Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

V.

ESCENARIO ENERGETICO DE REFERENCIA

1.

Pautas Generales

Tal como se ha explicado en el Capítulo II concerniente a las Consideraciones Metodológicas, el Escenario Energético de Referencia consiste básicamente en estimar: a) b) c)

La evolución de la demanda energética de los sectores socioeconómicos. La dinámica de cambio de la oferta energética, tanto de los derivados de petróleo como de energía eléctrica. Las emisiones de Gases de Efecto de Invernadero asociadas.

Este cálculo se hace presuponiendo, que la tendencia manifestada del sistema socioeconómico salvadoreño en los últimos años se mantendrá o variará muy poco La información obtenida para el planteamiento de las pautas del Escenario Energético de Referencia, desde el punto de vista de la demanda energética de los sectores socioeconómicos, prevé: a) b) c) d)

La penetración de nuevas fuentes energéticas, como el gas natural, la energía solar. La modificación de la tendencia histórica de participación de las diferentes fuentes en los distintos usos. Una mejora de los consumos específicos de energía en los usos finales. La continuación de la misma estructura de medios y modos de transporte.

En lo que concierne al abastecimiento energético, desde el punto de vista de la refinería se estima que la misma crecerá, en cuanto a su capacidad de procesamiento de crudo, en un 32% entre 1995 y el 2020, pero sin grandes modificaciones dentro de la misma, con lo cual la estructura final de derivados continuará siendo al misma durante todo el período. En cuanto al sector eléctrico se prevé la no-inclusión de nuevas centrales hidroeléctricas, un incremento en el desarrollo geotérmico y un mayor crecimiento de las centrales que utilizan derivados de petróleo y carbón. Para efectos de realizar la prospección de la demanda energética y de las emisiones de GEI asociadas, los sectores socioeconómicos se han agrupados en los sectores Residencial, Transporte, Industria y Resto. Bajo esta última categoría se incluyen los sectores Comercial, Servicios, Agricultura, Pesca y Minería

2. Análisis Sectorial 2.1 Sector Residencial Para poder modelar la demanda de energía y las emisiones de GEI generadas por el uso de los diversos energéticos, el sector residencial fue estructurado de la siguiente manera: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Población Participación urbana y rural Consumo específico útil en cada uso Participación de las fuentes en el consumo especifico útil Rendimientos promedios de las fuentes

[habitantes] [%] [GJ útil/habitante] [%] [%]

La estructura de la demanda energética del Sector Residencial se muestra en la Fig. 2.1.1

2.1.1 a)

Pautas del Sector Residencial

De acuerdo a los Indices Demográficos Proyectados presentados en el capítulo sobre el contexto socioeconómico la población salvadoreña se estima en 6.996 millones en el 2005; 7.687 millones en el 2010 y 9.054 millones en el 2020. Por su parte, como consecuencia de una decadencia de la agricultura, el porcentaje de población urbana y rural variará del 56.7% urbana y 43.3% rural registrada en 1995 al 82% urbana y 18% rural en el 2020. Esta información completa los Niveles 1 y 2 del modelo

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A partir de estas cifras, es de esperarse en El Salvador una mayor concentración de la población en los centros urbanos y la consolidación de un modelo territorial altamente concentrado demandante de servicios

U SO S C A L O R IC O S

URBANO

R E S ID E N C I A L

E L E C T R IC I D A D

U SO S C A L O R IC O S

LEÑA G A S L IC U A D O K ER O SEN E CARBON VEGETAL E L E C T R IC ID A D GAS NATURAL E N E R G IA S O L A R

E L E C T R IC ID A D LEÑA G A S L IC U A D 0 K ERO SEN E CARBON VEGETAL

RURAL E L E C T R IC ID A D

E L E C T R IC ID A D K ER O SEN E E N E R G I A S O L A 6R

Figura 2.1.1 Estructura de la demanda de energía del Sector Residencial b) El consumo específico de energía útil en cada uso, Nivel 3, fue proyectado utilizando para ello como variable explicativa el PIB/hab, con una elasticidad de 1, en los consumos calóricos y una elasticidad de 1.2 en el caso de los usos eléctricos. Ambas elasticidades están en valores iguales y superiores a la unidad, por considerar que un aumento del PIB/hab posibilitaría a los usuarios residenciales tender a cubrir las necesidades de usos calóricos y eléctricos, las que en el año de Referencia se encontraban en valores relativamente bajos, con respecto a las necesidades energéticas básicas. c)

En cuanto a la participación de las fuentes en los usos calóricos, se espera una disminución de fuentes tales como: la leña, el kerosene y la electricidad, penetrando el GLP. En líneas generales, se espera que en el 2020 el GLP abastezca el 80% de las necesidades energéticas, en energía útil del sector residencial urbano, mientras que la leña pasará de abastecer del 28.5% en 1995 a sólo el 15% en el 2020. Este fenómeno se explica principalmente por el alto grado de urbanización que se espera alcanzar, según el escenario socioeconómico, con lo cual habrá un mayor acceso, por parte de los usuarios residenciales a fuentes más cómodas y confortables como el GLP, a este fenómeno de penetración del GLP, sustituyendo principalmente a la leña, contribuirá además el mayor ingreso per cápita proyectado en el escenario socioeconómico, que establece que entre 1995 y el 2020 dicho ingreso por habitante crecerá, en términos reales, en un 63%.

d) Finalmente, en cuanto a las eficiencias de aprovechamiento de los energéticos, se estableció que en el caso de la leña, se registrarán los mayores aumentos; así, para 1995 la eficiencia del uso de leña era en promedio el 8%, para el 2020 se asume que pasará al 12%. En el caso de las demás fuentes, los aumentos de los rendimientos serán relativamente bajos, pasando, en el caso del GLP, del 60% en 1995 al 62,5% en el 2020.

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2.1.2

Demanda de Energía

Basándose en las hipótesis planteadas, el Cuadro 2.1.1 muestra la proyección de la Demanda de Energía y la participación de cada energético para suplirla. Se estima un incremento en la demanda de energía útil para el año 2020 del 18.8%. Aún cuando la tendencia del consumo de leña es decreciente, es el energético que sigue predominando en este sector. Ante esta reducción, el combustible que logra una mayor penetración es el GLP; su participación aumenta del 6.8% en 1995 a un 26.9% en el 2020.

Cuadro 2.1.1 Proyección de la Demanda de Energía Sector Residencial (PJ*) Fuente 1995 2005 2010 Leña 44.98 84.5% 42.91 75.7% 40.96 69.6% Electricidad 3.62 6.8% 5.70 10.1% 7.24 12.3% Gas Licuado Petróleo 3.61 6.8% 7.00 12.3% 9.54 16.2% Kerosene 0.65 1.2% 0.51 0.9% 0.39 0.7% Carbón Vegetal 0.36 0.7% 0.56 1.0% 0.69 1.2% Total 53.22 100.0% 56.68 100.0% 58.82 100.0%

2020 33.61 53.1% 11.63 18.4% 16.99 26.9% 0.00 n/a 1.01 1.6% 63.24 100.0%

Fuente: Elaboración Propia *(PJ = Peta Joules 1015 J)

2.1.3

Emisiones Totales

La proyección de las emisiones de GEI, tanto las debidas a la quema de hidrocarburos, como las atribuibles a la quema de biomasa se muestra en el Cuadro 2.1.2. La tendencia decreciente de la emisión de CO2 de origen biogénico y la del CO obedecen a la disminución proyectada del uso de la leña. Por otro lado, el incremento de emisiones de CO2 de origen No Biogénico en un 297.3% en el período indicado se debe prácticamente al mayor uso de GLP.

Cuadro 2.1.2 Evolución de las Emisiones de GEI Sector Residencial (Gg) Gases Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico 297.70 523.74 692.03 Biogénico 7,143.97 6,836.64 6,541.83 Monóxido de carbono (CO) 270.71 258.23 246.49 Metano (CH4) 30.92 29.51 28.18 Oxidos de Nitrógeno (NOX) 7.67 7.31 6.98 Oxido Nitroso (N2O) 0.23 0.22 0.21

2020 1,182.77 5,414.44 202.29 23.15 5.73 0.17

Fuente: Elaboración Propia

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2.2

Sector Transporte

La demanda energética del Sector Transporte se modeló de acuerdo a la estructura mostrada en la Fig. 2.2.1

AUTOS

PERSONA S

BUSES

A V IO N E S

G A SO L IN A D IE S E L G A SO L IN A D IE S E L E L E C T R IC ID A D

JE T FU E L

TRANSPORTE

C A M IO N

D IE S E L G A SO L IN A GLP

CARGAS TREN

D IE S E L

7

Figura 2.2.1 Estructura de la Demanda Energética del Sector Transporte

Para el modelaje del Transporte de Personas y Cargas por Carretera, la configuración del LEAP quedó del siguiente modo: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Población Mejoras en el Rendimiento de Personas o Cargas Uso específico del medio Participación de las fuentes en el medio Consumo específico neto de la fuente

[habitantes] [0 a 1] [Vehic*km/habit.] [%] [MJ/(Vehic*km)]

Para el Transporte Ferroviario y Aéreo, la configuración del LEAP quedó del siguiente modo: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Población Mejoras en el Rendimiento de Personas o Cargas Mejoras logradas por la plena ocupación Participación de las fuentes en el medio Consumo específico neto de la fuente

[habitantes] [0 a 1] [0 a 1] [%] [MJ/habitante]

2.2.1

Pautas Transporte de Personas

a)

En el caso del Transporte de Personas, éste fue desagregado entre: Autos, Buses y Aviones. Las mejoras en los rendimientos de los consumos en el Transporte de Personas se estiman en un 20%, con respecto a las registradas en el año de referencia, a partir del 2010, y del 25% en el 2020. Estas hipótesis reflejan la mejora que se espera en los consumos específicos debido a una modernización del parque vehicular y la ampliación de la red vial

b)

Para los Automóviles se proyectó el uso específico de dicho medio de locomoción, a partir de los Vehículos*kilómetro/habitante. Este índice se calcula combinando el combustible total consumido por los vehículos, un valor estimado del consumo específico de combustible y el número de habitantes del país. La evolución de esta variable se proyectó a partir del crecimiento del PIB/hab, utilizando una elasticidad de 2.2. Dicha elasticidad fue obtenida a partir de información histórica de largo plazo y luego cotejada a partir de los resultados del estudio denominado: Plan Maestro del Transporte Vehicular en el Area Metropolitana de San Salvador, Octubre de 1995. 90

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Partiendo de 425 Veh*km/hab, en 1995, se llega a un valor de 1,251 Veh*km/hab en el 2020. Este importante crecimiento de los Veh*km/hab, refleja el mejor estándar de vida esperado para la población de El Salvador, en base al crecimiento proyectado del PIB/hab, y como afirma el informe Plan Maestro del Transporte Vehicular en el Area Metropolitana de San Salvador, un crecimiento significativo del transporte vehicular en autos particulares, frente al transporte en medio masivos. c)

En cuanto a las fuentes utilizadas, se asume que en 1995 el 100% del consumo de gasolina se destinó al transporte de personas. En este escenario se prevé, que en el 2010 se logrará una penetración de 10% del Diesel siendo el 90% restante abastecido por la gasolina. Esta tendencia se mantendrá por el resto del período.

d)

Por último las mejoras esperadas en los consumos específicos permitirán que un automóvil a gasolina, que utilizaba 3.05 MJ/km (40 km/galón) en 1995, pase a consumir en el 2020 2.29 MJ/km (53 km/galón). Mientras que en el caso del diesel, se espera que dichos automóviles consuman en el 2020 unos 1.81 MJ/km (70km/ galón).

e)

Para los buses, el uso específico de dicho medio de locomoción, también se proyectó a partir de variable Veh*km/hab; partiendo de 135 Veh*km/hab, en 1995, se llega a un valor de 315 Veh*km/hab en el 2020. Cabe mencionar que para el cálculo de este índice se engloban tanto a los buses y microbuses que funciona con diesel como a los de gasolina. La evolución de esta variable se proyectó a partir del crecimiento del PIB/hab, utilizando una elasticidad de 2. Dicha elasticidad será menor a la histórica y menor a la esperada para los autos, debido a que se espera que frente a un escenario de crecimiento del poder adquisitivo de la población, de estabilidad y apertura económica, sea más fácil el acceso al automóvil. Recordemos que actualmente el índice de automóviles per cápita en El Salvador es 0.02 autos/cápita (Fuente: Sistema de Información Económico Energética SIEE, elaborado por OLADE), índice que en los países en vías de desarrollo se ubica en 0.19 autos/cápita. Estas hipótesis coinciden con las efectuadas en el Plan Maestro del Transporte Vehicular en el Area Metropolitana de San Salvador, ya que allí se pronostica que para las horas pico dentro del área Metropolitana de San Salvador habrá un crecimiento del uso de los automóviles frente a los buses; del valor actual de 29% de la población transportándose en autos y 71% en buses, se pronostica para el 2017 esos porcentajes cambiarán a 51% en autos y 49% en buses. Por supuesto, si este escenario se concreta, la situación desde el punto de vista del congestionamiento del tráfico sería aún más compleja que la actual.

f)

En 1995 el 24% del consumo energético efectuado por los buses se realizaba con gasolina y el 76% restante con Diesel. En este Escenario Energético de Referencia, se espera una disminución del consumo de gasolina en el transporte colectivo de personas, como consecuencia de un mejor ordenamiento del sistema de transporte colectivo, donde paulatinamente irían, entre otras medidas, desapareciendo los microbuses. A partir de estas medidas se espera que en el 2010 el consumo de gasolina disminuya al 10% y el de Diesel aumente al 90%. Los consumos específicos para el caso de los buses a gasolina disminuirán, de 4.07 MJ/km (30 km/galón) a 3.05 MJ/km (40 km/galón) en el 2020; en el caso de los buses a Diesel el consumo específico cambiará de 13.71 MJ/km (10 km/galón) en 1995 a 10.28 MJ/km (13.3 km/galón) en el 2020.

g)

En el caso de la aviación , se estableció un crecimiento de la variable explicativa, que en este caso ha sido el consumo de combustible Jet Fuel por habitante, en función del crecimiento del PIB/hab con una elasticidad de 2. Además se plantea no sólo una disminución del consumo específico, en base las mejoras técnicas esperadas en el período, sino que además se espera una disminución adicional en el consumo específico, como consecuencia de una mayor ocupación de los aviones, y como consecuencia una disminución en los consumos por pasajero.

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2.2.1.1 Demanda de Energía Transporte de Personas La proyección de la demanda de energía útil y la participación de los principales combustibles se muestran en el Cuadro 2.2.1. El crecimiento poblacional proyectado, el deficiente servicio de transporte público y las condiciones coyunturales existentes para la introducción de vehículos usados al país, hacen que para el período indicado la demanda de energía para el transporte de personas se incremente en un 215.4%.

Combustibles Gasolina Jet Fuel Diesel TOTAL

Cuadro 2.2.1 Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Transporte de Personas en autos, buses y aviones 1995 2005 2010 8.10 44.5% 11.59 42.0% 14.22 41.9% 2.13 11.7% 2.82 10.2% 3.12 9.2% 7.97 43.8% 13.17 47.8% 16.62 48.9% 18.20 100.0% 27.58 100.0% 33.95 100.0%

2020 24.19 42.1% 4.76 8.3% 28.45 49.6% 57.40 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

2.2.1.2 Emisiones Transporte de Personas Acorde con la demanda de energía, tal como se muestra en el Cuadro 2.2.2, la proyección de las emisiones de CO2 No Biogénico producidas por la quema de los hidrocarburos mencionados aumentan en un 231.9% Cuadro 2.2.2 Emisiones de GEI Sector Transporte Transporte de personas en autos, buses y aviones Gas de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico 1,030.99 1,603.86 2,001.04 Monóxido de Carbono (CO) 74.28 105.54 128.73 Metano (CH4) 0.00 764.54 1,455.75 Oxido de Nitrógeno (NOX) 344.03 522.17 646.76

2020 3,422.14 216.67 4,429.96 1,145.72

Gg Gg kg Mg

Fuente: Elaboración Propia

2.2.2

Pautas Transporte de Cargas

a)

En el Subsector Transporte de Cargas por Camiones y por Ferrocarril, para las Cargas en Camiones se proyectaron los veh*km/hab, en función del crecimiento del VAT/cap (Valor Agregado Transporte per Capita) con una elasticidad de 2. A partir de esta hipótesis, y partiendo de 376 veh*km/hab en 1995, se llegó a un valor de 1003 veh*km/hab en el 2020.

b)

En cuanto a los combustibles utilizados por el transporte en camiones, en 1995 el 50.55% correspondía a Diesel, el 49.4% a gasolina y el 0.05% a GLP. Cabe destacar que la categoría camiones, comprende inclusive a los vehículos de transporte de carga de menos de 2 toneladas (Pick Up). Estos últimos corresponden a medios de transporte dedicados a la distribución de pequeñas cargas dentro de las ciudades. Según las proyecciones efectuadas, el Diesel tomará, en el 2020, el 53% del mercado de combustibles para cargas por camiones, la gasolina el 32% y el GLP penetrará, a expensas de la gasolina, alcanzando en el mismo año el 15%. Con respecto a esto último, cabe señalar, que se consideró que el consumo de Diesel en camiones de cargas, corresponde al consumo efectuado por los camiones de gran porte, mientras que los de menos de 2 toneladas utilizaban en 1995 gasolina y GLP. Dado que para que el GLP penetre en el mercado de camiones de más de 2 toneladas, se debería contar con una red de aprovisionamiento, es prácticamente imposible que este combustible penetre en dicho segmento del mercado, por lo tanto la penetración esperada del GLP será en el transporte de cargas de menos de 2 toneladas, sustituyendo a la gasolina.

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c)

Los consumos específicos irán disminuyendo pasando, en el caso del Diesel, de 8.07 MJ/km (17 km/galón) en 1995 a 6.05 MJ/km (22 km/galón) en el 2020; en el caso de la gasolina de 4.07 MJ/km (30 km/ galón) en 1995 a 3.05 MJ/km (39 km/galón) en el 2020 y en el caso del GLP de 4.5 MJ/km (10.2 km/kg) en 1995 a 3.38 MJ/km (13.6 km/kg) en el 2020.

d)

En el caso del Ferrocarril, se prevé un crecimiento de la demanda de este servicio en función del crecimiento vegetativo de la población, dado que el consumo energético de este Subsector se obtuvo proyectando el consumo por habitante. La fuente que exclusivamente utiliza este medio es el Diesel y se prevé en el Escenario Energético de Referencia que seguirá siendo esta la única fuente que abastezca el Subsector. Por otra parte se estima que el consumo específico de los ferrocarriles mejorará en un 25% en todo el período.

2.2.2.1 Demanda de Energía Transporte de Cargas El Cuadro 2.2.3 evidencia una de las pautas consideradas en la proyección de la demanda de energía para el transporte de cargas, a saber, la sustitución del GLP por gasolina. El consumo de energía para el transporte de cargas se incrementa, para el período mencionado, en un 145%.

Combustibles GLP Gasolina Diesel TOTAL

Cuadro 2.2.3 Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Transporte de Cargas en camiones y ferrocarril 1995 2005 2010 5.0x10-3 0.04% 0.90 4.4 1.48 6.6% 4.29 31.95% 5.74 28.0 5.76 25.5% 8.73 67.05 13.87 67.6 15.30 67.9% 13.02 100.0% 20.51 100.0% 22.54 100.0%

2020 3.71 11.6% 6.57 20.6% 21.62 67.8% 31.90 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

2.2.2.2 Emisiones Transporte de Cargas A continuación, el Cuadro 2.2.4 muestra la proyección de las emisiones producidas por los combustibles utilizados para el Transporte de Carga. El nivel de emisiones de CO2 para el período considerado se incrementa en un 155%.

Cuadro 2.2.4 Emisiones de GEI Sector Transporte Transporte de Carga en camiones y ferrocarril Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 785.46 1,263.78 1,402.76 Monóxido de carbono (CO) 93.51 127.27 128.93 Metano (CH4) 350.98 505.98 530.32 Oxido de Nitrógeno (NOX) 14.64 22.83 24.94

2020 2,005.84 150.66 672.82 34.60

Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

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2.2.3

Demanda Total de Energía Sector Transporte

El Cuadro 2.2.5 presenta el consolidado del Sector Transporte, en cuanto a la proyección de su demanda energética y la participación de los diversos combustibles. Es importante notar que para el período de análisis y bajo las pautas mencionadas, el Diesel se mantiene como el principal energético que impulsa el presente sector. El incremento total en energía útil demandada por el sector transporte, durante el período indicado es aproximadamente de 185%.

Combustibles GLP Gasolina Jet Fuel Diesel TOTAL

Cuadro 2.2.5 Demanda Total de Energía Sector Transporte (PJ) 1995 2005 2010 0.005 0.016% 0.90 1.9% 1.48 2.6% 12.390 39.7% 17.34 36.0% 19.98 35.4% 2.130 6.8% 2.82 5.9% 3.12 5.5% 16.700 53.5% 27.04 56.2% 31.91 56.5% 31.225 100.0% 48.10 100.0% 56.49 100.0%

2020 3.41 3.8% 30.76 34.6% 4.76 5.3% 50.07 56.3% 89.00 100%

Fuente: Elaboración Propia

2.2.4

Emisiones Totales Sector Transporte

Como era de esperar, dada la relación directa entre consumo de hidrocarburos y emisiones de GEI, se estima que para el año 2020 la generación de CO2, indicada en el Cuadro 2.2.6, se habrá incrementado en aproximadamente un 200.0%. Este panorama es un tanto desalentador considerando que inevitablemente una de las necesidades que la población busca satisfacer es transportarse en una forma segura y confiable. Cuadro 2.2.6 Emisiones Totales de GEI Sector Transporte Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,816.45 2,867.63 3,403.80 Monóxido de carbono (CO) 167.79 232.80 257.66 Metano (CH4) 350.98 506.75 531.78 Oxido de Nitrógeno (NOX) 14.99 23.35 25.59

2020 5,427.98 367.33 677.25 35.75

Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

2.3

Sector Industria

Considerando que no se dispone de información desagregada del consumo de energía en las industrias locales, se optó por modelar la demanda energética del Sector Industrial, según la estructura mostrada en la Fig. 2.3.1 La configuración del LEAP que describe esa estructura es la siguiente: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Valor Agregado Industrial (No utilizado) Consumo específico útil (intensidad energética útil) Participación de las fuentes en el consumo especifico Útil Rendimientos promedios de las fuentes

[¢’90] [1.0] [GJ útil/¢’90] [%] [%]

2.3.1

Pautas Sector Industria

a)

La evolución del Valor Agregado Industrial (VAI), fue un dato aportado por el informe de Escenarios socioeconómicos para la evaluación de los impactos del cambio climático en EL Salvador, en el que se estima que partiendo de 10,417 millones de Colones de 1990, como Valor Agregado Industrial para el año 1995, este alcanzará en el 2020 los 28,173 millones de Colones de 1990.

