidrógeno
El hidrógeno, en los últimos años, se ha popularizado
como una opción viable para la generación de energía
tanto a nivel de transporte como en generación de elec-
tricidad por medio de combustión o métodos químicos
como las celdas de combustible. En este punto, el hi-
drógeno se considera como un vector energético capaz
de generarse por medio de electrolisis con una eficiencia
cercana al 85 % (Carta et al., 2013). Los excedentes de
energía se emplean en los periodos nocturnos y se alma-
cenan a presión en tanques refrigerados para su posterior
utilización. Este podría requerirse en plantas de genera-
ción estacionales mayores de 100 MW con pilas de alta
temperatura de óxidos sólidos, o como combustible para
motores de combustión interna, con la ventaja de ser un
recurso propio que no contamina y que lograría funcionar
como carga base o reserva lo que disminuye el riesgo por
la fluctuación de las fuentes no estables.
De igual manera, con los excedentes, se tendría la opor-
tunidad de generar hidrógeno, el cual puede utilizarse en
el transporte como sustituto de los combustibles fósiles,
donde podemos sacar la siguiente relación de forma sim-
ple: un vehículo de hidrógeno en promedio consume 1
kg por cada 100 km (Carta et al., 2013). Por lo tanto,
en promedio se tiene un estimado de 30 km diarios se
requiere 0.3 kg por día de hidrógeno y se necesita por
electrolisis 50kWh para generar 1 kg de hidrogeno, si
utilizamos unos 200 MW de los excedentes del periodo
nocturno en Costa Rica, se podría producir en las 8 horas
del valle nocturno 1.6 GWh, lo cual produce 32 000 kg
de hidrogeno, que permitiría alimentar cerca 107 mil ve-
hículos diarios.
A nivel de negocio, se estaría ante la oportunidad de de-
sarrollar una economía del hidrógeno poniendo al país
a la vanguardia junto a países desarrollados, donde esta
tecnología está creciendo en investigación e implemen-
tación. En el caso del ICE podría buscar encadenamien-
tos productivos con empresas y universidades con el fin
de promover el uso del hidrógeno como combustible sea
este para vehículos particulares para procesos industriales
o sus plantas de combustión interna. Todo esto en con-
cordancia con el cumplimiento de la ambiciosa meta país
de carbono neutralidad.
Sin embargo, la economía del hidrógeno tiene grandes
desafíos como es la inversión inicial y los costos de su
producción. De momento, no contamos con otro recurso
que tenga tantos beneficios para el ambiente y que esté
disponible en el país.
Conclusiones
Como se ha demostrado en el documento, Costa Rica po-
see una matriz energética conformada, principalmente,
con fuentes renovables. Una parte importante de esta ma-
triz está compuesta por fuentes con una alta volatilidad, la
cual se compensa con una alta capacidad instalada, más
del doble de la demanda máxima. Esta condición da una
posibilidad de mejorar el rendimiento energético costarri-
cense y, a su vez, reducir su dependencia de los combus-
tibles fósiles por medio del almacenamiento de energía.
Se concluye con los datos analizados que Costa Rica
debe buscar diversificar con fuentes autóctonas conven-
cionales como la geotérmica y no convencionales como
el almacenamiento para superar el problema de la inter-
mitencia de fuentes no estables con el fin de evitar un
mayor estrés en su sistema eléctrico. Se prevé que esta
situación se agravará con el inminente cambio climático
que se pronostica para los próximos años.
A nivel país, se deben buscar nuevas oportunidades de
negocio para aumentar la eficiencia de su matriz energé-
tica, por medio del almacenamiento de la energía y su uso
en el transporte en el cual su principal fuente energética
son los hidrocarburos, con las consecuencias ambientales
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ya conocidas. El uso del hidrógeno, como vector ener-
gético para el sector transporte, está en un punto donde
las universidades y el gobierno deberían promover inves-
tigación con el fin de obtener hidrógeno de forma más
eficiente y económica para aprovechar la oportunidad de
la sobre instalación de energía eléctrica que posee el país
y de esta manera descarbonizar la economía para las fu-
turas generaciones.
Referencias
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