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LEÑA ELECTRICIDAD RES. BIOMASA GAS LICUADO

INDUSTRIA

TODAS LAS RAMAS

TODOS LOS USOS

KEROSENE DIESEL FUEL OILNo. 6 COQUE GAS NATURAL

Figura 2.3.1 Estructura de la Demanda Energéticos del Sector Industrial

b)

En cuanto al consumo específico útil por unidad de VAI producido, se espera que este coeficiente evolucione de su valor actual, 1.042 MJ útil/VAI, a 1.0 MJ útil/VAI en el 2020. Esta mejora será en función de un uso más intensivo de la capacidad instalada de producción, o sea se espera un mayor aprovechamiento de las economías de escala que se pudieran tener en el sector industrial Salvadoreño.

c)

Dentro de la evolución esperada en la participación de las fuentes energéticas, no se esperan importantes cambios, salvo que la leña perdería mercado, así como los residuos de biomasa y el Diesel todos estos a favor del Fuel – Oil No.6 (Bunker). Esta tendencia, en cuanto a una mayor penetración del Fuel-Oil en el sector, se hace por la importante oferta que efectúa la refinería de este producto, el cual muchas veces se exporta. Otro energético que se estima pueda tener alguna participación es el Gas Natural. Así, para 1995 la participación de las fuentes de energía era la siguiente: 50.2% Fuel-Oil, 28.0% Electricidad, 8.0% Diesel, 7.1% Leña, 4.8% Residuos Vegetales, 1.2% GLP, 0.6% Kerosene y 0.1% Coque.

e)

Según las pautas establecidas, para el año 2020, la demanda de energéticos será la siguiente: 55.0% FuelOil, 25.65% Electricidad, 5.0% Diesel, 5.0% Leña, 3.0% Residuos Vegetales, 1.0% GLP, 0.3% Kerosene, 0.05% Coque y 5.0% Gas Natural.

f)

Con respecto a los rendimientos, se espera que estos mejoren en todas las fuentes, pasando los derivados de petróleo de rendimientos del 60% al 66% al finalizar el período, mientras que la leña y los residuos de biomasa del 10% al 12.5% en el 2020.

2.3.2

Demanda de Energía del Sector Industria

El Cuadro 2.3.1 muestra, de acuerdo a las pautas enunciadas y el crecimiento esperado del sector industria, la proyección de la demanda de energía del Sector Industria. Durante los años de análisis, se observa la alta dependencia de la biomasa y el Fuel Oil. Aún cuando se nota una disminución en su participación, la leña seguirá usándose principalmente en la industria artesanal (salineras, caleras, etc.); la energía proveniente de los residuos de biomasa, es prácticamente la usada en la industria azucarera. El resto de industrias, como se indicó en el diagnóstico ambiental, utilizan para sus procesos y la generación de vapor Fuel Oil No.6 (Bunker C)

2.3.3

Emisiones del Sector Industria

A diferencia del comportamiento indicado de las emisiones biogénicas reportadas para el sector Residencial, en el sector Industria su tendencia es hacia el aumento. Ver Cuadro 2.3.2. Esto se debe principalmente a la dificultad que enfrenta la industria artesanal de introducir en sus procesos de producción energéticos que sustituyan a la leña. Es de notar el incremento de 156% proyectado para las emisiones CO2 de carácter No-Biogénicas.

95

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Combustibles Leña Residuo Biomasa Electricidad GLP Kerosene Diesel Fuel Oil No. 6 Coque Gas Natural TOTAL

Cuadro 2.3.1 Demanda de Energía Sector Industrial (PJ) 1995 2005 2010 7.706 28.4% 9.387 26.5% 10.242 24.9% 5.210 19.2% 5.777 16.3% 6.380 15.6% 3.376 12.4% 4.656 13.1% 5.514 13.4% 0.217 0.8% 0.276 0.8% 0.298 0.7% 0.108 0.4% 0.125 0.4% 0.119 0.3% 1.447 5.3% 1.884 5.3% 2.122 5.2% 9.083 33.4% 13.314 37.6% 16.322 39.8% 0.018 0.1% 0.025 0.1% 0.029 0.1% 0.000 n/a 0.000 n/a 0.000 n/a 27.165 100.0% 35.444 100.0% 41.026 100.0%

2020 11.269 20.91% 6.761 12.55% 7.587 14.08% 0.422 0.78% 0.126 0.23% 2.112 3.92% 23.242 43.13% 0.021 0.04% 2.348 4.36% 53.888 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

Gases de Efecto Invernadero Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico Biogénico Monóxido de Carbono (CO) Metano (CH4) Oxido de Nitrógeno (NOX)

Cuadro 2.3.2 Emisiones de GEI Sector Industrial 1995 2005 2010 793.83 1839.55 35.31 353.14 6.33

1,141.40 2,175.49 41.42 422.30 8.18

1,380.85 2,382.36 45.46 468.09 9.30

2020 2,029.67 2,591.54 49.32 524.18 10.76

Gg Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

2.4

Sector Resto

Al resto de los sectores socioeconómicos se les agrupó en dos Subsectores, uno terciario que engloba al Comercio, Servicios y Gobierno; y Otro Primario, que comprende tanto el Agricultura, la Pesca y Minería, como a Construcciones y Otros. En ambos casos se utilizará como variable explicativa al PIB, dado que no se dispone de información desagregada a nivel de los Valores Agregados de cada Subsector. En Comercial, Servicios y Gobierno se utilizó energía útil, en Agro, Pesca, Minería, Construcción y Otros, se utilizó energía neta y se agruparon todos los consumos en un único uso. La demanda de energéticos de estos Subsectores se muestra en la Fig. 2.4.1 Para el modelaje del Subsector Comercio, Servicios y Gobierno, la configuración utilizada en LEAP es de la siguiente manera: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Producto Interno Bruto (disponible) Consumo específico útil (intensidad energética útil) Participación de las fuentes en el consumo espec. útil Rendimientos promedios de las fuentes

[¢’90] [1.0] [GJ útil/¢’90] [%] [%]

Para el Subsector Agro, Pesca, Minería, Construcción y Otros la configuración resultante fue: Nivel 1: Nivel 2: Nivel 3: Nivel 4a: Nivel 4b:

Producto Interno Bruto (disponible) Consumo específico neto (intensidad energética neta) Participación de las fuentes en el consumo esp. neto (disponible)

[¢’90] [1.0] [GJ útil/¢’90] [%] [1.0

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C O M E R C IO S E R V IC I O S G O B IE R N O

TODOS LOS U SO S

LEÑ A E L E C T R IC ID A D G A S L IC U A D O CARBON VEGETAL E N E R G IA S O L A R

R ESTO SEC TO RES

A G R IC U L T U R A PESC A M IN E R IA

TODOS LOS U SO S

D IE S E L F U E L O IL G A S O L IN A G A S L IC U A D O

Figura 2.4.1 Estructura de la Demanda de Energéticos del Resto de Sectores

2.4.1 Pautas Subsector Comercio, Servicios y Gobierno a)

En el Subsector Comercio, Servicios y Gobierno, se estimó que el consumo en energía útil en 1995 era de 0.074 MJ útil/PIB y se espera una mejora del 10 % en todo el período, alcanzando al final del mismo un valor de 0.066 MJ útil/PIB, como consecuencia de una mejor utilización de la capacidad instalada del Subsector, con lo cual se aprovecharían las posibles economías de escalas que el Subsector ofrece.

b)

La participación de las fuentes de la energía en este Subsector para 1995 era la siguiente: 94.2% energía eléctrica, 3.7% GLP, 1.7% leña y 0.4% carbón vegetal. Se espera hacia el 2020 una pequeña penetración adicional del GLP, alcanzando el 4.4%, a expensas de la leña, que pasará a tener una participación del 1.0%, la electricidad y el carbón vegetal continuarán con la porción de mercado que poseían en el año Referencia.

c)

Los rendimientos en los consumos energéticos mejorarán entre un 25%, para la leña y el carbón vegetal y un 4 % y 6% respectivamente para el GLP y la electricidad.

2.4.1.1 Demanda de Energía Subsector Comercio, Servicios y Gobierno Lo más relevante de la proyección de la demanda de energía mostrada en el Cuadro 2.4.1 es la pérdida de participación de la leña y el carbón vegetal ante la penetración del GLP. Es importante observar que, a diferencia del Sector Residencial, el GLP no logra la sustitución de este recurso renovable pues, dado el crecimiento esperado de los subsectores Comercio y Servicios, su contribución energética va en aumento. La mayor participación de este subsector se ve también reflejada en el aumento de la demanda de la energía eléctrica.

Fuente Leña Electricidad GLP Carbón Vegetal TOTAL

Cuadro 2.4.1 Demanda de Energía Sector Resto (PJ) Subsector Comercial, Servicios y Gobierno 1995 2005 2010 0.62 11.8% 0.66 9.4% 0.68 8.3% 4.28 81.2% 5.83 83.2% 6.87 84.1% 0.22 4.2% 0.33 4.7% 0.41 5.0% 0.15 2.8% 0.19 2.7% 0.21 2.6% 5.27 100.0% 7.01 100.0% 8.17 100.0%

2020 0.69 6.2% 9.52 85.9% 0.60 5.4% 0.27 2.5% 11.09 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

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2.4.1.2 Emisiones Subsector Comercio, Servicios y Gobierno Como se indicó anteriormente, aún cuando la leña pierde participación en el suministro de energía, no significa que la cantidad consumida disminuya; este incremento del consumo de leña y carbón vegetal se ve reflejado en el aumento proyectado de 21.5% para las emisiones de CO2 de procedencia Biogénica. El incremento de emisiones de CO2 de carácter No Biogénico presentados en el Cuadro 2.4.2 obedece a la creciente participación del GLP. Para el período indicado el incremento en emisiones se estima en alrededor de 170%. Cuadro 2.4.2 Emisiones de GEI del Sector Resto Subsector Comercial, Servicios y Gobierno Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 15.62 23.05 28.23 Biogénico 112.74 123.95 129.63 Monóxido de Carbono (CO) 3.72 3.99 4.1 Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 Oxido de Nitrógeno (NOX) 0.105 0.11 0.12

2020 42.13 137.03 4.14 486.81 0.12

Gg Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

2.4.2

Pautas Subsectores Agricultura, Pesca y Minería

a)

En el Subsector Agricultura, Pesca, Minería, Construcción y Otros, el consumo en energía neta en 1995 era de 40.18 KJ neto/PIB y se espera una mejora del 13% en todo el período, alcanzando al final de mismo un valor de 35 KJ neto/PIB.

b)

En lo que respecta a las fuentes el 63.6% correspondía, en 1995, a no energéticos, el 33.2% a Diesel, el 2.8% a Fuel-Oil, 0.3 a GLP y el 0.1% a gasolina. No se hicieron hipótesis acerca de la tendencia de la participación de las fuentes, por lo cual en el 2020 el esquema será el mismo que el del año Referencia. Para efecto del cálculo de las emisiones, los rendimientos en los consumos energéticos en este sector se ha asumido de 100%.

2.4.2.1 Demanda de Energía Subsectores Agricultura, Pesca y Minería El Cuadro 2.4.3 reporta la energía demandada por el desarrollo de las actividades propias de los subsectores Agricultura, Pesca y Minería. Es de notar que los combustibles que tienen una mayor participación son el Diesel y el Fuel Oil. Bajo el término No Energéticos se incluyen en este sector aquellos derivados del petróleo, como el asfalto, que tienen un contenido energético pero no se utilizan para su combustión.

Combustibles GLP Gasolina Diesel Fuel Oil Gas de Refinería No Energéticos TOTAL

Cuadro 2.4.3 Demanda de Energía Sector Resto (TJ*) Subsector Agricultura, Pesca y Minería 1995 2005 2010 5.93 8.14 9.64 1.98 2.71 3.21 655.73 901.07 1,066.47 55.30 75.99 89.94 0.08 0.11 0.13 1,256.16 1,726.14 2,042.99 1,975.17 2,714.16 3,212.38

2020 13.47 4.49 1,490.41 125.70 0.18 2,855.11 4,489.36

Fuente: Elaboración Propia *TJ = 1012 J

98

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2.4.2.2 Emisiones Subsectores Agricultura, Pesca y Minería La proyección de las emisiones de CO2 producto de la quema de los combustibles reportados en la sección anterior se muestra en el Cuadro 2.4.4. El incremento esperado para el año 2020 es de alrededor 127%.

Gases de Efecto Invernadero Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico

Cuadro 2.4.4 Emisiones de GEI del Sector Resto Subsector Agricultura, Pesca y Minería 1995 2005 2010 55.17

75.81

89.73

2020 125.40

Gg

Fuente: Elaboración Propia

2.4.3

Demanda Total de Energía Sector Resto

El Cuadro 2.4.5 presenta el consolidado de las fuentes utilizadas para suplir la demanda de energía de los Subsectores que forman el llamado Sector Resto. En este sector la fuente de mayor importancia es la electricidad y se espera, para el período de análisis, un incremento en su demanda de aproximadamente 122%.

Fuentes Leña Carbón Vegetal Electricidad GLP Gasolina Diesel Fuel Oil Gas Refinería No Energéticos TOTAL

Cuadro 2.4.5 Demanda Total de Energía Sector Resto (PJ) 1995 2005 2010 0.62 0.66 0.68 0.15 0.19 0.21 4.28 5.83 6.87 0.23 0.34 0.42 1.98x10-3 2.71x10-3 3.21x10-3 0.66 0.90 1.07 0.06 0.08 0.09 8x10-5 11x10-5 13x10-5 1.26 1.73 2.04 7.25 9.72 11.38

2020 0.69 0.27 9.52 0.62 4.5x10-3 1.49 0.13 18x10-5 2.86 15.58

Fuente: Elaboración Propia

2.4.4

Emisiones Totales Sector Resto

El cuadro 2.4.6 muestra el total de las emisiones de GEI atribuibles a los subsectores que forman el sector Resto. Las emisiones de CO2 de naturaleza biogénica son las mismas reportadas para los Subsectores Comercio y Servicio; mientras que las emisiones totales de CO2 debido a la combustión de hidrocarburos experimentan un incremento de aproximadamente 137% Cuadro 2.4.6 Emisiones Totales de GEI del Sector Resto Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 70.79 98.86 117.96 Biogénico 112.74 123.95 129.63 Monóxido de Carbono (CO) 3.72 3.99 4.1 Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 Oxido de Nitrógeno (NOX) 0.105 0.11 0.12

2020 167.53 137.03 4.14 486.81 0.12

Gg Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

99

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3.

Generación de Energía Eléctrica y sus Emisiones

3.1

Análisis global sobre la demanda y los procesos de transformación

Considerando los resultados obtenidos en la evolución del consumo de energía eléctrica para cada uno de los sectores y subsectores definidos para el estudio en los módulos homogéneos y calculados por el módulo de Demanda del LEAP, en donde se hacen uso de variables explicativas y de elasticidades del entorno macroeconómico estimadas para el escenario tendencial, a continuación se presentan las principales pautas consideradas para establecer el Escenario de Referencia. Asimismo, se presentan los resultados de la expansión del parque generador a ser modelado en el módulo de Transformación del LEAP para determinar la energía generada y los combustibles utilizados por el parque para el abastecimiento de la energía eléctrica en los años de estudio. Se ha revisado la información estadística sobre el comportamiento de la demanda de energía eléctrica por sectores de consumo y se ha realizado un análisis para tratar de predecir el comportamiento futuro de esta variable de acuerdo a ciertas condiciones de estacionalidad y crecimiento histórico, con la finalidad de validar los resultados del modelo utilizado, llegándose a los siguientes resultados: •

Dado que al cierre de 1998, la tasa anual de crecimiento de la energía eléctrica fue de aproximadamente un 4 %, alcanzando los 3,822 GWh, se considera que un valor razonable de energía a ser generada siguiendo el método de la tasa de crecimiento y el promedio móvil será de 4,011 GWh para el año 2000, que es el primer año de corte del estudio, lo que representa una tasa de crecimiento anual de la energía eléctrica de aproximadamente un 4.5 %.

•

Para los siguientes años de corte se han utilizado proyecciones de Demanda de energía para los sectores, proporcionados por el módulo de Demanda del LEAP, de acuerdo a las variables macroeconómicas explicativas seleccionadas en cada caso.

•

La desagregación de la demanda de energía pronosticada, en los diferentes sectores de consumo, se realizó siguiendo el patrón actual en las diferentes ramas, utilizando las variables explicativas que se han determinado para cada uno de ellos, en el modelo.

La Cuadro 3.1.1 muestra a continuación el pronóstico de la demanda de energía eléctrica que será utilizado para modelar del Escenario Energético de Referencia.

Cuadro 3.1.1 Demanda Pronosticada de Energía Eléctrica Escenario Energético de Referencia AÑO 1995 2000 2005 2010 2015 2020

ENERGIA PRONOSTICADA (GWH) DEMANDA 3,130.0 3,790.0 4,490.0 5,430.0 6,690.0 7,980.0

PERDIDAS 220.0 220.6 261.3 316.0 389.4 452.4

TOTAL 3,350.0 4,010.6 4,751.3 5,746.0 7,079.4 8,432.4

TASA DE CRECIMIENTO (%)

4.5 4.3 4.2 4.1 4.0

Fuente: Elaboración propia

100

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3.2

Descripción de la evolución del equipamiento

Para el Escenario Energético de Referencia se ha considerado, que dadas las condiciones del nuevo marco regulatorio del sector energía eléctrica, que el abastecimiento de la energía será realizado con recurso eminentemente térmico, introducido en el sector por medio de la inversión extranjera. Para el año 2000, se conoce ya con certeza el abastecimiento (composición de la oferta), pues a la fecha ya se tienen solicitudes de conexión con el sistema de al menos tres generadores térmicos. Para el resto de años se han seguido las siguientes pautas de abastecimiento: •

El recurso hidroeléctrico se mantiene con la capacidad instalada hasta el final del horizonte de estudio y varía en cada año de corte de acuerdo a las condiciones hidrológicas que se ha supuesto. En ningún año se ha considerado una hidrología menor que las condiciones de energía firmes de aproximadamente 1250 GWh. Dada la capacidad instalada del recurso este se mantiene con un factor de planta entre un 43.2 % y un 46.02 % en todo el período.

•

El recurso geotérmico se incrementa de acuerdo a los planes de estabilización de los campos geotérmicos de Ahuachapán y Berlín teniéndose los mayores incrementos en el año 2000 y 2005 cuando entran los 50 MW en Berlín y en el 2010 cuando se estabiliza el campo en Ahuachapán. Con respecto a los factores de planta, es de aclarar que se mantienen altos entre un 93.6 y un 98.17 %, debido a que se está utilizando la potencia efectiva de los campos y no la capacidad instalada de los generadores. La capacidad instalada en el campo geotérmico de Ahuachapán es de 95 MW por medio de tres unidades generadoras. Ordinariamente, se tienen en producción dos de ellas, debido a restricciones de producción de los pozos productores.

•

El Sector Externo en estos escenarios se ha mantenido en equilibrio; es decir, la cantidad de energía en concepto de excedentes de oportunidad, que mejorarían la operación integrada de los sistemas interconectados, que se ha importado desde Guatemala hasta el año 2005 o se exportado hacia Guatemala corresponden a cantidades exactamente iguales, teniendo un efecto neto de cero. A partir del año 2005 se ha considerado la interconexión con Honduras, pero con el mismo tratamiento, es decir el efecto regional externo en equilibrio.

•

El recurso de plantas de Vapor a Fuel Oil, no presenta alteración alguna hasta el año 2020, cuando se incrementa la capacidad con una máquina de 90 MW. En los años de corte intermedios se mantiene su capacidad de 63 MW y se varía su participación en el despacho de acuerdo a lo competitivo que se vuelvan sus precios en el mercado. Así mismo se ha supuesto una mejora de la eficiencia de las unidades generadoras producto de los avances tecnológicos.

•

Los ciclos combinado de Fuel Oil, aparecen en el año 2000 con 120 MW, y se mantienen sin incremento en el resto del período. Los factores de capacidad oscilan entre 23.8 a inicios de la operación comercial hasta los 90.4 % en el año 2015, antes que se introduzca el gas natural. Este recurso tiene niveles de eficiencia superiores a las unidades a Diesel y al de las centrales a vapor, y se mejora por los avances tecnológicos a medida que se pasa de un año de corte al siguiente.

•

Con respecto al recurso de Motores de Combustión Interna que utilizan Fuel Oil, el desarrollo del recurso hace que se utilicen la capacidad plena de los existentes actualmente en la Central de Nejapa y se incrementen 112 MW para el año 2000, de aquí en adelante no se tienen mayores expansiones en este recurso. En cuanto a los factores de planta se experimenta un incremento desde el año 2000 hasta alcanzar el punto más alto de cerca de 87.7 % en el año 2015, de allí en adelante empieza a decrecer al ser desplazado cuando se incluyen en el sistema las plantas de carbón y el gas natural.

•

En cuanto al recurso de las turbinas a Diesel, se incrementa su capacidad hasta el año 2015 con una turbina de 30 MW. En total en el período se instalarán solamente estos 30 MW adicionales al parque existente actualmente y principalmente para dar cobertura adecuadamente a la demanda máxima, elevándose la capacidad instalada de 194 MW a 224 MW al final del período.

101

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador •

El recurso del gas natural inicia sus operaciones hasta el año 2015 y 2020 respectivamente con 60 MW y 90 MW en cada año de corte respectivamente haciendo un total de 150 MW al final del período.

•

El recurso de carbón natural inicia en el 2010 con una planta de 60 MW y se incrementa en el año 2015 con 60 MW y para el año 2020 una máquina adicional de 100 MW para completar los 220 MW instalados para el final del período.

En la Cuadro 3.2.1, se hace un resumen para los principales años de corte seleccionados, de la evolución del parque generador descrito anteriormente, en donde se observa la fuerte penetración de los generadores que hacen uso intensivo de los derivados del petróleo, provocando una mayor cantidad de emisiones. Es de hacer notar que en este escenario, tal como se explicó anteriormente se ha desfasado la penetración del gas natural hasta el final del período.

Cuadro 3.2.1 Evolución de la Capacidad Instalada por Recurso (MW) RECURSO 1995 2005 2010 Hidroeléctrica 388 388 388 Geotérmica 50 100 120 Vapor Fuel Oil 60 63 63 Motores Diesel Fuel Oil 80 192 192 CC Fuel Oil 0 120 120 Turbogas Diesel 194 194 194 CC Gas Natural 0 0 0 Vapor Carbón 0 0 60 Sub – Total 772 1,057 1,137 Autoproducción Diesel 45 45 45 Ingenio Azucarero 44.8 55 60 Sub – Total 89.8 100 105 TOTAL 861.8 1,157 1,242

2020 388 120 153 192 120 224 150 220 1,567 45 70 115 1,682

La Figura 3.2.1, muestra la diferente composición de la oferta de electricidad para este escenario, en los años de corte. El recurso geotérmico, observa un pequeño incremento en el período y es la penetración de los otros energéticos (Carbón y al final el Gas Natural) la que complementa la oferta de energía. En la mayoría del tiempo son el Fuel Oil y el Diesel los que van abasteciendo la demanda, ya que el recurso hidroeléctrico no experimenta crecimiento

3.3

Abastecimiento de energía eléctrica por recurso

Para la simulación de este escenario energético, se consideró que a medida que se avanzaba en los años de corte, la innovación tecnológica hace que los niveles de eficiencia de las plantas térmicas se mejore cada vez. Como se tiene parque existente y adiciones al parque existente se consideró calcular una eficiencia ponderada del recurso para cada uno de los años de corte, dándole un peso a la eficiencia por la capacidad de recurso. Estas eficiencias calculadas se muestran en la Cuadro 3.3.1.

102

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

1800 1600 1400 1200

MW

1000 800 600 400 200 0 1995 HIDROELECTRICA CC FO

2005 GEOTERMICA TURBOGAS DO

2010 VAPOR FO CC GN

2020 MOT. DIESEL FO VAPOR CARBON

Figura 3.2.1. Comportamiento de la Capacidad Instalada Escenario de Referencia

Cuadro 3.3.1 Eficiencias de las Centrales Termoeléctricas (%) RECURSO 1995 2005 2010 2020 VAPOR GN 28.0 28.0 28.0 28.0 VAPOR FO 25.2 29.0 29.0 38.4 MOTORES. DIESEL 24.9 26.6 26.6 26.6 CC FO 45.0 45.0 45.0 45.0 TURBOGAS GN 37.0 37.0 37.0 37.0 TURBOGAS DO 27.5 27.5 27.5 28.8 CC GN 45.0 49.0 51.0 55.0 VAPOR CARBON 40.0 40.0 40.0 40.0 AUTOP. DIESEL 27.0 27.0 27.0 27.0 INGENIO AZUCARERO 13.0 15.0 17.0 21.0 Nota: Se considera para los recursos Hidroeléctricos y Geotérmicos una eficiencia del 100 %

A continuación en la Figura 3.3.1 se muestra como se comporta la eficiencia anual ponderada en los años de corte por recurso. Se observa como para el caso del Vapor Fuel Oil se miran mejoradas las eficiencias a medida que se aproxima el año 2020, la misma situación se repite para las turbinas de Diesel y la producción de los ingenios azucareros.

103

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

1995

2005

2010

2020

57.5 52.5 47.5

Eficiencia

42.5 37.5 32.5 27.5 22.5 17.5 12.5 VAPOR GN

MOT. DIESEL

TURBOGAS GN

CC GN

AUTOP. DIESEL

Figura 3.3.1 Comportamiento de las eficiencias en los años de corte Para la simulación el LEAP, se utiliza un factor de planta anual, para indicarle al modelo que tanto la planta despachará energía y potencia en la simulación para los diferentes años partiendo de su máxima capacidad teórica de producción de energía eléctrica, dichos factores se incluyen en la Cuadro 3.3.2. Cuadro 3.3.2 Comportamiento del Factor de Planta por tipo de central (%) RECURSO 1995 2005 2010 2020 HIDROELECTRICA 43.1 45.0 45.4 46.0 GEOTERMICA 93.6 96.5 97.0 97.5 VAPOR FO 52.4 55.3 67.9 66.0 MOT. DIESEL 29.3 75.8 81.3 87.4 CC FO 54.0 53.8 66.6 TURBOGAS DO 53.9 5.1 18.6 12.0 CC GN 60.9 VAPOR CARBON 76.1 81.2 AUTOP. DIESEL 4.4 7.0 8.0 10.0 INGENIO AZUCARERO 25.0 25.0 25.0 25.0 Nota : La eficiencia de la geotérmica es elevada pues se ha modelado de acuerdo a la capacidad de extracción de los pozos y no de la capacidad instalada.

En el Cuadro 3.3.3 se resume, para cada uno de los años de corte del escenario energético de Referencia, la producción anual de electricidad por recurso. Esta información servirá de referencia para compararla con los casos en los cuales se aplica alguna consideración de políticas de mitigación. Por otro lado, en la Figura 3.3.2, se muestra el comportamiento en la composición del abastecimiento de energía a través de los años de corte, en ella queda más claramente indicado el aparecimiento de los nuevos combustible y su participación con respecto al total.

104

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Cuadro 3.3.3 Abastecimiento de energía eléctrica por tipo de recurso (GWh) RECURSO 1995 2005 2010 Hidroelectrica 1,463.8 1,528.4 1,542.0 Geotermica 409.8 844.7 1,018.9 Vapor FO 275.0 305.0 374.5 Mot. Diesel FO 205.1 1,274.0 1,366.4 CC FO 0.0 567.2 565.1 Turbogas DO 915.1 86.6 315.9 CC GN 0.0 0.0 0.0 Vapor carbon 0.0 0.0 399.7 Sub-total 3,268.8 4,605.9 5,582.5 Autoproducción Diesel 17.3 27.6 31.5 Ingenio azucarero 97.9 120.4 131.3 Sub-total 115.2 147.9 162.8 Total 3,384.1 4,753.8 5,745.3

2020 1,562.4 1,024.2 884.0 1,468.9 699.6 235.3 799.7 1563.8 8,237.7 39.4 153.2 192.6 8,430.3

PRODUCCIÓN POR RECURSO ( GWh) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1995 HIDROELECTRICA CC FO

2005 GEOTERMICA TURBOGAS DO

2010 VAPOR FO CC GN

2020 MOT. DIESEL FO VAPOR CARBON

Figura 3.3.2. Evolución en la generación de electricidad por tipo de Central

105

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3.4

Emisiones de la generación termoeléctrica

Basados en el análisis de la demanda global y la generación eléctrica por recurso y tipo de combustible descrito anteriormente, el Cuadro 3.4.1 consolida la evolución de las emisiones de GEI atribuibles a la generación termoeléctrica para el Escenario Energético de Referencia. La columna referente a la auto-producción estima, tanto la generación de energía eléctrica utilizando el parque de plantas de emergencia instaladas en el país, como la generación de los ingenios. Se estima, bajo este escenario que las emisiones de CO2 No Biogénico para el año 2020 se habrán incrementado aproximadamente 213%. Cuadro 3.4.1 Emisiones de GEI Generación Termoeléctrica (Gg) Escenario Energético de Referencia 1995 2005 2010 Central Auto Central Auto Central Auto Térmica Produc. Térmica Produc. Térmica Produc.

Gases de Efecto de Invernadero Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,368.13 Biogénico Monóxido de carbono 1.61 (CO) Metano (CH4) 0.17 Oxido de Nitrógeno 7.8 (NOX)

17.35 1,957.76 319.85 0.43

5.62

27.68 2707.05 340.70 0.46

0.36 0.26

26.96

6.23

31.36 4,279.29 327.95 0.44

0.43 0.28

30.86

2020 Central Auto Térmica Produc.

6.97

39.54 309.73 0.42

0.47 0.27

38.16

0.25

Fuente: Elaboración Propia

4. Subsector Refinación Cabe destacar que en El Salvador existe una única refinería, perteneciente a la empresa RASA, filial local de la compañía ESSO, la cual opera desde 1961. Esta es una refinería del tipo que no posee una alta complejidad, por lo tanto no presenta una alta reconversión de pesados en livianos y/o intermedios. Su capacidad de producción anual es de unos 6,6 millones Bbl/año, mientras que en 1995 se corrieron 5.28 millones de bbl/año de crudo, con lo cual la capacidad ociosa de la refinería fue del orden del 20%. Según informaciones proporcionadas por la empresa, no existen planes de expansión de la refinería que incluyan nuevos procesos y/o altas inversiones en el mediano plazo, sin embargo si existe la posibilidad de realizar “desembotellamientos de bajo costo “ que consisten en identificar leves modificaciones o sustitución de componentes del proceso actual que permitan ampliar la capacidad de refinación. Se estima que dependiendo del crudo que se procese la capacidad resultante de estas modificaciones podría oscilar entre 24,000 y 28,000 Bbl/día. Históricamente la refinería raramente ha operado a plena capacidad, en promedio lo ha hecho aproximadamente a un 70% de su capacidad. Por lo tanto se estimó que la refinería no aumentaría sustantivamente su capacidad de procesamiento, llegando en el 2020 a tener una capacidad de 7 millones de Bbl/año. Asimismo se plantea que la estructura de derivados a obtenerse de esta refinería, será invariable en el tiempo, permaneciendo durante todo el período con la siguiente estructura de producción de productos: 33.4% fuel-oil, 28.5% diesel-oil, 23.3% gasolina, 6.6% kerosene- Jet Fuel, 3.9% no energéticos, 2.6% GLP y 1.7% gas de refinería.

106

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5.

Demanda Total de Energía bajo el Escenario Energético de Referencia

A continuación el Cuadro 5.0.1, presenta la proyección de la Demanda Total de Energía y las diversas fuentes utilizadas para suplirla. La explicación de las tendencias reportadas para las distintas fuentes se explica en el Cuadro 5.0.2, donde se incluye la demanda de energía por sector. Los resultados de este escenario indican que: a) b) c)

d)

El Salvador se encamina hacia una dependencia cada vez mayor de los combustibles fósiles. Su participación aumenta del 41.5% en 1995 a un 61.2% en el 2020. El sector que experimenta el mayor incremento en demanda de energía es el sector transporte. Se estima que el incremento de su demanda para el período de análisis es del 185%. Para el sector Residencial se estima un crecimiento en su demanda de energía del 18.8%. Este pequeño incremento comparado con el del sector transporte obedece a la introducción de GLP cuya eficiencia de transformación en energía útil es muy superior a la de la leña. La participación de la leña como recurso energético experimenta durante el período analizado una disminución del 14.5%.

Fuente Leña Residuo Biomasa Electricidad GLP/Gas envasado Gasolina Kerosene/Jet Fuel Diesel Oil Fuel Oil Coque Carbón Vegetal Gas de refinería No Energéticos Gas Natural TOTAL

Cuadro 5.0.1 Evolución de la Demanda Total de Energía (PJ) Escenario Energético de Referencia 1995 2005 2010 2020 53.305 44.9% 52.957 35.3% 51.879 30.9% 45.568 20.6% 5.210 4.4% 5.777 3.9% 6.380 3.8% 6.761 3.0% 11.276 9.5% 16.188 10.8% 19.618 11.7% 28.732 13.0% 4.059 3.4% 8.520 5.7% 11.732 7.0% 21.432 9.7% 12.383 10.4% 17.339 11.6% 19.983 11.9% 30.768 13.9% 2.887 2.4% 3.452 2.3% 3.623 2.2% 4.883 2.2% 18.806 15.8% 29.826 19.9% 35.101 20.9% 53.670 24.2% 9.138 7.7% 13.390 8.9% 16.412 9.85% 23.368 10.5% 0.018 0.015% 0.025 0.021% 0.029 0.024% 0.021 0.018% 0.505 0.4% 0.743 0.5% 0.899 0.5% 1.281 0.6% 79x10-6 Desp. 109x10-6 Desp. 128x10-6 Desp. 180x10-6 Desp. 1.256 1.1% 1.726 1.2% 2.042 1.2% 2.885 1.3% 0.000 0.0% 0.000 0.0% 0.000 0.0% 2.350 1.1% 118.843 100.0% 149.946 100.0% 167.705 100.0% 221.690 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

SECTORES RESIDENCIAL TRANSPORTE INDUSTRIA RESTO SECTORES TOTAL

Cuadro 5.0.2 Demanda Anual de Energía por Sectores (PJ) Escenario Energético de Referencia 1995 2005 2010 53.22 44.8% 56.68 37.8% 58.81 35.1% 31.22 26.2% 48.10 32.1% 56.49 33.7% 27.17 22.9% 35.45 23.6% 41.03 24.4% 7.25 6.1% 9.72 6.5% 11.38 6.8% 118.85 100.0% 149.95 100.0% 167.71 100.0%

2020 63.23 28.5% 88.99 40.2% 53.58 24.3% 15.58 7.0% 221.69 100.0%

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6. Emisiones Totales de GEI del Escenario Energético de Referencia El Cuadro 6.0.1 consolida, para el período 1995 – 2020, la proyección de las emisiones de GEI para el sistema energético de El Salvador. El Cuadro 6.0.2 indica, para cada uno de los sectores que demandan energía y para la generación térmica de electricidad la proyección de su contribución a las emisiones totales de CO2. El mayor consumo de petróleo y la disminución del consumo de leña, indicado anteriormente, se refleja en el incremento de la emisiones No Biogénicas y la disminución de las Biogénicas. Las primeras experimentan un incremento de aproximadamente 201%, mientras que las segundas disminuyen en un 10%. Cuadro 6.0.1 Emisiones Totales de GEI (Gg) Escenario Energético de Referencia Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 4,364.24 6,617.08 8,333.32 Biogénico 9,416.10 9,476.78 9,381.78 Monóxido de carbono (CO) 482.73 547.17 566.00 Metano (CH4) 33.20 32.67 31.79 Oxido de Nitrógeno (NOX) 37.37 66.52 73.52 Oxido Nitroso (N2O) 0.24 0.23 0.22

2020 13,130.00 8,452.75 638.47 27.72 91.34 0.18

Fuente: Elaboración Propia

DEMANDA Residencial Transporte Industria Resto Sectores TRNSFRMCION Centrales Termoeléctricas Auto producción

6.1

Cuadro 6.0.2 Evolución de las Emisiones de CO2 por Sector (Gg) Escenario Energético de Referencia 1995 2005 2010 No Biog. Biogénic No Biog. Biogénic No Biog. Biogénic 297.7 7,143.97 523.74 6,836.64 692.03 6,541.83 1,816.45 2,867.63 3,403.80 793.83 1,839.55 1,141.40 2,175.49 1,380.85 2,382.36 70.79 112.74 98.86 123.95 117.96 129.63

2020 No Biog. Biogénic 1,182.77 5,414.44 5,427.98 2,029.67 2,591.54 167.53 167.53

1,368.13

4,279.29

1,957.76

2,707.05

17.35 319.85 27.68 340.70 31.63 327.95 39.54 309.73 4,364.24 9,416.10 6,617.08 9,476.78 8,333.32 9,381.78 13,130.0 8,452.75

Efecto del Potencial de Calentamiento Global

Considerando que los diferentes Gases de Efecto de Invernadero, producto de la quema de los combustibles, tienen diferente capacidad de influir en el balance energético del sistema Atmósfera -Tierra, es importante comparar la contribución relativa de cada uno de ellos sobre una base común; con ese objetivo se ha definido el parámetro llamado Potencial de Calentamiento de Global (PCG). Considerando el potencial de calentamiento Global para un periodo de 20 años, el Cuadro 6.1.1 presenta, el equivalente en CO2 para cada uno de los gases. Considere por ejemplo el caso del Oxido de Nitrógeno (NOx), que de acuerdo a la guía metodológica del IPCC tiene, para un período de 20 años, un PCG de 150 Gg CO2/Gg NOx. Los 37.37 Gg emitidos en 1995 tienen un efecto de invernadero equivalente a 5,606.0 Gg de CO2. Como se ha indicado en el análisis de las emisiones por sector los mayores emisores de este gas son el sector Transporte y la generación térmica de electricidad. Al considerar el efecto del Potencial de Calentamiento Global las emisiones totales de CO2 de origen No-Biogénico se habrán incrementado, para el año 2020, en aproximadamente 114%. 108

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Cuadro 6.1.1 Emisiones Totales de CO2 (Gg) Considerando el Potencial de Calentamiento Global para 20 años Escenario Energético de Referencia Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de Carbono, (CO2) No – Biogénico 4,364.2 6,617.1 8,333.3 Monóxido de Carbono (CO) 3,379.1 3,830.2 3,962.0 Metano (CH4) 2,058.4 2,025.7 1,970.9 Oxidos de Nitrógeno (NOx) 5,606.0 9,977.7 11,000.0 Oxido Nitroso (N2O) 68.7 65.7 62.8 Total 15,476.5 22,516.4 25,329.0

Cuadro 6.1.2 Emisiones de CO2 por Sector Considerando el Potencial de Calentamiento Global para 20 años Escenario Energético de Referencia DEMANDA 1995 2005 2010 Residencial 5,327.9 5,322.8 5,273.4 Transporte 5,261.0 8,030.8 9,079.0 Industria 2,012.2 2,684.2 3,123.6 Resto de Sectores 140.4 173.5 194.8 Total Demanda 12,741.5 16,211.4 17,670.9 TRANSFORMACION Centrales Termoeléctricas 2,560.2 6,063.4 7,406.8 Auto- Producción 59.3 72.3 74.6 Refinería 1.7 2.0 2.1 Carboneras 113.8 167.3 202.5 Total Transformación 2,735.0 6,305.0 7,685.9 Total 15,476.5 22,516.4 25,356.8

2020 13,130.0 4,469.3 1,718.6 13,700.0 51.7 33,039.6

2020 4,944.0 13,403.0 4,022.0 245.3 22,614.2 10,081.7 80.1 2.3 288.5 10,452.6 33,066.9

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VI.- ESCENARIO ENERGETICO DE MITIGACION 1. Pautas generales del escenario energético de mitigación. Como ya se ha señalado el escenario de mitigación fue construido sobre la base del mismo escenario socioeconómico que el escenario de referencia y por lo tanto no se han considerado los efectos que las variaciones en la evolución de la actividad productiva y la estructura demográfica nacional pudieran tener en las emisiones de gases de efecto invernadero. Este escenario supone sin embargo la puesta en práctica de políticas y acciones que modifiquen la actual tendencia en el consumo y la introducción de opciones tecnológicas tendientes a mitigar las emisiones de GEI en el sector energético. En la formulación de las posibles medidas de mitigación se ha tomado en consideración aquellos procesos que por razones económicas, sociales o ambientales es razonable esperar que sean impulsados en el futuro próximo, a fin de que las reducciones en las emisiones totales que se ha estimado sean una posibilidad realizable dentro del contexto nacional. Los resultados de la simulación del escenario de referencia señalan claramente los sectores responsables de la mayor producción de emisiones de gases de efecto invernadero tanto a nivel del consumo final como del abastecimiento de energía, es hacia estos sectores que habrá de orientarse la búsqueda de opciones para la mitigación. El escenario energético de referencia señala que los sectores Residencial y Transporte concentraran en el 2020, aproximadamente el 70% del consumo energético nacional, es decir cerca de 152 PJ, proveniente a su vez en un 70% de fuentes emisoras netas. Por su parte la generación térmica de electricidad consumirá en el año 2020 cerca de 35 PJ de energía proveniente de derivados del petróleo, carbón mineral y gas natural, consumo que representará el 28% del suministro total anual de estos hidrocarburos. El total de las emisiones de dióxido de carbono no biogénico debidas a estos tres sectores constituiría en el año 2020 el 84% de las emisiones totales de este gas. Es en estos sectores que se ha investigado en mayor detalle el efecto de medidas específicas de mitigación. En los restantes sectores socioeconómicos, los supuestos del escenario de referencia dejan poco margen para incrementar la eficiencia energética, además la baja incidencia de los consumos de estos sectores, sobre el total del consumo energético, implicaría cambios marginales en las emisiones si se les aplicara un escenario de Mitigación. Pese a lo anterior se ha tomado como pauta general una profundización de la mejora en la eficiencia de uso de la energía y en los procesos de sustitución entre fuentes conducentes a una disminución en el consumo de las fuentes emisoras de GEI.

2. Análisis sectorial 2.1 Sector Residencial 2.1.1

Pautas para el análisis del sector residencial.

Se ha mostrado que el combustible de mayor relevancia en este sector, en términos del consumo final de energía, es la leña, esta es un recurso renovable, por lo que en caso de ser utilizada en forma sostenible, su alto consumo no debería originar emisiones netas de dióxido de carbono y un incremento en el mismo en sustitución de combustibles fósiles tendría un efecto positivo sobre las emisiones totales. En El Salvador existen sin embargo indicios técnicamente fundamentados de que el consumo de leña excede la oferta sostenible de la misma, lo que produciría una escasez cada vez mayor del recurso. Por otra parte el escenario socioeconómico que fundamenta este estudio pronostica un incremento en el ingreso per cápita, lo cual debería reflejarse en una mejora en el nivel de ingreso y consecuentemente de las condiciones de vida de la población en general, lo que estaría asociado con la tendencia a sustituir las tecnologías y fuentes tradicionales por otras más modernas. Considerando lo anterior las medidas de mitigación en este sector se han concentrado en facilitar la penetración de aquellas fuentes que presentan las menores emisiones específicas, tales como el gas natural y la energía solar. Asimismo se esperan mejoras adicionales en los consumos específicos y en la eficiencia de uso de la energía, respecto de aquellas consideradas en el escenario de referencia.

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En las áreas urbanas las medidas tienden a acelerar la penetración del gas natural y del GLP como sustituto de la leña, el kerosene y la electricidad en los usos calóricos del sector. La penetración del GLP y el gas natural se produciría principalmente debido a la mayor accesibilidad a estos recursos y a que el alto grado de urbanización esperado, facilitará la construcción de redes de distribución masiva de estos combustibles. Se ha supuesto que el gas natural estará disponible para usos domésticos a partir del año 2010. Respecto a la energía solar se estima que ésta tendrá una penetración limitada en los estratos de mayores ingresos de la población urbana, especialmente para el calentamiento de agua. Como resultado de estas medidas se espera que en el año 2020, la participación de las fuentes en los usos calóricos del sector residencial urbano sea la siguiente: el GLP abastecerá el 81% de la energía útil, mientras que la leña abastecerá sólo el 5%, el gas natural el 9%, la electricidad el 2%, el carbón vegetal el 1% y la energía solar el 2%. En las áreas rurales no parece probable que el gas natural sea una opción viable para el suministro energético, se espera que la energía para usos calóricos sea obtenida de los combustibles tradicionales, acentuándose la tendencia de sustitución de la leña por GLP. En el año 2020 las participaciones en la energía útil serían del 65% para la leña y del 35 % para el GLP. Para los usos eléctricos se ha estimado que en todo el sector residencial se utilizará exclusivamente la energía eléctrica, en tanto que el uso actual de kerosene para iluminación se reducirá a niveles insignificantes. Finalmente, en cuanto a los rendimientos de las fuentes, se ha asumido una mejora sustancial en la eficiencia correspondiente al uso de la leña, alcanzando éste un valor del 15% en el 2020; para las demás fuentes, los aumentos de los rendimientos serán relativamente bajos, pasando, en el caso del GLP, del 60% en 1995 al 65% en el 2020. La eficiencia en los usos eléctricos mejorara del actual 60% a un 68% en 2020.

2.1.2

Demanda energética del sector residencial.

Como resultado de las pautas planteadas para este sector se han obtenido los resultados mostrados en el cuadro 2.1.1. Cuadro 2.1.1. Demanda de Energía Sector Residencial (PJ*) Años Energético 1995 2005 2010 Leña 44.98 84.5 % 37.94 73.2 % 33.06 64.6 % Electricidad 3.62 6.8 % 5.57 10.7 % 6.96 13.6 % Gas licuado 3.61 6.8 % 7,27 14.0 % 9.65 18.9 % Kerosene 0.65 1.2 % 0.50 1.0 % 0.37 0.7 % Carbón vegetal 0.36 0.7 % 0.52 1.0 % 0.62 1.2 % Gas natural 0.00 0.0 % 0 0.0 % 0.32 0.6 % Solar 0.00 0.0 % 0.06 0.1 % 0.16 0.3 % Total 53.22 100.0 % 51.86 100.0 % 51.15 100.0 % Fuente: Elaboración Propia *(PJ = Peta Joules 1015 J)

2020 17.78 37.0 % 10.83 22.6 % 16.76 34.9 % 0 0.0 % 0.81 1.7 % 1.29 2.7 % 0.53 1.1 % 47.99 100.0 %

Las características más significativas que pueden apreciarse en la evolución del consumo del sector residencial son las siguientes: a)

Puede apreciarse una disminución neta de la demanda total de energía del sector, de 53.22 PJ en el año de referencia a 47.99 PJ en el año 2020, disminución que corresponde a una tasa promedio anual de crecimiento negativa del 0.4% durante el período.

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b) En el año 2020 el principal recurso energético en términos de la demanda energética final del sector continuará siendo la leña, pero su participación en la demanda total se habrá reducido al 37%, lo que corresponde a 17.18 PJ. La demanda final de leña sufrirá una reducción sustancial durante el período de análisis, a una tasa promedio anual negativa del 3.6%. es esta disminución la que explica la reducción neta en el consumo total del sector. c)

Para el año 2020 ocurrirían incrementos significativos en las demandas de GLP y energía eléctrica, aumentando sus participaciones en el consumo total a 34.9 % y 22.6% respectivamente en el año 2020.

d) La penetración del gas natural y de la energía solar en el sector, tiene un efecto marginal en el consumo energético final, ya que sus participaciones constituyen conjuntamente solamente el 3.8% del mismo.

2.1.3

Emisiones totales del sector residencial.

En cuanto a las emisiones de GEI conviene destacar que los procesos de sustitución de la leña por fuentes energéticas no biogénicas harían aumentar las emisiones netas de dióxido de carbono (CO2 - no biogénico), sin embargo tendrían un efecto de reducción en las emisiones de otros GEI incluyendo monóxido de carbono, metano, óxido nitroso y otros óxidos de nitrógeno; los resultados de este escenario se presentan en el cuadro 2.1.2. Para poder evaluar el efecto combinado de las variaciones en las emisiones de los distintos gases, se ha expresado las emisiones de cada uno de ellos utilizando sobre una base comparable mediante su potencial de calentamiento global (GWP) para un plazo de 20 años, los resultados se muestran en el cuadro 2.1.3.

Cuadro 2.1.2. Evolución Emisiones de GEI Sector Residencial (Gg) Gases Efecto Invernadero Años 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) 7,441.66 6,589.93 6,004.84 No Biogénico 297.70 541.54 717.55 Biogénico 7,143.97 6,048.39 5,287.29 Monóxido de carbono (CO) 270.71 228.34 198.97 Metano (CH4) 30.92 26.10 22.75 Oxidos de Nitrógeno (NOX) 7.67 6.47 5.64 Oxido Nitroso (N2O) 0.23 0.20 0.17 Fuente: Elaboración Propia

2020 4,132.47 1,240.14 2,892.33 107.01 12.26 3.03 0.09

Los resultados muestran que el incremento en las emisiones de dióxido de carbono no-biogénico, se ve superado por las reducciones en las emisiones de otros gases, particularmente por la disminución en las emisiones de monóxido de carbono y metano, cuyo potencial de calentamiento global es mucho mayor que el del dióxido de carbono, teniendo como resultado neto una disminución significativa en el efecto conjunto de las emisiones. Lo anterior se debe principalmente a que los sistemas tradicionales de combustión de la leña poseen eficiencias muy bajas y producen una combustión incompleta, generando mayores cantidades de monóxido de carbono y metano que otros sistemas más eficientes. Puesto que las emisiones de los gases antes indicados son tomadas en cuenta sin importar si su origen es biogénico o no, la sustitución de la leña por fuentes más eficientes reduce las emisiones de los mismos.

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Cuadro 2.1.3. Emisiones totales de gases de efecto invernadero ( Gg de CO2. GWP-20 años) Años Gases Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) No-biogénico. 297.70 541.54 717.55 Monóxido de carbono (CO) 1,894.98 1,598.38 1,392.80 Metano (CH4) 1,917.29 1,617.91 1,410.35 Oxidos de Nitrógeno (NOX) 1,150.17 970.15 845.37 Oxido Nitroso (N2O) 67.79 57.18 49.83 Total 5,327.93 4,785.17 4,415.89

Variación 2020 2020-1995 1,240.14 749.04 760.01 454.63 26.80 3,230.62

942.44 -1,145.94 -1,157.28 -695.54 -40.99 -2,097.31

2.2 Sector Transporte. 2.2.1 Pautas generales del sector transporte. En el caso del sector transporte, el escenario de referencia, tal como lo indica la tendencia que siguen la industria automotriz internacional y sus filiales locales, ya suponía una mejora en los rendimientos energéticos de los vehículos. El presente Escenario de Mitigación, no sólo supone que esa tendencia en la reducción de los consumos específicos se acentuará, con lo cual se considera la penetración de vehículos capaces de reducir los consumos de derivados de petróleo, sino que además supone un cambio importante en las políticas de transporte, afectando la participación de los modos y medios de transporte.

2.2.2 Pautas para el subsector transporte de personas. En lo que se refiere al Subsector de Transporte de Personas, se ha considerado el impacto de privilegiar la introducción de nuevas medidas de organización del tráfico, sustitución entre modos, sustitución entre fuentes y profundización de mejoras técnicas en los vehículos. Estas medidas suponen la ampliación y mejoramiento de las actuales redes viales urbanas e interurbanas, así como el establecimiento de un sistema de trenes urbanos movidos por electricidad. La sustitución entre modos se concentra en el incremento de los medios de transporte público masivos en reemplazo de automóviles. Adicionalmente se asume la promoción de fuentes menos emisoras, como el Gas Natural Comprimido (GNC) y el GLP, así como una disminución de la antigüedad del parque automotor que permita mejorar su consumo específico medio. Se ha estimado que el GNC estará disponible a partir del 2005. Como resultado de estas medidas se espera que en el transporte terrestre de personas ocurra una disminución en el kilometraje total recorrido por la flota vehicular. En el año 2020 se estima que los automóviles recorrerán un total de 9900 millones de kilómetros, los cuales serán cubiertos en el 84% por vehículos a gasolina, 11% por vehículos a diesel y un 5% por vehículos a GNC. En el mismo año el transporte público recorrería un total de 2700 millones de kilómetros, que serían cubiertos en un 70% por vehículos a diesel, un 5% por vehículos a gasolina, un 4% por vehículos a GNC y un 21% por el tren eléctrico urbano. En general se ha supuesto que los consumos específicos de los vehículos mejorarán en un 35% respecto de los actuales.

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2.2.2.1 Demanda energética del subsector transporte de personas. Las proyecciones de la demanda de energéticos consumidos por el subsector transporte de personas, muestra un incremento neto significativo para el año 2020. La tasa promedio anual de crecimiento es del 3.7%. En este caso, la demanda de energía final aumenta para todos los combustibles, pero de conformidad con los supuestos del escenario, la estructura del consumo sufre cambios significativos, los cuales se resumen a continuación: a)

La energía eléctrica y el gas natural comprimido penetran el mercado de fuentes energéticas para el transporte, alcanzando participaciones del 10.0% y 4.1% respectivamente.

b) Aunque tanto el consumo de diesel como el de gasolina de motor aumentan en más del 100% para el año 2020, se espera que el diesel sustituya a la gasolina como fuente de mayor participación en el consumo final. Las participaciones de ambos combustibles disminuyen moderadamente, representando en conjunto el 78.0% del consumo de energía final del subsector en el año 2020. En el año de referencia el diesel y la gasolina de motor representaron el 88.3 % del consumo del subsector.

Energético Energía eléctrica Gasolina Jet fuel Diesel GNC Total

Cuadro 2.2.1. Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Subsector Transporte de Personas en autos, buses y aviones Años 1995 2005 2010 0.00 0.0 % 1.19 4.4 % 2.13 6.5 % 8.10 44.5 % 11.38 41.9 % 13.21 40.4 % 2.13 11.7 % 2.49 9.2 % 2.69 8.2 % 7.97 43.8 % 11.69 43.0 % 13.93 42.6 % 0.00 0.0 % 0.42 1.5 % 0.75 2.3 % 18.20 100.0% 27.16 100.0% 32.71 100.0%

2020 4.59 10.0 % 16.80 36.9 % 3.53 7.8 % 18.76 41.2 % 1.89 4.1 % 45.57 100.0%

Fuente: Elaboración Propia *(PJ = Peta Joules 1015 J)

2.2.2.2 Emisiones del subsector transporte de personas. De la misma manera que la demanda de energía final del sector, las emisiones de todos los gases de efecto invernadero producidos por éste se incrementan respecto del año de referencia. Las ventajas de las medidas propuestas para el subsector sólo se harán evidentes en la disminución relativa de las emisiones correspondientes a cada uno de los años de corte respecto de las proyectadas en el escenario de referencia.

Cuadro 2.2.2. Emisiones de GEI Sector Transporte Subsector transporte de personas en autos, buses y aviones Años Gas de Efecto de Invernadero Unidad 1995 2005 2010 2020 Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico 1,030.99 1,494.18 1,766.80 2,344.99 Gg Monóxido de Carbono (CO) 74.28 103.19 119.05 149.46 Gg Metano (CH4) 0.00 0.06 0.10 0.26 kg Oxido de Nitrógeno (NOX) 0.34 0.56 0.70 1.09 Mg Fuente: Elaboración Propia

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2.2.3 Pautas para el subsector de transporte de carga. En lo que respecta al subsector de transporte de carga, se acentuarán las medidas tendientes a disminuir los consumos específicos, tanto en camiones a diesel y gasolina, así como en el caso de los ferrocarriles de cargas. Por otra parte se espera la penetración de fuentes como el GLP y el GNC en reemplazo de las gasolinas en vehículos utilitarios y camiones de menos de 2 toneladas. Dada la escasa participación del transporte por ferrocarril en el consumo energético, y las actuales condiciones de la infraestructura ferroviaria, los efectos de una posible sustitución entre modos de transporte han sido descartados. Para el subsector transporte de carga, las medidas de mitigación no implican una reducción en los vehículos km/habitante, sino únicamente una mayor penetración del GLP y el GNC como combustibles. Para el año 2020 se estima que el 51% del transporte de cargas será realizado con vehículos a diesel, el 25% con vehículos a gasolina, el 20 % con vehículos a GLP y el 4% con vehículos a GNC. La mejora en los consumos específicos tanto de los vehículos automotores como del ferrocarril se ha estimado en un 30%.

2.2.3.1 Demanda energética del subsector transporte de carga. Los resultados de este escenario correspondientes a los consumos proyectados para el subsector transporte de carga se resumen en el cuadro 2.2.3. Así como en el caso del transporte de personas, los resultados muestran un incremento del consumo total de energía de este subsector, si bien la tasa de crecimiento anual promedio es menor en este caso, el consumo crecerá en un 125% a una tasa promedio anual del 3.3%

Energético GLP Gasolina Diesel GNC Total

Cuadro 2.2.3. Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Subsector Transporte de Cargas camiones y ferrocarril Años 1995 2005 2010 -3 4.8×10 0.0 % 1.22 5.9 % 2.01 8.7 % 4.29 32.9 % 5.47 26.3 % 5.31 23.1 % 8.73 67.1 % 13.89 66.9 % 15.37 66.8 % 0.00 0.0 % 0.20 1.0 % 0.33 1.4 % 13.02 100.0% 20.78 100.0% 23.02 100.0%

2020 4.24 14.5 % 4.79 16.4 % 19.42 66.3 % 0.83 2.8 % 29.27 100.0%

Fuente: Elaboración Propia *(PJ = Peta Joules 1015 J)

En cuanto a la participación de las fuentes, se aprecia claramente que el diesel será el combustible dominante en el subsector, manteniendo una participación de aproximadamente 66. % durante todo el período. Adicionalmente se estima que el GLP y el GNC, penetrarán en el sector desplazando del mercado a la gasolina, a partir del año 2005.

2.2.3.2 Emisiones del subsector transporte de carga. Nuevamente las emisiones de este subsector crecerán a medida que se incrementa el consumo energético, pudiéndose detectar el efecto de mitigación únicamente respecto de las emisiones resultantes en el año de referencia. Los resultados correspondientes se muestran en el cuadro 2.2.4.

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Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

Cuadro 2.2.4 Emisiones de GEI Sector Transporte Subsector Transporte de carga en camiones y ferrocarril Años Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico 785.46 1,279.39 1,431.49 Monóxido de carbono (CO) 93.51 121.84 119.93 Metano (CH4) 0.35 0.52 0.56 Oxido de Nitrógeno (NOX) 14.64 22.82 24.97 Fuente: Elaboración Propia

2.2.4

2020 1,850.97 113.23 0.67 30.86

Unidad Gg Gg Mg Gg

Resumen consolidado de la demanda energética y las emisiones del sector transporte

A partir de los datos obtenidos para cada subsector se ha consolidado las proyecciones de demanda energética y emisiones del sector transporte en su totalidad, las cuales se resumen en los cuadros 2.2.5 y 2.2.6. Respecto del consumo total de energía cabe destacar la diversificación de fuentes que se espera que ocurra durante el período de análisis. La penetración de la energía eléctrica, el GLP y el GNC, la participación del diesel y la gasolina, que en el año de referencia representaron el 93 % del consumo de energía final, disminuirá al 78%. El incremento en el consumo energético de este sector durante el período de análisis será de un 140% respecto del año de referencia, a una tasa promedio anual del 3.6% Cuadro 2.2.5. Demanda Total de Energía Sector Transporte. (PJ) Años Energético 1995 2005 2010 Electricidad 0.00 0.0% 1.19 2.5% 2.13 3.8% GLP 0.00 0.0% 1.22 2.5% 2.01 3.6% Gasolina 12.38 39.7% 16.85 35.2% 18.51 33.25 Jet Fuel 2.13 6.8% 2.49 5.2% 2.69 4.8% Diesel 16.70 53.5% 25.58 53.3% 29.30 52.6% Gas natural 0.00 0.0% 0.62 1.3% 1.08 2.0% Total 31.22 100.0% 47.95 100.0% 55.73 100.0% Fuente: Elaboración Propia

2020 4.59 6.2% 4.24 5.7% 21.59 28.8% 3.53 4.7% 38.18 51.0% 2.72 3.6% 74.85 100.0%

En relación con las emisiones totales, se observa consecuentemente un incremento neto ligeramente inferior al del consumo de energía. Las emisiones de dióxido de carbono se incrementarán en un 130 %, las de los otros gases seguirán una tendencia similar. Cuadro 2.2.6. Emisiones Totales de GEI Sector Transporte Años Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,816.45 2,773.57 3,198.30 Monóxido de carbono (CO) 167.79 225.04 238.98 Metano (CH4) 351 578 659 Oxido de Nitrógeno (NOX) 14.99 23.37 25.67

2020 4,195.96 262.69 924 31.94

Unidad Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

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2.3 Sector Industrial. 2.3.1 Pautas para el análisis del sector industrial. En el sector industrial se ha seguido las pautas generales del escenario considerando que durante el período de análisis ocurrirán procesos de renovación de equipos y se desarrollarán programas de conservación de energía que mejorarán la eficiencia en el uso de la energía, Específicamente se ha supuesto que la intensidad energética del sector mejorará de 1.042 MJ/106 colones a 0.900 MJ/106 colones. En cuanto a los rendimientos en el uso final de las fuentes, se ha supuesto que la eficiencia de uso de la leña y los residuos vegetales mejorará pasando del 10% al 12.5%, en tanto que la eficiencia promedio en el uso de combustibles fósiles mejorará de 60% a 67%. Adicionalmente se ha supuesto que estando disponible el gas natural a partir del año 2005, este combustible penetrará en el sector industrial alcanzando una participación del 10% en el año 2020.

2.3.2 Demanda energética del sector industrial. Como puede verse en el cuadro 2.2.9 resulta evidente que el consumo energético del sector industrial se incrementará en un 80% durante el período de análisis, a una tasa promedio anual de 2.4%, esto indica que pese a este incremento, el sector perderá relevancia en comparación con el sector transporte. En cuanto a la participación de las fuentes, puede observarse cambios en la estructura del consumo, que reflejan la penetración del gas natural cuya participación en el consumo de energía final será del 8.7 %, y el incremento en el uso de fuel oil, cuya participación alcanzará el 39 %, en tanto que las restantes fuentes disminuirán su participación.

Cuadro 2.3.1. Demanda de Energía Sector Industrial (PJ) Años Energético 1995 2005 2010 Leña 7.71 28.4% 9.02 26.5% 9.48 24.7% Residuo Biomasa 5.21 19.2% 5.55 16.3% 5.79 15.1% Electricidad 3.38 12.4% 4.48 13.2% 5.16 13.4% GLP 0.22 0.8% 0.27 0.8% 0.3 0.8% Kerosene 0.11 0.4% 0.12 0.4% 0.12 0.3% Diesel 1.45 5.3% 1.81 5.3% 1.88 4.9% Fuel Oil 9.08 33.4% 12.79 37.6% 14.63 38.1% Coque 0.02 0.1% 0.02 0.1% 0.02 0.1% Gas natural 0.00 0.0% 0.00 0.0% 1.00 2.6% Total 27.18 100.0% 34.06 100.0% 38.38 100.0% Fuente: Elaboración Propia.

2.3.3

2020 10.14 20.8% 6.09 12.5% 6.83 14.0% 0.38 0.8% 0.11 0.2% 1.90 3.9% 19.02 39.0% 0.02 0.0% 4.23 8.7% 48.72 100.0%

Emisiones totales del sector industrial.

Como resultado del consumo predominante de fuentes emisoras de GEI, se obtiene considerable cantidad de emisiones en este sector, aunque mucho menores que las producidas por el sector transporte. El resumen de las emisiones del sector se muestra en el cuadro siguiente.

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Gases de Efecto Invernadero Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico Biogénico Monóxido de Carbono (CO) Metano (CH4) Oxido de Nitrógeno (NOX)

Cuadro 2.3.2. Emisiones de GEI Sector Industrial Años 1995 2005 2010 2,633.38 3,187.48 3,430.48 793.83 1,096.87 1,238.32 1,839.55 2,090.61 2,192.15 35.31 39.80 41.73 0.35 0.41 0.43 6.33 7.86 8.41

2020 3,898.96 1,566.57 2,332.39 44.36 0.47 9.38

Unidad Gg Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

2.4 Sector Resto. 2.4.1 Pautas para el análisis del sector resto. Siendo este sector el de menor participación en el consumo de energía final, y el menos relevante en cuanto a sus emisiones, la única pauta específica considerada para este sector es la penetración de la energía solar en el subsector de comercio y servicios, pues se espera que ésta sea utilizada en estas actividades para el calentamiento de agua. La participación de la energía solar en el año 2020 se ha estimado en un 2.0% del consumo de energía útil del subsector comercio y servicios. Adicionalmente se ha incorporado mejoras en la eficiencia de uso de todas las fuentes.

2.4.2 Demanda energética del sector resto. Este es el sector de menor relevancia en el consumo energético, y como puede verse en el cuadro 2.4.1, el consumo total del sector alcanzará un valor de 15.68 PJ en el año 2020, la tasa de crecimiento anual promedio en el período será de 3.1%. El consumo energético del sector para el año 2020 en un 60.1% por energía eléctrica y en un 9.5% por diesel, las restantes tendrán participaciones marginales, aunque conviene señalar que de conformidad con las pautas establecidas para el sector se espera que la energía solar penetre en el mercado energético del sector, alcanzando una participación ligeramente superior al 2% en el año 2020.

Energético Leña Electricidad GLP Gasolina Diesel Fuel Oil Carbón Vegetal Solar No Energéticos Total

Cuadro 2.4.1. Demanda Total de Energía Sector Resto (PJ) Años 1995 2005 2010 2020 0.62 8.5% 0.66 6.8% 0.68 6.0% 0.69 4.4% 4.28 59.1% 5.80 59.5% 6.82 59.7% 9.42 60.1% 0.23 3.2% 0.31 3.1% 0.36 3.1% 0.48 3.1% -3 -3 -3 -3 1.98×10 0.0% 2.71×10 0.0% 3.21×10 0.0% 4.49×10 0.0% 0.66 9.0% 0.90 9.2% 1.07 9.3% 1.49 9.5% 0.06 0.8% 0.08 0.8% 0.09 0.8% 0.13 0.8% 0.15 2.0% 0.19 1.9% 0.21 1.9% 0.27 1.8% 0.00 0.0% 0.09 0.9% 0.15 1.3% 0.34 2.2% 1.26 17.3% 1.73 17.7% 2.04 17.9% 2.86 18.2% 7.25 100.0% 9.75 100.0% 11.43 100.0% 15.68 100.0%

Fuente: Elaboración Propia.

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2.4.3 Emisiones de gases de efecto invernadero del sector resto. Debido a la alta dependencia de la energía eléctrica de este sector, la cual es en si misma una fuente no emisora, las emisiones imputables a este sector son sumamente bajas. Los resultados se resumen en el cuadro 2.4.2. Cuadro 2.4.2. Emisiones Totales de GEI del Sector Resto Años Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 70.79 96.55 113.85 Biogénico 112.74 123.95 129.63 Monóxido de Carbono (CO) 3.72 3.99 4.10 Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 Oxido de Nitrógeno (NOX) 105.41 112.93 116.13

2020 157.95 137.03 4.14 486.81 117.19

Unidad Gg Gg Gg Mg Mg

Fuente: Elaboración Propia

2.5 Análisis de la demanda de energía. El comportamiento global del consumo y la composición de la mezcla de fuentes que lo satisfacen, se ilustra en la figura 2.5.1 y en el cuadro 2.5.1. Los resultados de este escenario muestran que el consumo energético nacional crecerá a una tasa promedio anual del 1.7%, este crecimiento será más acentuado durante la primera década y se atenuará durante la última década cuando las medidas adoptadas comiencen a surtir efecto. Al considerar el comportamiento de las distintas fuentes se observa un predominio creciente de los combustibles fósiles sobre las fuentes tradicionales de energía, estas últimas, que en el año de referencia constituyen el 50% del consumo total de energía, representarán en el 2020 aproximadamente el 20%. Los energéticos cuyo consumo crecerá más aceleradamente son el GLP y la energía eléctrica, cuyas tasas promedio de crecimiento anual serían respectivamente de7.0% y 4.2%. Para la leña se observa una reducción de 2.5% anual en promedio, mientras que los consumos de las fuentes restantes crecerán a tasas más moderadas.

200

CONSUMO DE ENERGÍA (GJ)

180 160 SOLAR GAS NATURAL NO ENERGÉT ICOS CARBÓN VEGET AL FUEL OIL

140 120

DIESEL KEROSENE GASOLINA GLP ELECTRICIDAD RESIDUOS DE BIOMASA LEÑA

100 80 60 40 20 0 1995

2005

2010

2020

AÑO

Figura 2.2.1. Evolución del consumo energético nacional por fuentes , período 1995-2020. Escenario energético de mitigación.

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Cuadro 2.5.1. Evolución de la Demanda Total de Energía (PJ) Escenario Energético de Mitigación Año 1995 2005 2010 53.305 47.624 43.221 5.210 5.551 5.793 11.276 17.041 21.071 4.059 9.055 12.322 12.383 16.851 18.517 2.887 3.107 3.191 18.806 28.294 32.241 9.138 12.870 14.718 0.018 0.024 0.023 0.505 0.708 0.830 79x10-6 109x10-6 128x10-6 0 .0.615 1.406 0 0.146 .0.308 1.256 1.726 2.042 118.849 143.619 155.690

Fuente Leña Residuo Biomasa Electricidad GLP/Gas envasado Gasolina Kerosene/Jet Fuel Diesel Oil Fuel Oil Coque Carbón Vegetal Gas de refinería Gas Natural Solar No Energéticos TOTAL

2020 28.609 6.085 31.672 21.856 21.591 3.647 41.572 19.142 0.019 1.080 180x10-6 4.000 0.875 2.855 183.009

Fuente: Elaboración Propia

La participación sectorial en la demanda de energía final muestra un cambio muy significativo en su estructura, tal como se ilustra en las figuras 2.5.2 y 2.5.3. Para el año 2020 el consumo del sector transporte representará el 41% del consumo total, desplazando al sector residencial, que en el año de referencia era el principal consumidor de energía. Considerando el comportamiento global de la demanda de energía , los procesos de sustitución de la leña y el acelerado crecimiento de la demanda de servicios de transporte, aparecen como las principales fuerzas que lo determinan. Por otra parte, la penetración de nuevas fuentes como el gas natural y la energía solar tienen una influencia muy escasa en cuanto se refiere a la demanda de energía final.

Cuadro 2.5.2. Demanda anual de energía por sectores (PJ) Escenario Energético de Mitigación Sectores

AÑOS 1995

2005

2010

2020

Residencial

53.22

44.8%

51.86 36.1%

51.15

32.9%

47.99 26.2%

Transporte

31.22

26.3%

47.95 33.4% 55.73

35.8%

74.85 40.9%

Industria

27.17

22.8%

34.06 23.7%

37.38

24.0%

44.49 24.3%

7.25

6.1%

6.8% 11.43

7.3%

15.68

Resto sectores TOTAL

118.85 100.0%

9.75

143.62 100.0% 155.69 100.0%

8.6%

183.01 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

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6% 23%

45%

26%

RESIDENCIAL

TRANSPORTE

INDUSTRIA

RESTO SECTORES

Figura 2.5.2. Participación sectorial en el consumo total de energía final en el año de referencia (1995)

9%

26%

24%

41%

RESIDENCIAL

TRANSPORTE

INDUSTRIA

RESTO SECTORES

Figura 2.5.3. Participación sectorial en el consumo total de energía final en el año horizonte (2020)

2.6 Emisiones totales originadas por el consumo final de energía. La evolución de las emisiones para cada uno de los gases de efecto invernadero consideradas en este estudio se muestra en el cuadro 2.6.1. Debido a los cambios observados en la participación de las diferentes fuentes se aprecia comportamientos diferentes para cada uno de los gases, mientras que las emisiones de dióxido de carbono nobiogénico y los óxidos de nitrógeno muestran un crecimiento sostenido, las emisiones de Dióxido de carbono biogénico, monóxido de carbono, metano y óxido nitroso experimentan para el año 2020 una reducción en términos absolutos respecto del año de referencia. Expresando las emisiones en términos del potencial de calentamiento global para veinte años, las emisiones totales muestran una tendencia creciente análoga a la observada en la demanda de energía, sin embargo como resultado de las medidas de mitigación incorporadas en este escenario, la tasa promedio anual de crecimiento de las emisiones es del 1.4%, valor que es inferior a la de la demanda energética. Lo anterior implica que el volumen de las emisiones por cada unidad de energía demandada, evoluciona favorablemente. La contribución de cada uno de los sectores a las emisiones totales se ilustra en la figura 2.6.1, puede apreciarse que el único sector cuyas emisiones disminuyen en términos absolutos, es el sector residencial. el sector transporte muestra el mayor crecimiento en el volumen de sus emisiones y sería en el año 2020 el sector responsable del 60´% de las emisiones debidas al consumo final de energía. La participación del sector industrial superaría a la del sector residencial, desplazando a este último como segundo sector en importancia, desde el punto de vista de las emisiones de GEI. Las emisiones del resto de sectores, aunque crecientes, continuarán teniendo una importancia marginal. 121

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Cuadro 2.6.1. Emisiones totales de GEI. Demanda total de energía final. (Gg) Años Gas de Efecto Invernadero

1995

Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico Dióxido de carbono (CO2) Biogénico

2005

2010

2,978.8

4,508.5

5,324.9

7,401.6

9,096.3

8,262.9

7,609.1

5,361.8

477.5

497.2

483.8

418.2

Metano (CH4)

32.1

27.5

24.3

14.1

Oxidos de Nitrógeno (NOX)

29.1

37.8

39.8

44.5

0.2

0.2

0.2

0.1

Monóxido de carbono (CO)

Oxido Nitroso (N2O) Fuente: Elaboración propia

2020

Cuadro 2.6.2. Emisiones totales GEI debidas al consumo de energía final. (Gg de CO2 equivalente, GWP: 20 años) Años

Gas de efecto invernadero

1995

2005

2010

2020

Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico

2,978.8

4,508.5

5,324.9

7,401.6

Monóxido de carbono (CO)

3,342.7

3,480.2

3,386.4

2,927.3

Metano (CH4)

1,987.8

1,707.8

1,507.5

876.4

Oxidos de Nitrógeno (NOX)

4,363.6

5,671.8

5,974.8

6,669.9

68.7

58.2

50.9

27.8

12,741.5

15,426.4

16,244.4

17,903.1

Oxido Nitroso (N2O) Total Fuente: Elaboración propia 20,000 Emisiones de GEI (Gg de CO2, GWP:20 años)

18,000 16,000 14,000 resto de sectores

12,000

industria

10,000

Transporte

8,000

Residencial

6,000 4,000 2,000 0 1995

2005

2010

2020

Figura 2.6.1. Emisiones totales de GEI por sectores escenario energético de mitigación. 122

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

Cuadro 2.6.3. Emisiones por sector de demanda (Gg de CO2 equivalente, GWP: 20 años) AÑOS Sector

1995

2005

2010

2020

Residencial

5,327.9

4,785.2

4,415.9

3,230.6

Transporte

5,261.0

7,890.5

8,762.7

10,883.3

Industria

2,012.2

2,579.5

2,875.1

3,553.4

140.4

171.2

190.7

235.7

12,741.5

15,426.4

16,244.4

17,903.1

Resto de sectores Total Fuente: Elaboración propia

3. Abastecimiento Energético y sus Emisiones En lo que se refiere a las actividades vinculadas con el abastecimiento, se prestó especial atención a la generación de electricidad por ser la que concentra los mayores consumos de combustible dentro del propio sector energético, con el 87.7%. En este caso las opciones de mitigación se basaron en la búsqueda de tecnologías de generación con fuentes menos emisoras o totalmente libres de emisiones de GEI. En los restantes centros de transformación no fueron aplicadas medidas de mitigación, por considerar que su aporte hubiera sido marginal, sin embargo estos sectores deberían también desarrollar medidas tendientes a la disminución de los GEI, con lo cual sumarían esfuerzos a las disminuciones que se pudieran registrar a partir de la aplicación de medidas de mitigación en los principales responsables de las emisiones,.

3.1 Subsector Generación Eléctrica 3.1.1 Descripción de la evolución del equipamiento Para el escenario de mitigación se ha considerado, que dadas las condiciones del nuevo marco regulatorio, se imponen algunas medidas tendientes a frenar el abastecimiento con recurso eminentemente térmico, y a introducir algunos incentivos que hagan que otros recursos puedan encontrar apertura y se tornen atractivos para el sector privado en cuanto a las carteras para inversión extranjera. Se ha considerado que para el año 2005, se ha tenido una penetración importante del Gas Natural, ya que la construcción del gasoducto que pasaría por Guatemala y El Salvador, ya estaría en operación comercial. Para el año 2000, se conoce ya con certeza el abastecimiento con recurso térmico, tal como ya fue explicado, pues a la fecha ya se tienen solicitudes de conexión con el sistema de al menos tres generadores térmicos; para el resto de años se han seguido las siguientes pautas de abastecimiento:

a)

El recurso hidroeléctrico se incrementa con la capacidad instalada en San Marcos Lempa en 80 MW para el año 2010 y varía en cada año de corte de acuerdo a las condiciones hidrológicas que se ha supuesto. En ningún año se ha considerado una hidrología menor que las condiciones de energía firmes de aproximadamente 1,550 GWh, considerando la expansión del nuevo recurso. Dada la capacidad instalada del recurso hidroeléctrico este se mantiene con un factor de planta entre un 43.2 % y un 46.9 % en todo el período.

b) El recurso geotérmico se incrementa de acuerdo a los planes de estabilización de los campos geotérmicos de Ahuachapán y Berlín y el desarrollo del plan geotérmico en San Vicente. Los proyectos se adelantan en el tiempo lo cual hace que las necesidades de abastecimiento con otros tipos de recurso se vean retrasadas. Los incrementos en el año 2000 y 2005 cuando entran los 50 MW en Berlín se mantienen igual que en el escenario de referencia y se refuerzan con 70 MW en San Vicente para el año 2015. La estabilización del campo en Ahuachapán, se da para el año 2000 cuando se incrementa la capacidad en 20 MW. Con respecto a los factores de

123

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planta, tal como se dijo antes, se mantienen altos entre un 93.6 y un 99.1 %, debido a que se está utilizando la potencia efectiva de los campos y no la capacidad instalada de los generadores. c)

Al igual que en el escenario de referencia, el Sector Externo se ha mantenido en equilibrio; es decir, la cantidad de energía en concepto de excedentes de oportunidad, que mejorarían la operación integrada de los sistemas interconectados, que se ha importado desde Guatemala hasta el año 2005 o se han exportado hacia Guatemala corresponden a cantidades exactamente iguales, teniendo un efecto neto de cero. También a partir del año 2005 se ha considerado la interconexión con Honduras, pero considerando el mismo tratamiento, es decir el efecto regional externo en equilibrio.

d) El recurso de plantas de Vapor a Fuel Oil , no presenta alteración alguna hasta el año 2005, a partir del 2010 se reconvierte la planta a Gas natural y se incrementa la capacidad con una máquina de 100 MW, con la misma tecnología en el año 2020. En los años de corte intermedios se mejora su eficiencia como resultado de los avances tecnológicos y se varía su participación de acuerdo a lo competitivo que se vuelvan sus precios en el mercado. e)

Los ciclos combinado de Fuel Oil, aparecen en el año 2000 con 120 MW, y se reconvierten a Gas natural en el año 2005 para el resto del período. El factor de planta cuando usa Fuel-Oil es de 30.4 %, incrementado su participación notablemente cuando se cambian las unidades a gas natural.

f)

Para los autoproductores, en este escenario se considera que la alternativa fotovoltaica empieza a tener participación a partir del año 2005 y se incrementa un poco en el resto del período. Los recursos de plantas de emergencia a Diesel y la cogeneración en los ingenios azucareros sigue las mismas pautas de abastecimiento que en el escenario de referencia.

g) Con respecto al recurso de generación impulsados por motores de combustión interna que utilizan Fuel Oil, el desarrollo del recurso hace que se utilicen la capacidad plena de los existentes actualmente en la Central de Nejapa y se incrementen 112 MW para el año 2000, de aquí en adelante no se tienen mayores expansiones en este recurso. En cuanto a los factores de planta se experimenta oscilaciones desde el año 2000 hasta alcanzar el punto más alto de cerca de 63.3 % en el año 2010. Posteriormente empiezan a perder mercado con la introducción del gas natural. h) En cuanto al recurso de las turbinas a Diesel, se realiza su reconversión en el año 2005 a gas natural y se incrementa su capacidad hasta el año 2010 con una turbina de 60 MW elevándose la capacidad instalada de 194 MW a 254 MW al final del período. i)

El recurso del gas natural se desarrolla ampliamente en este escenario, no sólo en la reconversión del ciclo combinado mencionado antes, sino sus incrementos progresivos bajo la forma de ciclos combinados de 150 MW para el 2015 y de 190 MW adicionales para el año 2020, para completar los 460 MW instalados al final del período.

j)

El recurso de carbón se ve desplazado por la fuerte penetración del gas natural y no participa en ninguno de los períodos.

En el cuadro 3.1.1, se hace un resumen de la capacidad instalada para los principales años de corte seleccionados para la realización del estudio, de la evolución del parque generador descrito anteriormente, en donde se observa la fuerte penetración de los generadores que hacen uso del gas natural, así como el proceso de reconversión de las centrales que hacen uso intensivo de los derivados del petróleo a gas natural, provocando una menor cantidad de emisiones. Es de hacer notar que en este escenario, tal como se explicó anteriormente se ha eliminado la penetración del Carbón Mineral en el período bajo estudio.

124

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Cuadro 3.1.1. Evolución del parque generador; capacidad instalada por recurso ( MW) Recurso 1995 2005 2010 2020 Hidroeléctrica 388 388 468 468 Geotérmica 50 120 120 190 Vapor GN. 0 0 63 163 Vapor FO. 60 63 0 0 Motores Diesel FO 80 192 192 192 Turbogas GN. 0 194 254 254 Turbogas DO. 194 0 0 0 CC. GN. 0 120 120 460 772 1,077 1,217 1,727 Sub-Total Autoproducción Diesel 45 45 45 45 Ingenio azucarero 44.8 55 60 70 Solar fotovoltaico 0 0.2 0.63 1.5 Sub-Total 89.8 100.2 105.63 116.5 Total 861.8 1,177.2 1,322.63 1,843.5 Fuente: Elaboración propia

La figura 3.1.1, muestra la diferente composición de la oferta de electricidad para este escenario, en los años de corte. El recurso geotérmico, observa un incremento mucha mayor que en el caso de referencia y la penetración de los otros energéticos sustitutos (Gas Natural) es la que complementa la oferta de energía. En la mayoría del tiempo son el Fuel Oil y el Diesel los que van desapareciendo en importancia como combustible empleados para el abasteciendo la demanda de energía eléctrica, ya que son desplazados por el Gas y por el incremento que experimentan los recursos naturales, especialmente el recurso hidroeléctrico que experimenta un crecimiento al presentarse el proyecto de San Marcos Lempa con 80 MW.

2000 1800 1600 1400 MW

1200 1000 800 600 400 200 0 1995

2005

2010

2020

HIDRO ELECTRICA

G EO TERM ICA

VAPO R G N

VAPO R FO

M O T. DIESEL FO

TURBO G AS G N

TURBO G AS DO

CC G N

Figura 3.1.1: Comportamiento de la Capacidad Instalada Escenario de Mitigación

125

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

Para la simulación de este escenario energético, se consideró que a medida que se avance en los años de corte, tal como se mencionó en el escenario de referencia, la innovación tecnológica hará que los niveles de eficiencia de las plantas térmicas y especialmente la que utiliza el gas natural mejoren cada vez. Como se tiene un parque existente, así como reconversiones y adiciones al mismo se calculó una eficiencia ponderada del recurso para cada uno de los años de corte, dándole un peso a la eficiencia por la capacidad de recurso. Estas eficiencias calculadas y utilizadas por el LEAP se muestran en el cuadro 3.1.2. Cuadro 3.1.2. Eficiencias ponderadas utilizadas en el escenario de mitigación (%) Recurso AÑO 1995 2005 2010 2020 Vapor GN. 28.0 28.0 28.0 28.0 Vapor FO. 25.2 25.2 25.2 37.0 Mot. Diesel 24.9 24.9 24.9 24.9 CC. FO. 45.0 50.0 50.0 50.0 Turbogas GN. 37.0 37.0 37.0 37.0 Turbogas DO. 27.5 28.0 28.0 32.0 CC. GN. 45.0 47.8 49.2 52.0 Vapor carbón 40.0 40.0 40.0 40.0 Autop. Diesel 27.0 27.0 27.0 27.0 Ingenio azucarero 13.0 15.0 17.0 21.0 Solar fotovoltaico 15.0 15.0 15.0 15.0 Nota: El recurso Hidro y Geotérmico tienen eficiencias del 100 %

Fuente: Elaboración propia

Asimismo, para la simulación el LEAP, se utiliza un factor de planta anual, para indicarle al modelo que tanto la planta despachará energía y potencia en la simulación para los diferentes años partiendo de su máxima capacidad teórica de producción de energía eléctrica, dichos factores se incluyen en el cuadro 3.1.3.

Cuadro 3.1.3. Comportamiento del factor de planta por recurso para los años de corte ( % ) Recurso Años 1995 2005 2010 2020 Hidroeléctrica 43.1 45.0 45.6 46.9 Geotérmica 93.6 97.5 98.5 99.1 Vapor GN 0.0 0.0 93.3 84.0 Vapor FO. 52.4 57.1 0.0 0.0 Motores Diesel FO. 29.28 62.1 63.3 43.1 Turbogas GN. 0.0 17.5 26.8 9.0 Turbogas DO. 53.9 53.9 53.9 53.9 CC GN. 0.0 61.8 89.9 84.4 Autop. Diesel 4.4 7.0 8.0 10.0 Ingenio azucarero 25.0 25.0 25.0 25.0 Solar fotovoltaico 0.0 100.0 100.0 100.0 Nota : La eficiencia de la geotérmica es elevada pues se ha modelado de acuerdo a la capacidad de extracción de los pozos y no de la cap. instalada Fuente: Elaboración propia

126

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

3.1.2 Resultados de la producción de energía eléctrica En el cuadro 3.1.4. se resume la producción anual de electricidad por recurso para el caso del escenario de mitigación de ella para cada uno de los años de corte.

Recurso Hidroeléctrica Geotérmica Vapor GN Vapor FO. Mot. Diesel FO. Turbogas GN. Turbogas DO. CC GN.

Sub-total

Cuadro 3.1.4. Producción de energía por planta (GWh) Años 1995 2005 2010 1,463.8 1,528.4 1,868.1 409.8 1,024.2 1,034.7 0.0 0.0 514.5 275.0 314.9 0.0 205.1 1,043.7 1,063.9 0.0 297.2 595.9 915.1 0.0 0.0 0.0 649.2 944.4 3,268.8 4,857.6 6,021.4

Autoproducción Diesel Ingenio azucarero Solar fotovoltaico

Sub-total Total Fuente: Elaboración propia

17.29 97.93 0 115.2 3,384.1

27.57 120.36 1.75 149.7 5,007.2

31.51 131.31 5.54 168.4 6,189.8

2020 1,921.4 1,648.2 1,198.6 0.0 724.4 200.1 0.0 3,398.5 9,091.2 39.39 153.19 13.13 205.7 9,296.9

Al efectuar una comparación de los dos escenarios de producción de energía eléctrica para los años de horizonte, se advierten en particular los siguientes puntos: a)

b) c)

d)

e) f) g)

h)

Las diferencias en cuanto al valor pronosticado de la demanda de energía en todos los sectores, tiene un comportamiento creciente en los años de corte y obedece a las diferentes penetraciones de los diferentes energéticos en el período considerado. La diferencia más grande se tiene en el último año de corte con 867.8 GWh. Las tasas anuales de crecimiento de la energía tienen una diferencia de 0.7 % al 2020, lo cual obedece a diferencia en el ritmo de penetración de los energéticos en los escenarios planteados. Las reservas de potencia en la oferta oscilan entre los 101.4 a los 392.6 MW en el escenario de referencia y entre los 131.4 y los 293.2 MW en el escenario de mitigación. Para ambos escenarios se ha considerado un criterio de reserva mínimo del 7 %. En el escenario de referencia se hace un mayor énfasis en la explotación del recurso térmico basados en los derivados del petróleo y el carbón mineral, mientras que en el de mitigación se adelantan las estabilizaciones de los campos geotérmicos, se incluye una expansión utilizando el recurso hidroeléctrico y penetra fuertemente el gas natural. En el escenario de mitigación se ha eliminado la participación del recurso térmico utilizando carbón mineral como combustible y se ha incrementado la participación del gas natural. Las pérdidas de potencia en transmisión y distribución se han mantenido constantes y alrededor del 5.5 % como valor promedio. Para la evolución del abastecimiento en ambos escenarios se ha utilizado la producción neta; es decir, se ha restado el consumo propio de las Centrales eléctricas con la finalidad de contabilizar lo que realmente se ha inyectado en el sistema. En el escenario de mitigación se realizan la reconversión de plantas térmicas, es decir la transformación de las plantas que usan Diesel y Fuel-Oil, para que empleen el gas natural.

127

Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

En la Figura 3.1.3 se muestra el comportamiento en la composición de la producción de energía eléctrica a través de los años de corte, para el caso descrito anteriormente en ella queda más claramente indicado el aparecimiento y sustitución de los nuevos combustible (Gas Natural) y su participación relativa con respecto al total. Es de hacer notar que en este escenario no se ha sensibilizado el Sector Externo, principalmente por las fuertes corrientes de integración eléctrica regional en Centroamérica. En el capitulo VII, se tratará este escenario para después realizar una comparación con el presente escenario. 1800 1600 1400

GWh

1200 1000 800 600 400 200 0 1995 HIDROELECTRICA

2005 GEOTERMICA

2010 VAPOR FO

2020 MOT. DIESEL FO

CC FO

TURBOGAS DO

CC GN

VAPOR CARBON

Figura 3.1.2. Evolución en la generación de electricidad, parque del escenario de referencia

4,000 3,500 3,000

GWh

2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 1995

2005

2010

2020

HIDROELECTRICA

GEOTERMICA

VAPOR GN

VAPOR FO

MOT. DIESEL FO

TURBOGAS GN

TURBOGAS DO

CC GN

Figura 3.1.3. Evolución en la generación de electricidad, parque del escenario de mitigación

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Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

3.1.3 Abastecimiento energético del subsector energía eléctrica. Para generar la energía eléctrica según lo descrito en la sección anterior, el sistema de generación requerirá del abastecimiento total de energía que evolucionará tal como se muestra en el cuadro 3.1.5. Como puede apreciarse el abastecimiento del parque de generación dependerá mayoritariamente de los combustibles fósiles durante todo el período, en el año 2020 se espera que estos suministren el 80% del abastecimiento total, sin embargo el 63.7% del abastecimiento sería realizado con gas natural en ese año. Pese a la intensificación de su expansión los recursos nacionales de energía hidráulica y geotermia proveerían únicamente 20% del abastecimiento total. Lo anterior responde a que las medidas de sustitución de fuentes en los sectores de demanda hacen crecer la demanda de energía eléctrica tal como se ha descrito en la sección 2.5. Cuadro 3.1.5. Suministro total de energía al subsector Generación de Energía Eléctrica. Escenario de mitigación (PJ) Años RECURSO 1995 2005 2010 2020 Hidráulica 5.27 20.6 % 5.5 15.1 % 6.73 14.9 % 6.92 10.8 Geotérmica 1.48 5.8 % 3.69 10.1 % 3.72 8.2 % 5.93 9.2 Carbón Mineral 0 0.0 % 0 0.0 % 0 0.0 % 0 0.0 Gas natural 0 0.0 % 7.78 21.3 % 19.32 42.8 % 40.89 63.7 Diesel 11.98 46.8 % 0 0.0 % 0 0.0 % 0 0.0 Fuel oil 6.89 26.9 % 19.59 53.6 % 15.38 34.1 % 10.47 16.3 Total 25.62 100.0 % 36.56 100.0 % 45.15 100.0 % 64.21 100.0 % Nota : no se incluye el abastecimiento para la autoproducción.

Abastecimiento de energía (PJ)

Fuente: Elaboración propia

70 60 50

Gas Natural Fuel Oil Diesel Geotérm ica Hidráulica

40 30 20 10 0 1995

2005

2010

2020

Figura 3.1.4. Evolución del abastecimiento energético por recurso.

3.1.4. Emisiones originadas por el subsector generación eléctrica. La evolución del abastecimiento energético del sector, con un incremento en el consumo de fuel oil durante la primera década y su posterior sustitución con gas natural, hacen que las emisiones de dióxido de carbono exhiban un comportamiento también creciente durante la primera década para luego disminuir durante el resto del período, a tal punto que en este caso se aprecia una disminución de las emisiones en términos absolutos. Las emisiones de los restantes gases muestran un incremento para el año 2020.

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180 160

Energía (PJ)

140 120 Derivados de petroleo

100

Gas natural 80

Petroleo crudo

60 40 20 0 1995

2005

2010

2020

Figura 3.2.1. Evolución del suministro de hidrocarburos por fuentes.

Cuadro ·3.1.6. Emisiones Totales de GEI de las centrales termoeléctricas Gases de Efecto Invernadero Años 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2) No Biogénico 1,368.13 1,538.84 1,270.96 Monóxido de Carbono (CO) 1.61 4.99 5.08 Metano (CH4) 173.19 459.11 472.61 Oxido de Nitrógeno (NOX) 7.80 23.73 23.61

Unidad 2020 1,254.24 4.07 830.38 19.63

Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración propia

3.2 Subsector de Hidrocarburos. Respecto de la refinación de petróleo se ha mantenido los mismos supuestos que en el caso de referencia debido a que tanto su participación en el consumo como las emisiones provenientes del mismo son de escasa relevancia en el sector de abastecimiento energético. Adicionalmente se ha asumido que la refinería continuará funcionando a plena capacidad y que cualquier déficit en la satisfacción de la demanda será cubierto por medio de la importación directa de derivados del petróleo. En cuanto a la importación de gas natural se ha asumido que el gasoducto proveniente de México, iniciará operaciones a partir del año 2005, sin embargo el impacto de la introducción de esta nueva fuente ya ha sido tomado en cuenta en los sectores de la demanda y de la generación eléctrica, el posible impacto dentro del sector del abastecimiento se estima despreciable por cuanto el gas natural no requerirá de ninguna transformación en territorio nacional.

3.2.2 Proyección de la oferta e importación de hidrocarburos. Para satisfacer la demanda de derivados del petróleo y otros hidrocarburos generada por el consumo final de los mismos y por la generación eléctrica, el suministro primario de hidrocarburos se estructura tal como se muestra en el cuadro 3.2.1. La figura 3.2.1muestra la evolución del suministro primario permitiendo observar la significativa penetración del gas natural en sustitución del crudo y los derivados de petróleo importados directamente. Para el año 1995 los derivados de petróleo constituyeron en conjunto el 54.4% del suministro de hidrocarburos, participación que habría de reducirse al 43.1% en el año 2020; el crudo reduciría aún más su participación del 45.6% al 30.3% durante el mismo período, en tanto que el gas natural llegaría a representar el 26.6%.

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Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

Fuente Petróleo Crudo Gas Natural GLP Gasolina Kerosene Diesel Fuel Oil No Energéticos Total

Cuadro 3.2.1. Suministro primario de hidrocarburos (PJ) AÑOS 1995 2005 2010 2020 31.4 45.6% 44.58 43.7% 46.96 38.7% 51.12 30.3% 0 0.0% 8.4 8.2% 20.73 17.1% 44.89 26.6% 3.27 4.7% 7.94 7.8% 11.15 9.2% 20.58 12.2% 5.23 7.6% 6.7 6.6% 7.82 6.4% 9.95 5.9% 0.85 1.2% 0.22 0.2% 0.15 0.1% 0.33 0.2% 22.27 32.3% 16.25 15.9% 19.58 16.1% 27.86 16.5% 5.77 8.4% 17.89 17.5% 14.76 12.2% 12.91 7.7% 0.08 0.1% 0.06 0.1% 0.28 0.2% 0.93 0.6% 68.87 100.0% 102.04 100.0% 121.43 100.0% 168.57 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

La demanda es solo parcialmente cubierta por los productos de la refinación del petróleo crudo, cuya estructura permanece inalterada respecto de la observada en el escenario de referencia.

3.2.3 Emisiones originadas por el subsector de hidrocarburos Como resultado de la transformación del suministro primario de hidrocarburos en energéticos secundarios se producen escasas emisiones, debido al reducido consumo propio de fuentes emisoras en este sector. Los resultados se muestran en el cuadro 3.2.3 y como puede apreciarse el total de las emisiones es muy pequeño en comparación con las del subsector generación eléctrica.

Cuadro 3.2.3. Emisiones Totales de GEI debidas a la refinación de petróleo Gases de Efecto Invernadero Años 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico Monóxido de Carbono (CO) Metano (CH4) 27.70 39.32 41.41 Oxido de Nitrógeno (NOX)

Unidad 2020

45.08

Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

3.3 Resultados consolidados del abastecimiento energético. 3.3.1 Evolución del suministro primario nacional. Los cambios operados en la demanda y en la generación de energía eléctrica implican necesariamente una evolución diferente del suministro primario nacional. Los resultados específicos se resumen en el cuadro 3.3.1 y se ilustran gráficamente en la figura 3.3.1. En términos globales el suministro primario nacional se incrementaría en un 63 % durante el período considerado, a una tasa promedio anual del 2%, la cual es superior a la tasa de crecimiento de 1.7% observada para la demanda de energía final. Esta diferencia se debe principalmente a la intensificación en el uso de los combustibles fósiles en el subsector generación de energía eléctrica, pues su eficiencia de transformación es significativamente menor que la de las fuentes nacionales. La estructura del suministro primario se caracteriza en este escenario por una creciente participación de los hidrocarburos que en conjunto representarían en el año 2020 el 76% del mismo, no existiendo producción nacional de estos energéticos, este hecho representa una peligrosa profundización de la dependencia energética del exterior. a nivel de las fuentes individuales resalta en particular que la leña que representó cerca del 40% del suministro energético en el año de referencia, representaría al final del período so131

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lamente el 13%; las fuentes de mayor participación serían el petróleo crudo y el gas natural, ambos con participaciones muy semejantes y cercanas al 22% en el año 2020.

Fuente Leña Residuo biomasa Hidráulica Geotérmica Solar Petróleo crudo Gas natural Coque de carbón GLP Gasolina kerosene Diesel Fuel oil Electricidad No energéticos Total

Cuadro 3.3.1. Evolución del suministro energético primario (PJ). Escenario Energético de Mitigación Año 1995 2005 2010 54.43 39.2% 49.20 29.1% 45.07 24.1% 7.92 5.7% 8.44 5.0% 8.57 4.6% 5.27 3.8% 5.50 3.3% 6.73 3.6% 1.48 1.1% 3.69 2.2% 3.72 2.0% 0.00 0.0% 0.19 0.1% 0.44 0.2% 32.49 23.4% 44.58 26.4% 46.96 25.1% 0.00 0.0% 8.40 5.0% 21.73 11.6% 0.02 0.0% 0.02 0.0% 0.02 0.0% 3.27 2.4% 7.94 4.7% 11.15 6.0% 5.23 3.8% 6.70 4.0% 7.82 4.2% 0.85 0.6% 0.22 0.1% 0.15 0.1% 22.27 16.0% 16.25 9.6% 19.58 10.5% 5.77 4.2% 17.89 10.6% 14.76 7.9% -0.10 -0.1% 0.01 0.0% 0.01 0.0% 0.06 0.0% 0.03 0.0% 0.26 0.1% 138.97 100.0% 169.05 100.0% 186.97 100.0%

2020 31.01 13.7% 8.71 3.8% 6.92 3.1% 5.93 2.6% 1.19 0.5% 51.12 22.6% 49.11 21.7% 0.02 0.0% 20.58 9.1% 9.95 4.4% 0.33 0.1% 27.86 12.3% 12.91 5.7% 0.05 0.0% 0.92 0.4% 226.61 100.0%

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 3.3.2. Estructura del suministro primario según el origen de los recursos, escenario de mitigación Origen del recurso

Años 1995

2020

Nacional

69.10

49.7%

53.76

23.7%

Importado

69.87

50.3%

172.84

76.3%

138.97

100.0%

226.61

100.0%

Total Fuente: Elaboración Propia

132

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250

Suministro primario (PJ)

Electricidad 200

Derivados de tól de carbón Coque

150

Gas natural Petróleo crudo

100

Solar Geotérmica

50

Hidráulica Residuos de biomasa

0 1995

2005

2010

2020

Leña

-50.00

Figura 3.3.1 Evolución del suministro energético primario.

3.3.2 Emisiones producidas por el sector de abastecimiento y transformación de energía. Los procesos de transformación del suministro primario en energéticos secundarios, producirían las emisiones que se muestran en los cuadros 3.3.3. y 3.3.4. Aunque debido a la introducción del Gas Natural en la generación de energía eléctrica hace disminuir las emisiones de CO2 en el sector, el incremento en el consumo de hidrocarburos y la mayor eficiencia en los procesos de combustión hace aumentar las emisiones de metano y óxidos de nitrógeno y pese a que la masa total de estas últimas sea mucho menor que la de CO2 , su alto potencial de calentamiento global hace que su efecto en el cuadro 3.3.4 supere al del CO2. Cuadro 3.3.3. Emisiones Totales de GEI , Transformación de energía Gases de Efecto Invernadero Años 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,385.5 1,566.5 1,302.6 Biogénico. 319.8 340.7 328.0 Monóxido de Carbono (CO) 5.2 9.9 10.7 Metano (CH4) 1,139.9 1,814.8 2,057.1 Oxidos de Nitrógeno (NOX) 8.3 24.3 24.2

Unidad 2020 1,293.8 309.7 11.2 2,881.7 20.4

Gg Gg Gg Mg Gg

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 3.3.4. Emisiones Totales de GEI , Transformación de energía (Gg de CO2 , GWP 20 años) Gases de Efecto Invernadero Años 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,385.48 1,566.51 1,302.59 Monóxido de Carbono (CO) 36.40 69.14 75.00 Metano (CH4) 70.67 112.52 127.54 Oxidos de Nitrógeno (NOX) 1,242.48 3,647.23 3,636.55 Total 2,735.03 5,395.41 5,141.67

2020 1,293.77 78.69 178.66 3,053.21 4,604.34

Fuente: Elaboración Propia

133

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4. Emisiones totales en el escenario de mitigación. Los cuadros 4.0.1 y 4.0.2 muestran los resultados consolidados para las emisiones del sector energético en el escenario de mitigación, estos resultados muestran aún una tendencia creciente en las emisiones totales de GEI, sin embargo la tasa promedio anual de crecimiento de las mismas es de 1.4%, resultando inferior a la tasa de crecimiento de la demanda de energía final (1.7%) y a la del suministro primario (2%) esto es indicativo de una mejora sustancial en las emisiones de GEI por cada unidad de energía consumida en El salvador. Cuadro 4.0.1. Emisiones Totales de GEI (Gg) Escenario Energético de Mitigación Años Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 4,364.24 6,075.04 6,627.49 Biogénico 9,416.10 8,603.65 7,937.02 Monóxido de carbono (CO) 482.73 507.04 494.49 Metano (CH4) 33.20 29.36 26.37 Oxido de Nitrógeno (NOX) 37.37 62.13 64.08 Oxido Nitroso (N2O) 0.24 0.20 0.18

2020 8,695.40 5,671.49 429.43 17.02 64.82 0.10

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 4.0.2. Emisiones Totales de GEI (Gg de CO2 , GWP: 20 años) Escenario Energético de Mitigación Años Gases de Efecto Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 4,364.25 6,075.04 6,627.49 Monóxido de carbono (CO) 3,379.10 3,549.30 3,461.40 Metano (CH4) 2,058.43 1,820.27 1,635.06 Oxido de Nitrógeno (NOX) 5,606.04 9,319.03 9,611.32 Oxido Nitroso (N2O) 68.73 58.18 50.86 Total 15,476.54 20,821.82 21,386.12

2020 8,695.40 3,006.01 1,055.08 9,723.14 27.83 22,507.45

Fuente: Elaboración Propia

De manera semejante a lo observado en el abastecimiento energético las emisiones de cada uno de los gases de efecto invernadero considerados muestra un comportamiento particular, creciendo las emisiones de dióxido de carbono y óxidos de nitrógeno, las que infortunadamente representan en conjunto cerca del 82% de las emisiones totales. Las emisiones de los restantes gases muestran en el año 2020 una disminución neta respecto del año de referencia.

134

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5. Análisis comparado de los escenarios energéticos En la presente sección se resumen los resultados de ambos escenarios, comparándose los resultados tanto desde el punto de vista energético como de las emisiones de GEI

5.1 Demanda y abastecimiento de energía. 5.1.1 Demanda total de energía. Respecto de la demanda total de energía se observa claramente para el año 2020, una disminución sensible. La demanda de energía final en el escenario de mitigación sería un 16.6% menor que la estimada para el escenario de referencia, equivalente a un ahorro de 36.33 PJ. Las tasas de crecimiento de los escenarios confirman esta tendencia El cuadro 5.1.1 muestra los datos que se han graficado en la figura 5.1.1.

Año 1995 2005 2010 2020

Cuadro 5.1.1. Demanda total de energía (PJ) Escenario Variación Referencia Mitigación 118.85 118.85 0.00 149.95 143.62 -6.33 167.71 155.69 -12.01 219.34 183.01 -36.33

Fuente: Elaboración Propia

Demanda total de energía

250 200 150 100 50 0 1995

2005 E. Base

2010

2020

E. Mitigación

Figura 5.1.1. Comparación de la evolución de la demanda de energía final. Comparando la estructura por fuentes de ambos escenarios, cuadro 5.1.2, pueden apreciarse las siguientes diferencias entre ambos escenarios: a)

El escenario de mitigación muestra una mayor participación de la energía eléctrica asociada con una demanda ligeramente mayor de la misma.

b) El GLP muestra igualmente un incremento tanto en términos absolutos como en su participación en la demanda respecto del escenario de referencia.

135

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c)

La demanda de leña en el escenario de mitigación es considerablemente menor que en el escenario de referencia, para el año 2020 ésta sería inferior en un 37% a la estimada para este escenario.

d) En menor grado que la leña, la gasolina, el diesel y el fuel oil muestran en el escenario de mitigación una menor participación en la demanda y una disminución en términos absolutos, respecto de las cantidades observadas para el escenario de referencia. e)

La penetración del gas natural y de la energía solar, aunque suponen una diversificación de las fuentes utilizadas, no representan un diferencia significativa respeto del escenario de referencia. Cuadro 5.1.2. Comparación de la demanda de energía final y la participación de las fuentes (PJ) Año 1995 2020 Año de referencia Escenario de referencia Escenario de mitigación Fuente Demanda Participac. Demanda Participac. Demanda Participac. Leña 53.33 44.9% 45.57 20.8% 28.61 15.6% Residuos de biomasa 5.21 4.4% 6.76 3.1% 6.09 3.3% Electricidad 11.28 9.5% 28.73 13.1% 31.67 17.3% GLP 4.06 3.4% 21.43 9.8% 21.86 11.9% Gasolina 12.38 10.4% 30.77 14.0% 21.59 11.8% Kerosene 2.89 2.4% 4.88 2.2% 3.64 2.0% Diesel 18.81 15.8% 53.68 24.5% 41.59 22.7% Fuel oil 9.14 7.7% 23.37 10.7% 19.15 10.5% Carbón vegetal 0.51 0.4% 1.28 0.6% 1.08 0.6% Gas natural 0.00 0.0% 0.00 0.0% 4.00 2.2% Solar 0.00 0.0% 0.00 0.0% 0.88 0.5% No energéticos 1.26 1.1% 2.86 1.3% 2.86 1.6% Total 118.85 100.0% 219.34 100.0% 183.01 100.0% Fuente: Elaboración Propia

En cuanto al consumo de los sectores, cuadro 5.1.3, se destacan los siguientes aspectos: a)

En el escenario de mitigación, los consumos de los sectores residencial, transporte e industria muestran una considerable reducción respecto de los valores esperados según el escenario de referencia. En particular es apreciable la variación en el consumo del sector residencial el cual es incluso inferior al del año de referencia.

b) En ambos escenarios, aunque más marcadamente en el escenario de mitigación, puede observarse como el sector residencial deja de ser el sector dominante en el consumo, cediendo esta posición al sector transporte. Este efecto es explicable por la sustitución de la leña por energéticos cuyo uso se realiza con mayor eficiencia. Cuadro 5.1.3. Comparación de la demanda de energía final y la participación sectorial (PJ) Año 1995 2020 Año de referencia Escenario de referencia Escenario de mitigación Sector Variación Demanda Participac. Demanda Participac. Demanda Participac. Residencial 53.22 44.8% 63.23 28.8% 47.99 26.2% -15.24 Transporte 31.22 26.3% 88.99 40.6% 74.85 40.9% -14.15 Industria 27.17 22.9% 51.54 23.5% 44.49 24.3% -7.06 Resto de sectores 7.25 6.1% 15.58 7.1% 15.68 8.6% 0.11 Total 118.85 100.0% 219.34 100.0% 183.01 100.0% -36.33 Fuente: Elaboración Propia

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5.1.2 Abastecimiento de energía. El suministro primario de energía muestra en ambos escenarios una tendencia creciente, sin embargo la tasa promedio anual de crecimiento es menor para el escenario de mitigación(2.0%) que para el de referencia (2.6%) debido al efecto de las medidas propuestas. Lo anterior se traduce para el año 2020 en un ahorro de 38 PJ. De manera semejante las importaciones de recursos energéticos son menores en el escenario de mitigación, pese a lo cual su participación en el suministro se incrementa indicando una mayor sustitución de las fuentes nacionales, principalmente de la leña. Cuadro 5.1.4. Comparación de la demanda de energía final y la participación de las fuentes Año 1995 2020 Año de referencia Escenario de referencia Escenario mitigación Fuente Variación Suministro Participac. Suministro Participac. Suministro Participac. Leña 54.43 39.2% 48.42 18.3% 31.01 13.7% -17.41 Residuos de biomasa 7.92 5.7% 9.39 3.5% 8.71 3.8% -0.68 Hidráulica 5.27 3.8% 5.62 2.1% 6.92 3.1% 1.29 Geotérmica 1.48 1.1% 3.69 1.4% 5.93 2.6% 2.25 Solar 0.00 0.0% 0.00 0.0% 1.19 0.5% 1.19 Petróleo crudo 32.49 23.4% 41.61 15.7% 51.12 22.6% 9.51 Gas natural 0.00 0.0% 7.58 2.9% 49.11 21.7% 41.53 Carbón mineral 0.00 0.0% 14.07 5.3% 0 0.0% -14.07 Coque de carbón 0.02 0.0% 0.02 0.0% 0.02 0.0% 0.00 Derivados de petróleo 37.46 27.0% 134.23 50.7% 72.55 32.0% -61.68 Electricidad -0.10 -0.1% 0.06 0.0% 0.05 0.0% -0.01 Total 138.97 100.0% 264.68 100.0% 226.61 100.0% -38.08 Nacional Importado

69.10 69.87

49.7% 50.3%

67.12 197.57

25.4% 74.6%

53.76 172.84

23.7% 76.3%

-13.35 -24.73

Fuente: Elaboración Propia

En el cuadro 5.1.4 puede apreciarse como, de manera consistente con las pautas asumidas para el escenario de mitigación, las fuentes no emisoras de GEI, aumentan su participación para el año horizonte y las fuentes altamente emisoras, como el carbón mineral y los derivados del petróleo, son sustituidas principalmente por el gas natural. Colateralmente los cambios en la estructura de la demanda permiten en el escenario de mitigación una mayor utilización de la refinería incrementándose por ello las importaciones de petróleo crudo y reduciéndose las importaciones de derivados terminados.

5.2 Emisiones. 5.2.1 Emisiones totales. La figura 5.2.1. muestra la evolución de las emisiones totales para ambos escenarios, como puede apreciarse la disminución en las emisiones totales resultante de las medidas de mitigación es poco significativa durante la primera década volviéndose mayor a medida que penetran las nuevas fuentes energéticas y las medidas de mitigación se van profundizando, en suma se obtiene para el año horizonte una disminución del 32 % respecto de las emisiones esperadas de acuerdo con el escenario de referencia. Respecto del año de referencia los incrementos relativos de las emisiones son del 113.5% para el escenario de referencia y del 45.4% para el escenario de mitigación. Esta disminución en las emisiones totales es posible debido a la altas ineficiencias presentes en el sistema energético actual y la fuerte tendencia al uso de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, que se reflejan en las pautas asumidas en el escenario de referencia, en este sentido los datos indican más bien el impacto negativo de la persistencia de las tendencias actuales en la transformación y uso de la energía que los beneficios de las medidas de mitigación. 137

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El cuadro 5.2.1 muestra las reducciones en las emisiones de cada uno de los gases de efecto invernadero considerados en este estudio. Al considerar la masa real de cada uno de los gases las emisiones de dióxido de carbono nobiogénico resultan mucho mayores que las de cualquier otro gas, sin embargo al tomar en cuenta el potencial de calentamiento global para veinte años (GWP a 20 años), las emisiones de óxidos de nitrógeno muestran un efecto mayor aun que las emisiones de dióxido de carbono no-biogénico; las emisiones de estos dos gases constituyen en ambos escenarios cerca del 82% de las emisiones totales. Ya que las emisiones de óxidos de nitrógeno producen además otros efectos ambientales negativos a nivel local, los esfuerzos adicionales para su mitigación podían contribuir en forma indirecta pero significativa a la reducción del efecto de calentamiento global. 35

EMISIONES (Tg de CO2, GWP: 20 años)

30 25 20 15 10 5 0 1995

2005

ESCENARIO BASE

2010

2020

ESCENARIO DE MITIGACION

Figura 5.2.1. Comparación de la evolución de las emisiones totales en los escenarios de referencia y de mitigación.

Gas Dióxido de carbono No biogénico Biogénico Monóxido de carbono Metano Oxidos de nitrógeno Oxido nitroso Total

Cuadro.5.2.1. Comparación de las emisiones por gas para el año horizonte (2020) Emisiones (masa real en Gg) Emisiones ( GWP: 20 años. Gg de CO2) Escenario Diferencia Escenario Diferencia Referencia Mitigación Absoluta % Referencia Mitigación Absoluta % 13,126.8 8,452.8 638.5 27.7 91.3 0.18

8,695.4 -4,431.4 -33.8% 5,671.5 -2,781.3 -32.9% 429.4 -209.0 -32.7% 17.0 -10.7 -38.6% 64.8 -26.5 -29.0% 0.096 0.084 -46.7%

13,126.8

8,695.4 -4,431.4 -33.8%

4,469.3 1,718.6 13,700.6 51.7 33,066.9

3,006.0 -1,463.3 -32.7% 1,055.1 -663.5 -38.6% 9,723.1 -3,977.4 -29.0% 27.8 -23.9 -46.2% 22,507.4 -10,559.5 -31.9%

Fuente: Elaboración Propia

138

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14 12 10 8 6 4

ESCENARIO BASE

Transformación

Resto

Industria

0

Transporte

2 Residencial

(Tg CO2, GWP: 20 años)

EMISIONES

16

ESCENARIO DE MIT IGACION

Figura 5.2.2. Comparación de las emisiones sectoriales para el año horizonte

5.2.2 Emisiones por sector. Considerando separadamente los sectores consumidores y de transformación de la energía puede observarse claramente que para el año horizonte los principales generadores de emisiones serán en ambos escenarios, el sector transporte y el sector de transformación, proviniendo las emisiones de este último mayormente de la generación termoeléctrica. La disminución más drástica en las emisiones se observa en el caso del sector de transformación en el cual es posible evitar aproximadamente un 56.0% del total de las emisiones que potencialmente se producirían según el escenario de referencia. En el sector transporte parece posible una disminución de las emisiones cercana al 19% en tanto que en el sector residencial las emisiones podrían reducirse en un 35%, pese a lo anterior la reducción en términos absolutos de las emisiones del sector transporte es mucho más significativa Cuadro 5.2.2. Comparación de las emisiones sectoriales para el año 2020 (Gg de CO2 , GWP:20 años ) Escenario Variación Sector Referencia Mitigación Absoluta Residencial 4,944.0 3,230.6 -1,713.3 Transporte 13,403.0 10,883.3 -2,519.7 Industria 4,022.0 3,553.4 -468.5 Resto de sectores 245.3 235.7 -9.6 Subtotal, Demanda 22,614.2 17,903.1 -4,711.1 Centrales eléctricas 10,081.7 4,278.2 -5,803.5 Autoproducción 80.1 80.1 0.0 Refinería 2.3 2.8 0.5 Carboneras 288.5 243.2 -45.3 Subtotal, Transformación 10,452.6 4,604.3 -5,848.3 Total 33,066.9 22,507.4 -10,559.4 Fuente: Elaboración propia

% -34.7 % -18.8 % -11.6 % -3.9 % -20.8 % -57.6 % 0.0 % 22.9 % -15.7 % -56.0 % -31.9 %

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5.3 Evolución de los indicadores energéticos y ambientales. El cuadro 5.3.1 muestra un resumen de algunos indicadores energéticos y ambientales que relacionan la evolución del consumo energético y las emisiones de GEI con la evolución del producto interno bruto y de la población. Como puede apreciarse las medidas de mitigación tiene un efecto positivo sobre los indicadores, logrando que el consumo energético y las emisiones totales crezcan a tasas anuales inferiores a las del PIB y de la población. La intensidad energética y el consumo per cápita de energía, disminuyen tanto respecto de los valores correspondientes al escenario de referencia como de los correspondientes al año de referencia, esto es reflejo de la mayor eficiencia general en el uso de la energía.

Cuadro 5.3.1. Resumen de los indicadores energéticos y ambientales Tasa prom. Año Indicador Anual 1995 2005 2010 2020 PIB (Millones de colones de 1990) 49,156.0 71,220.0 86,649.0 128,262.0 3.9% Población (Millones de habitantes) 5.699 6.996 7.687 9.054 1.9% PIB per cápita (Colones/hab) 8,625.4 10,180.1 11,272.1 14,166.3 2.0% Consumo final de energía (PJ) Escenario de referencia 118.8 149.9 167.7 219.3 2.5% Escenario de Mitigación 118.8 143.6 155.7 183.0 1.7% Emisiones de CO2 (Gg) Escenario de Referencia 4,364.2 6,617.1 8,333.3 12,992.9 4.5% Escenario de Mitigación 4,364.2 6,075.0 6,570.6 8,454.4 2.7% Emisiones Totales de GEI (Gg de CO2; GWP 20 años) Escenario de Referencia 15,476.5 22,516.4 25,329.0 33,039.6 3.1% Escenario de Mitigación 15,476.5 20,821.8 21,386.1 22,507.4 1.5% Intensidad energética (TJ/millón de colones) Escenario de Referencia 2.42 2.11 1.94 1.71 -1.4% Escenario de Mitigación 2.42 2.02 1.80 1.43 -2.1% Consumo per cápita (GJ/hab) Escenario de Referencia 20.9 21.4 21.8 24.2 0.6% Escenario de Mitigación 20.9 20.5 20.3 20.2 -0.1% Emisiones per cápita de CO2 (kg/hab) Escenario de Referencia 765.8 945.8 1,084.1 1,435.0 2.5% Escenario de Mitigación 765.8 868.4 854.8 933.8 0.8% .Emisiones totales per cápita (kg/hab) Escenario de Referencia 2,715.7 3,218.5 3,295.0 3,649.2 1.2% Escenario de Mitigación 2,715.7 2,976.2 2,782.1 2,485.9 -0.4% Emisiones/PIB (Gg/millón de colones) Escenario de Referencia 0.315 0.316 0.292 0.258 -0.8% Escenario de Mitigación 0.315 0.292 0.247 0.175 -2.3% Emisiones de CO2 por unidad de energía (Gg/PJ) Escenario de Referencia 36.7 44.1 49.7 59.2 1.9% Escenario de Mitigación 36.7 42.3 42.2 46.2 0.9% Emisiones por unidad de energía (Gg/PJ) Escenario de Referencia 130.2 150.2 151.0 150.6 0.6% Escenario de Mitigación 130.2 145.0 137.4 123.0 -0.2% Fuente: Elaboración Propia

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Las emisiones totales por habitante disminuyen respecto del año de referencia, revirtiéndose la tendencia creciente que se observa en el escenario de referencia. En el escenario de mitigación las emisiones totales de GEI crecen aún más lentamente que el consumo energético, lo cual hace que se generen menos emisiones por cada unidad de energía consumida. Si se considera solamente las emisiones de dióxido de carbono no biogénico, tanto las emisiones per cápita como las emisiones por cada unidad de energía consumida aumentan en ambos escenarios, esto es esencialmente resultado de la sustitución de la leña por fuentes emisoras de dióxido de carbono, el efecto neto de las medidas de mitigación se limita a reducir la tasa de crecimiento de estos indicadores.

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VII - SENSIBILIDAD AL ABASTECIMIENTO ELECTRICO 1. Introducción El Escenario Energético de Referencia planteado en el capítulo VI, ha permitido estimar, para el período 1995 – 2020, las emisiones de Gases de Efecto de Invernadero que se producirían al suplir la energía que los diversos sectores socioeconómicos demandarán para continuar con su tendencia actual de cambio. Por su lado, el Escenario Energético de Mitigación desarrollado en el capítulo anterior, plantea, para el período mencionado, la puesta en práctica de acciones que modifiquen la actual tendencia de consumo de energía y la introducción de tecnologías que ayuden a mitigar las emisiones de GEI. Considerando de capital importancia el suministro de la demanda creciente de electricidad y que la opción termoeléctrica propuesta para suplir esa demanda demuestra ser uno de los mayores contribuyentes a la emisión de GEI, resulta importante agregar a este estudio dos consideraciones cuya alta probabilidad de ocurrencia modificaría los resultados obtenidos en el escenario de mitigación Estas consideraciones son: 1) El papel del proyecto SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central); que pretende promover la inversión privada y consolidar la integración de los mercados eléctricos de la región. En este estudio, se hace referencia a este proyecto como el Sector Externo. Esta opción de mitigación local de GEI, impactaría, no sólo sobre la participación energética de los diferentes recursos de generación, sino en la evolución de la expansión del parque generador en cada país del área, en particular en El Salvador. 2) La posibilidad de la expansión del parque hidroeléctrico nacional, al considerar la entrada en operación del proyecto El Cimarrón. Este proyecto supone una voluntad del gobierno para la explotación de los recursos naturales, dado el tiempo de recuperación de la inversión que normalmente requieren los proyectos hidroeléctricos como el propuesto. El tiempo de ejecución y el mayor riesgo e incertidumbre, dada la dependencia del ciclo hidrológico para su operación, hacen que los proyectos hidroeléctricos no sean considerados como opciones atractivas por la inversión privada. Así, el objetivo de este capitulo es evaluar el impacto que tendría la puesta en práctica de estas alternativas sobre las emisiones de GEI calculadas en el escenario energético de mitigación.

2. Participación histórica del Sector Externo. Tal como se dijo antes, cuando se sentaron las bases con las cuales se simuló el comportamiento energético de los escenarios de referencia y de mitigación, el considerar el hecho de que el balance neto de importaciones y de exportaciones de energía haya sido de cero; no ha significado que no se hayan tenido a lo largo del período intercambios de oportunidad entre los distintos países de la región centroamericana. Tal como se acotó en la descripción del parque generador de los escenarios discutidos anteriormente; la interconexión eléctrica de los sistemas de El Salvador con Honduras cerrará la integración eléctrica regional para el año 2005, y posibilitaría el intercambio de energía entre cualesquiera de los seis países centroamericanos. Si los potenciales energéticos se dan en forma homogénea entre los países que conforman la región Centroamericana, la consideración del auto abastecimiento toma más fuerza; ya que no existiría incentivos para traer o enviar energía haciendo uso de los enlaces, ya que todos los sistemas están creciendo y desarrollados en forma similar. Sin embargo, ni el potencial energético de la región es similar, ni los marcos legales y regulatorios de los mercados en el sector eléctrico de los países son similares; por otro lado la estructura de precios es diferenciada y en unos países es monómico, es decir un sólo precio que incluye potencia y energía y en otros aparece la estructura binómica que incluye por separado el componente potencia y el componente energía, lo cual hace que se establezca una barrera natural para que se presenten posibilidades reales de optimizar los sistemas interconectados.

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Históricamente, los intercambios de potencia y de energía entre los sistemas eléctricos de El Salvador y Guatemala; han obedecido a situaciones muy particulares como lo son: a)

El apoyo de un sistema hacia el otro en las situaciones de emergencia energética motivadas ya sea por el problema del conflicto armado (sabotajes al sistema eléctrico) o por la ocurrencia de sequías en los sistemas que han impedido el auto abastecimiento

b) Intercambios de oportunidad producto de la operación integrada de los sistemas al optimizar la operación de ambos sistemas como un todo. En estos últimos se encuentra la energía de sustitución y el almacenaje de agua en un reservorio de un sistema vecino. Los montos de energía intercambiado entre los sistemas han sido muy variados y han oscilado aproximadamente entre un 4. 8 % de energía con un saldo neto importador desde Guatemala al inicio de operación de la línea de interconexión en 1986 hasta un 1.06 % de saldo neto exportador hacia Guatemala en 1995. El valor promedio de la participación neta del Sector Externo, tal como se observa en el cuadro 2.1, es del 1.203 % con saldo importador. Por otro lado, las cantidades de potencia intercambiadas están fijadas por el límite de estabilidad del enlace que oscila históricamente alrededor de los 120 MW en cualquiera de los sentidos. Esta cantidad constituye como el potencial máximo de sustitución de parque generador en cualquiera de los dos sistemas.

Cuadro 2.1 Impacto del Sector Externo en la Operación del Sistema Eléctrico de El Salvador Período 85 - 97 (kWh) GUATEMALA ENERGIA NEJAPA AJUSTE TOTAL BRUTA TOTAL POWER ENERGIA AJUSTADA AÑO COMP-VENTA SISTEMA CEL NO SERVID

% SECTOR EXT

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

1,739,408,110 1,813,280,530 1,977,675,270 2,144,317,770 2,211,510,950 2,299,903,397 2,463,090,860 2,568,825,910 2,883,839,637 3,156,251,117 3,317,494,217 3,494,246,161 3,717,765,268

4.838% 0.445% 1.618% 0.180% 0.060% 0.209% 2.048% 2.740% -0.357% -1.061% 2.549% 2.369%

PROMEDIO

1.203%

87,722,400 8,807,840 34,698,400 3,969,760 1,376,090 5,144,320 52,603,216 79,026,880 (11,254,040) (35,213,280) 89,070,940 88,091,040

1,706,138,110 1,758,960,530 1,904,965,270 2,016,127,770 2,034,290,950 2,218,643,397 2,302,238,860 2,434,545,910 2,861,705,037 3,134,688,667 3,102,724,877 2,826,061,732 2,777,060,859

199,710,130 654,433,734 925,386,381

33,270,000 54,320,000 72,710,000 128,190,000 177,220,000 81,260,000 160,852,000 134,280,000 22,134,600 21,562,450 15,059,210 13,750,695 15,318,028

Considerando que la interconexión con Honduras eleve ligeramente las probabilidades de intercambios de energía en el futuro, una participación razonable del Sector Externo en los sistemas, si consideramos las tendencias históricas, no debería de sobrepasar un 2.5 %. En cuanto a la potencia en los enlaces, la interconexión con Honduras plantea un nuevo limite de cargabilidad que en conjunto podrían alcanzar los 200 MW, constituyéndose este límite como el máximo potencial de sustitución de parte generador. La presencia de empresas generadoras multinacionales en la región centroamericana, producto de la inversión extranjera, podría posibilitar que se puede asentar en alguno de los países del área, una planta generadora con una capacidad tal que tenga un fuerte componente de producción hacia el exterior; es decir que no se haya pensado única-

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mente en el abastecimiento de la demanda local , sino en la comercialización de la energía exportada hacia otros países donde se tiene presencia, pero no en las escalas alcanzadas en el país sede, esto haría elevarse, de acuerdo a las hipótesis, la proporción del Sector Externo a un 5 %.

3. Las posibilidades de importación de energía y de potencia En base a las premisas expuestas anteriormente, se modeló un escenario de abastecimiento del sector energía eléctrica que considera: a)

Que la demanda supuesta para los diferentes sectores, bajo el escenario energético de mitigación, permanece invariable. ( Capitulo VI)

b) Un esquema de transformación de las diferentes fuentes energéticas que intervienen en la generación de energía eléctrica que considere el efecto del factor externo. Los puntos más importantes que sirvieron de base para la formulación de este escenario son los siguientes: a)

El Salvador se constituye en un sistema eléctrico netamente importador, con un porcentaje de participación del Sector Externo del 5 %.

b) La máxima potencia que circulará por los enlaces internacionales que unen a El Salvador con el resto de Centroamérica no sobrepasará los 200 MW. c)

La entrada en operación de la línea de interconexión de Honduras con el Salvador se considera para el año 2005.

d) La condición de importadores se basa, en que los países exportadores poseen economías de escala que los hace más competitivos que los productores locales. e)

Tácitamente al tener una sustitución de generación local por una extranjera, se reducen las emisiones de los gases en El Salvador. En cuanto a la reducción global, dependerá del tipo de central utilizada en el país exportador, para cubrir esas exportaciones.

f)

La inclusión de las transacciones por las líneas de enlace, la actual y la futura con Honduras hacen que se pospongan las necesidades de expansión del parque generador.

4. Análisis de Sensibilidad ante la participación del Sector Externo En el planteamiento de este análisis, se debe de tener presente que esta sensibilidad al abastecimiento de energía eléctrica, considerando la participación del Sector Externo regional, se hace como política de reducción de emisiones a escala local. Esta reducción podría contabilizarse como una reducción a escala regional o mundial en la medida que esa electricidad se genere con centrales no emisoras de GEI.

4.1 Descripción de la evolución del equipamiento Las condiciones en el abastecimiento de energía son similares que los del caso de mitigación y no se detallaran extensivamente por ya haberlo hecho en su oportunidad, por ello sólo se recalcarán los principales cambios que se han realizado.

4.1.1 Efectos sobre la Capacidad Instalada El principal efecto es que en el año 2010, no se hace necesaria la expansión de la turbina de 60 MW a gas natural, pues las interconexiones internacionales fortalecen la robustez de los sistemas y desplazan inversiones, pues es más barato el importar energía que en invertir en una expansión adicional.

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En el Cuadro 4.1, se hace un resumen para los principales años de corte seleccionados para la realización del estudio, de la evolución del parque generador para esta sensibilidad, en donde se observa la penetración del Sector Externo y el desplazamiento de las inversiones. Para el 2005 se tiene una participación de 130 MW por las líneas de enlace y en el 2010 se incrementa a 200 MW producto de la entrada en operación comercial del enlace con Honduras en una forma más intensiva. Cuadro 4.1 Evolución del parque generador Capacidad Instalada Por Recurso(MW) 1995 2005 2010 388 388 468 50 120 120 0 0 63 60 63 0 80 192 192 0 194 194 194 0 0 0 120 120 130 200 772 1,077 1,157

RECURSO HIDROELECTRICA GEOTERMICA VAPOR GN VAPOR FO MOT. DIESEL FO TURBOGAS GN TURBOGAS DO CC GN IMPORTA SEC EXT Sub-Total AUTOPRODUCCIÓN DIESEL INGENIO AZUCARERO SOLAR FOTOVOLTAICO Sub-Total TOTAL

45 44.8 0 89.8 861.8

45 55 0.2 100.2 1,307.2

45 60 0.63 105.63 1,462.63

2020 468 190 163 0 192 194 0 460 200 1,667 45 70 1.5 116.5 1,983.5

Asimismo, la Figura 4.1, presenta la diferente composición de la oferta de electricidad para esta sensibilidad del escenario de mitigación en los años de corte. En la mayoría del tiempo son el Fuel Oil y el Diesel los que van desapareciendo en importancia como combustible empleados para el abasteciendo de la demanda de energía eléctrica, ya que son desplazados por el Gas Natural y por el incremento que experimentan los recursos naturales, especialmente el recurso hidroeléctrico que experimenta un crecimiento al presentarse el proyecto de San Marcos Lempa con 80 MW. Por otro lado las líneas de enlace entre los sistemas interconectados empiezan a tener una participación alternativa. 2000 1800 1600 1400 1200 M W 1000 800 600 400 200 0 1995

2005

2010

HID R O E L E C T R IC A

G E O T E R M IC A

VAPO R G N

VAPO R

M O T . D IE S E L F O

TURBO G AS G N

CC G N

IM P O R T A S E C E X T

FO

TUR B O G A S D O

2020

Figura 4.1: Capacidad Instalada para Sensibilidad Sector Externo

145

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4.2

Resultados de la producción de energía eléctrica

Para el modelaje de esta sensibilidad, se consideró que a medida que se avanzaba en los años de corte, tal como se mencionó en el escenario de mitigación, la innovación tecnológica hace que los niveles de eficiencia de las plantas térmicas y especialmente la que utiliza el gas natural se mejore cada vez. Así mismo, la penetración del Sector Externo produce los desplazamientos que ya se mencionaron anteriormente Como se tiene parque existente, reconversiones y adiciones al parque existente se consideró calcular una eficiencia ponderada del recurso para cada uno de los años de corte, dándole un peso a la eficiencia por la capacidad de recurso. Estas eficiencias calculadas y utilizadas por el LEAP se muestran en el Cuadro 4.2.

Cuadro 4.2 Eficiencias ponderadas de las plantas instaladas ( % ) RECURSO 1995 2005 2010 VAPOR GN 28.0 28.0 28.0 VAPOR FO 25.2 25.2 25.2 MOT. DIESEL 24.9 24.9 24.9 CC FO 45.0 50.0 50.0 TURBOGAS GN 37.0 37.0 37.0 TURBOGAS DO 27.5 28.0 28.0 CC GN 45.0 47.8 49.2 VAPOR CARBON 40.0 40.0 40.0 AUTOP. DIESEL 27.0 27.0 27.0 INGENIO AZUCARERO 13.0 15.0 17.0 SOLAR FOTOVOLTAICO 15.0 15.0 15.0 Nota: El recurso Hidroeléctrico y Geotérmico tienen eficiencias del 100 %

2020 28.0 37.0 24.9 50.0 37.0 32.0 52.0 40.0 27.0 21.0 15.0

Asimismo, para la simulación el LEAP, se utiliza un factor de planta anual, para indicarle al modelo que tanto la planta despachará energía y potencia en la simulación para los diferentes años partiendo de su máxima capacidad teórica de producción de energía eléctrica, dichos factores se incluyen en el Cuadro 4.3. Cuadro 4.3 Cambio del Factor de Planta por Recurso ( % ) RECURSO 1995 2005 2010 2020 HIDROELECTRICA 43.1 45.0 45.6 46.9 GEOTERMICA 93.6 97.5 98.5 99.1 VAPOR GN 0.0 95.5 93.3 84.0 VAPOR FO 52.4 48.0 84.6 84.6 MOT. DIESEL FO 29.28 59.1 56.8 31.2 TURBOGAS GN 0.0 13.1 23.4 7.4 TURBOGAS DO 53.9 53.9 53.9 53.9 CC GN 0.0 61.8 89.9 79.7 AUTOP. DIESEL 4.4 7.0 8.0 10.0 INGENIO AZUCARERO 25.0 25.0 25.0 25.0 SOLAR FOTOVOLTAICO 0.0 100.0 100.0 100.0 Nota : La eficiencia del recurso geotérmico se ha modelado de acuerdo a la capacidad de extracción de los pozos y no de la capacidad instalada

El Cuadro 4.4 resume la producción anual de electricidad por recurso para el caso de la sensibilidad realizada incluyendo el Sector Externo en el escenario de mitigación para cada uno de los años de corte.

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Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador

Cuadro 4.4 Producción de Energía por Planta ( GWh) 1995 2005 2010 1,463.8 1,528.4 1,868.1 409.8 1,024.2 1,034.7 0.0 0.0 514.5 275.0 264.7 0.0 205.1 993.3 954.6 0.0 222.5 397.4 915.1 0.0 0.0 0.0 649.2 944.4 -35.2 175.2 309.5 3,268.8 4,682.2 5,713.7

RECURSO HIDROELECTRICA GEOTERMICA VAPOR GN VAPOR FO MOT. DIESEL FO TURBOGAS GN TURBOGAS DO CC GN IMPORTA SEC EXT Sub-Total AUTOPRODUCCIÓN DIESEL INGENIO AZUCARERO SOLAR FOTOVOLTAICO Sub-Total TOTAL

4.3

17.29 97.93 0 115.2 3,348.9

27.57 120.36 1.75 149.7 5,007.1

31.51 131.31 5.54 168.4 6,191.5

2020 1,921.4 1,648.2 1,198.6 0.0 524.4 125.7 0.0 3,209.3 466.5 8,627.5 39.39 153.19 13.13 205.7 9,299.7

Efectos Sobre la Generación de Fuentes Sustitutas

Tal como se observa en el Cuadro 4.5, las principales diferencias en la producción de la energía eléctrica para la sensibilidad realizada incluyendo el Sector Externo, se dan con respecto al desplazamiento de Turbinas a Gas Natural en el año de inicio de las operaciones (74.7 GWh) y una combinación de motores Diesel (50 GWh) y Vapor Fuel Oil (50 GWh) y al final del período, donde se presenta una disminución tanto en las turbinas de gas (74 GWh) como de generación asignada a los motores de Diesel (200 GWh ) y a los ciclos combinados de gas natural ( 189 GWh ) ; obtenida como diferencias del caso sin incluir el efecto de las interconexiones internacionales de El Salvador.

Cuadro 4.5 Diferencias en la Producción de Energía por Planta (GWh) RECURSO 1995 2005 2010 HIDROELECTRICA 0 0 0 GEOTERMICA 0 0 0 VAPOR GN 0 0 0 VAPOR FO 0 -50.19 0 MOT. DIESEL FO 0 -50.42 -109.25 TURBOGAS GN 0 -74.72 -198.5 TURBOGAS DO 0 0 0 CC GN 0 0 0 IMPORTA SEC EXT -35.2 175.2 309.5

2020 0 0 0 0 -200 -74.44 0 -189.26 466.5

Por otro lado, en la Figura 4.2, se muestra el comportamiento en la composición del abastecimiento de energía a través de los años de corte, para el caso descrito anteriormente en ella queda más claramente indicado el aparecimiento y sustitución de los nuevos combustible (Gas Natural) y la participación relativa de los enlaces y el Sector Externo con respecto al total.

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10,000 9,000 8,000 7,000

GWh

6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 1995 HIDROELECTRICA GEOTERMICA

2005 VAPOR GN

2010

VAPOR FO

MOT. DIESEL FO

TURBOGAS GN

TURBOGAS DO

CC GN

IMPORTA SEC EXT

2020

Figura 4.2 Participación de la generación de electricidad por recurso

4.4

Emisiones de GEI

Como era de esperar, si la participación del Sector Externo para satisfacer la demanda de energía eléctrica se intensifica en las cantidades indicadas en el Cuadro 4.5, la participación del recurso termoeléctrico disminuye y por lo tanto las emisiones de GEI se reducen a las indicadas en el Cuadro 4.6. Cuadro 4.6 Emisiones Centrales Termoeléctricas (Gg) Sensibilidad Sector Externo Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de Carbono (CO2) 1,368.13 1,432.94 1,155.58 Monóxido de Carbono (CO) 1.61 4.75 4.58 Metano (CH4) 0.17 0.46 0.47 Oxidos de Nitrógeno (NOx) 7.80 22.52 21.32

2020 1,016.38 3.11 0.82 15.19

La comparación de estas emisiones con las del escenario de mitigación, se hará conjuntamente con las del siguiente análisis de sensibilidad; a saber, la instalación de la Central Hidroeléctrica Cimarrón.

5.

Análisis de Sensibilidad ante la Construcción de la Central Hidroeléctrica El Cimarrón.

El Cimarrón, es uno de los proyectos que la Comisión Ejecutiva de Río Lempa (CEL) ha propuesto desarrollar para poder ampliar la generación hidroeléctrica del país. Pese a que su construcción pueda enfrentar una fuerte oposición de parte de organizaciones ambientalistas nacionales, se ha estimado conveniente evaluar cual sería su contribución en la reducción de GEI al sustituir generación termoeléctrica.

148

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5.1

Pautas para la Descripción de la Evolución del Equipamiento

Las principales pautas para evaluar la evolución del equipamiento son las siguientes: a)

Se considera que para el año 2000, los proyectos termoeléctricos presentados en los escenarios energéticos de referencia y de mitigación ya estarán operando.

b) Para el año 2005, se habrá completado construcción del gasoducto que pasaría por Guatemala y El Salvador ya estaría en operación comercial y se habrá tenido una penetración importante del Gas Natural. c)

Para el 2010, el recurso hidroeléctrico se incrementa con la capacidad instalada en El Cimarrón en 243 MW y varía en cada año de corte de acuerdo a las condiciones hidrológicas que se han supuesto. En ningún año se ha considerado una hidrología menor que las condiciones de energía firmes de aproximadamente 1,750 GWh, considerando la expansión del nuevo recurso. Dada la capacidad instalada del recurso hidroeléctrico éste se mantiene con un factor de planta entre un 43.2 % y un 50.1 % en todo el período. Para el año de entrada del proyecto se tiene el menor factor de planta, pues se ha supuesto que el recurso entra en forma gradual , lo cual hace descender el factor de planta a 39 %.

d) El recurso geotérmico se incrementa de acuerdo a los planes de estabilización de los campos geotérmicos de Ahuachapán y Berlín y el desarrollo del plan geotérmico en San Vicente. Asimismo los proyectos se adelantan en el tiempo lo cual hace que las necesidades de abastecimiento con otros tipos de recurso se vean retrasadas. Los incrementos en el año 2000 y 2005 cuando entran los 50 MW en Berlín se mantienen igual que en el escenario de referencia y se refuerzan con 70 MW en San Vicente para el año 2015. La estabilización del campo en Ahuachapán, se da para el año 2000 cuando se incrementa la capacidad en 20 MW. Con respecto a los factores de planta, tal como se dijo antes, se mantienen altos entre un 93.6 y un 99.1 %, debido a que se está utilizando la potencia efectiva de los campos y no la capacidad instalada de los generadores. e)

Al igual que en los escenarios de referencia, el Sector Externo se ha mantenido en equilibrio; es decir, la cantidad de energía en concepto de excedentes de oportunidad, que mejorarían la operación integrada de los sistemas interconectados, que se ha importado desde Guatemala hasta el año 2005 o se exportado hacia Guatemala corresponden a cantidades exactamente iguales, teniendo un efecto neto de cero. También a partir del año 2005 se ha considerado la interconexión con Honduras, pero considerando el mismo tratamiento, es decir el efecto regional externo en equilibrio.

f)

El recurso de plantas de Vapor a Fuel Oil , no presenta alteración alguna hasta el año 2005, a partir del 2010 se reconvierte la planta a Gas Natural y no se incrementa la capacidad con una máquina de 100 MW, con la misma tecnología en el año 2020, tal como fue comentado en el escenario de mitigación, ya que se tiene cantidades importantes de reserva al iniciar operaciones el nuevo recurso hidroeléctrico.

g) Los ciclos combinado de Fuel Oil, aparecen en el año 2000 con 120 MW, y se reconvierten a Gas natural en el año 2005 para el resto del período. Los factores de planta de la planta cuando usa Fuel-Oil es de 30.4 %, incrementado su participación notablemente cuando se cambian las unidades a Gas Natural. h) Para los autoproductores, en este escenario se considera que la alternativa fotovoltaica empieza a tener participación a partir del año 2005 y se incrementa un poco para el resto del período. Los recursos de plantas de emergencia a Diesel y la co-generación en los ingenios azucareros sigue las mismas pautas de abastecimiento que en el escenario de referencia. i)

Con respecto al recurso de generación impulsados por motores de combustión interna que utilizan Fuel Oil, el desarrollo del recurso hace que se utilicen la capacidad plena de los existentes actualmente en la Central de Nejapa y se incrementen 112 MW para el año 2000, de aquí en adelante no se tienen mayores expansiones en este recurso. En cuanto a los factores de planta se experimenta oscilaciones desde el año 2000 hasta alcanzar el punto más alto de cerca de 63.1 % en el año 2010. Posteriormente empiezan a perder mercado con la introducción del gas natural.

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j)

En cuanto al recurso de las turbinas a Diesel, se realiza su reconversión en el año 2005 a Gas Natural y se incrementa su capacidad hasta el año 2010 con una turbina de 60 MW elevándose la capacidad instalada de 194 MW a 254 MW al final del período.

k) El recurso del gas natural se desarrolla ampliamente en este escenario, no sólo en la reconversión del ciclo combinado mencionado antes, sino sus incrementos progresivos baja la forma de ciclos combinados de 150 MW para el 2015 y de 190 MW adicionales para el año 2020, para completar los 460 MW instalados al final del período. Sin embargo los factores de planta utilizados en este escenario son menores que los empleados en el escenario de mitigación, debido al incremento en la generación del recurso hidroeléctrico a partir del 2010.

El Cuadro 5.1 resume, para los principales años de corte seleccionados, la evolución del parque generador descrito anteriormente, en donde se observa la fuerte penetración de los generadores que hacen uso del gas natural, así como el proceso de reconversión de las centrales que hacen uso intensivo de Diesel y/o Fuel Oil No.6 a gas natural, provocando una menor cantidad de emisiones. Asimismo la inclusión de El Cimarrón hace que el recurso hidroeléctrico adquiera una importancia capital y tenga un impacto muy positivo en la reducción de emisiones. Asimismo la Figura 5.1, muestra la diferente composición de la oferta de electricidad para esta sensibilidad realizada al escenario de mitigación. En la mayor parte de los años de corte son el Fuel Oil y el Diesel los que van desapareciendo en importancia como combustible empleados para el abasteciendo la demanda de energía eléctrica, ya que son desplazados por el Gas Natural y por el incremento que experimentan los recursos naturales, especialmente el recurso hidroeléctrico que experimenta un crecimiento al presentarse el proyecto de El Cimarrón con 243 MW, comparado con la penetración anterior de los 80 MW.

Cuadro 5.1 Evolución de la Capacidad Instalada por Recurso (MW) RECURSO 1995 2005 2010 HIDROELECTRICA 388 388 630 GEOTERMICA 50 120 120 VAPOR GN 0 0 63 VAPOR FO 60 63 0 MOT. DIESEL FO 80 192 192 TURBOGAS GN 0 194 254 TURBOGAS DO 194 0 0 CC GN 0 120 120 Sub-Total 772 1,077 1,379 AUTOPRODUCCIÓN DIESEL 45 45 45 INGENIO AZUCARERO 44.8 55 60 SOLAR FOTOVOLTAICO 0 0.2 0.63 Sub-Total 89.8 100.2 105.63 TOTAL 861.8 1,177.2 1,484.63

2020 630 190 63 0 192 254 0 460 1,789 45 70 1.5 1,16.5 1,905.5

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2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 MW 1,000 800 600 400 200 0 1995

2005

2010

2020

HIDROELECTRICA

GEOTERMICA

VAPOR GN

VAPOR FO

MOT. DIESEL FO

TURBOGAS GN

TURBOGAS DO

CC GN

Figura 5.1 Composición de la Oferta de Electricidad

5.2

Resultados de la Producción de Energía Eléctrica.

Para la simulación de esta sensibilidad del escenario energético de mitigación, se consideró que a medida que se avanzaba en los años de corte, la innovación tecnológica hace que los niveles de eficiencia de las plantas térmicas y especialmente la que utiliza el gas natural se incremente cada vez. Como se tiene parque existente, reconversiones y adiciones al parque existente se consideró tal como se ha dicho antes, calcular una eficiencia ponderada del recurso para cada uno de los años de corte, dándole un peso a la eficiencia por la capacidad de recurso. Estas eficiencias calculadas y utilizadas por el LEAP se muestran en el Cuadro 5.2. Cuadro 5.2 Eficiencia Ponderada de las Plantas Instaladas ( % ) RECURSO 1995 2005 2010 VAPOR GN 28.0 28.0 28.0 VAPOR FO 25.2 25.2 25.2 MOT. DIESEL 24.9 24.9 24.9 CC FO 45.0 50.0 50.0 TURBOGAS GN 37.0 37.0 37.0 TURBOGAS DO 27.5 28.0 28.0 CC GN 45.0 47.8 49.2 VAPOR CARBON 40.0 40.0 40.0 AUTOP. DIESEL 27.0 27.0 27.0 INGENIO AZUCARERO 13.0 15.0 17.0 SOLAR FOTOVOLTAICO 15.0 15.0 15.0 Nota: El recurso Hidroeléctrico y Geotérmico tienen eficiencias del 100 %

2020 28.0 37.0 24.9 50.0 37.0 32.0 52.0 40.0 27.0 21.0 15.0

Asimismo, para la simulación de la participación de cada recurso en el despacho, se utiliza un factor de planta anual, para indicarle al modelo que tanto la planta despachará energía y potencia en la simulación para los diferentes años partiendo de su máxima capacidad teórica de producción de energía eléctrica, dichos factores se incluyen en el Cuadro 5.3. Tal como se puede observar los factores de planta del recurso a gas natural y de otros se ve reducido ante el incremento de la producción hidroeléctrica.

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Cuadro 5.3 Factor de Planta por Recurso ( % ) 1995 2005 2010 2020 RECURSO HIDROELECTRICA 43.1 45.0 39.0 50.1 GEOTERMICA 93.6 97.5 98.5 99.1 VAPOR GN 0.0 0.0 93.3 95.1 VAPOR FO 52.4 57.1 0.0 0.0 MOT. DIESEL FO 29.28 62.1 63.1 35.7 TURBOGAS GN 0.0 17.5 14.2 9.2 TURBOGAS DO 53.9 53.9 53.9 53.9 CC GN 0.0 61.8 89.9 83.1 AUTOP. DIESEL 4.4 7.0 8.0 10.0 INGENIO AZUCARERO 25.0 25.0 25.0 25.0 SOLAR FOTOVOLTAICO 0.0 100.0 100.0 100.0 Nota : La eficiencia del recurso geotérmico es elevado pues se ha modelado de acuerdo a la capacidad de extracción de los pozos y no de la capacidad instalada En el Cuadro 5.4, se presenta, para cada uno de los años de corte, la producción anual de electricidad por recurso para la sensibilización realizada en el caso del escenario de mitigación.

Cuadro 5.4 Producción de Energía por Planta (GWh) 1995 2005 2010 1,463.8 1,528.4 2,150.8 409.8 1,024.2 1,034.7 0.0 0.0 514.5 275.0 314.9 0.0 205.1 1,043.7 1,060.5 0.0 297.2 315.7 915.1 0.0 0.0 0.0 649.2 944.4 3,268.8 4,857.6 6,020.6

RECURSO HIDROELECTRICA GEOTERMICA VAPOR GN VAPOR FO MOT. DIESEL FO TURBOGAS GN TURBOGAS DO CC GN Sub-Total AUTOPRODUCCIÓN DIESEL INGENIO AZUCARERO SOLAR FOTOVOLTAICO Sub-Total TOTAL

17.29 97.93 0 115.2 3,384.1

27.57 120.36 1.75 149.7 5,007.2

31.51 131.31 5.54 168.4 6,189.0

2020 2,762.9 1,648.2 524.5 0.0 600.0 204.6 0.0 3,346.2 9,086.4 39.39 153.19 13.13 205.7 9,292.1

Tal como se observa en el Cuadro 5.5, las principales diferencias en la producción de la energía eléctrica para la sensibilidad realizada se dan con respecto a la sustitución de combustibles en las Turbinas de Gas operando con Diesel a Gas Natural en el año de inicio de las operaciones (280.15 GWh ) y al final del período , donde se presenta una disminución tanto en las turbinas de Vapor a Gas Natural ( 674 GWh) como de generación asignada a los motores Diesel (124.37 GWh ); obtenida como diferencias para el caso sin incluir el proyecto de El Cimarrón.

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Cuadro 5.5 Diferencias de Producción de Energía por Planta (GWh) RECURSO 1995 2005 2010 HIDROELECTRICA 0 0 282.68 GEOTERMICA 0 0 0 VAPOR GN 0 0 0 VAPOR FO 0 0 0 MOT. DIESEL FO 0 0 -3.36 TURBOGAS GN 0 0 -280.15 TURBOGAS DO 0 0 0 CC GN 0 0 0

2020 841.56 0 -674.09 0 -124.37 4.45 0 -52.35

Por otro lado, la Figura 5.2, muestra el comportamiento en la composición del abastecimiento de energía a través de los años de corte, para el caso descrito anteriormente en ella queda más claramente indicado el aparecimiento y sustitución de los nuevos combustible ( Gas Natural ) y su participación relativa con respecto al total.

3,500 3,000

GWh

2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 1995

2005

2010

2020

HIDROELECTRICA

GEOTERMICA

VAPOR GN

VAPOR FO

MOT. DIESEL FO

TURBOGAS GN

TURBOGAS DO

CC GN

Figura 5.2 Evolución en la generación de electricidad por recurso

5.3

Emisiones de GEI

Como se indicó en el apartado 4.4, cualquier opción de suministro de energía eléctrica que sustituya la quema de hidrocarburos tendrá como efecto la reducción de emisiones de GEI. Para el presente análisis de sensibilidad, las emisiones estimadas por el modelo LEAP se muestran en el Cuadro 5.6.

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Cuadro 5.6 Emisiones Centrales Termoeléctricas (Gg) Sensibilidad Central El Cimarrón Gases de Efecto de Invernadero 1995 2005 2010 Dióxido de Carbono (CO2) 1,368.13 1,538.84 1,267.41 Monóxido de Carbono (CO) 1.61 4.99 5.06 Metano (CH4) 0.17 0.46 0.47 Oxidos de Nitrógeno (NOx) 7.80 23.73 23.54

2020 1,115.52 3.49 0.83 16.95

6. Análisis de resultados Con el objeto de comparar las sensibilidades hechas al Escenario Energético de Mitigación, se convierten las emisiones provenientes de la generación termoeléctrica de cada escenario, a una base común utilizando el Potencial de Calentamiento Global para un horizonte de 20 años. Estas emisiones se muestran en el Cuadro 5.7 y se ilustran en la Figura 6.1 Cuadro 5.7 Emisiones Totales de GEI Centrales Termoeléctricas(Gg) Potencial de Calentamiento Global (20 años) Escenarios 1995 2005 2010 2020 Mitigación 2,560.22 5,161.08 4,877.46 4,278.24 Sector Externo 2,560.22 4,872.91 4,414.99 3,367.07 El Cimarrón 2,560.22 5,161.70 4,863.13 3,679.91

El comportamiento estimado de la evolución de las emisiones de GEI debidas al abastecimiento eléctrico mostrado en la Fig. 6.1, se explica en los Cuadros 5.8 y 5.9. 5 ,5 0 0 5 ,0 0 0 4 ,5 0 0 4 ,0 0 0

Gg CO2

3 ,5 0 0 3 ,0 0 0 2 ,5 0 0 2 ,0 0 0 1 ,5 0 0 1 ,0 0 0 500 1995

2005 M itig a c io n

2010 S e c to r E x te r n o

2020

C im a r r o n

Figura 6.1 Comparación de las Emisiones Totales de GEI El 101.6% de incremento en las emisiones para el período 1995 y 2005, de acuerdo al escenario de Mitigación, se explica dada la alta participación que se espera tendrá la generación termoeléctrica utilizando Diesel y Fuel Oil No.6. Para el año 2005, se observa en los cuadros indicados, que el único escenario que podría hacer disminuir esa tendencia es la participación del Sector Externo. La importación de electricidad en un 3.5% hace que la generación termoeléctrica se reduzca en esa misma proporción.

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La reducción de emisiones para el resto de los años de análisis se debe a una mayor participación del gas natural en la generación termoeléctrica. El escenario energético de mitigación plantea, para el período 2005 – 2010, reducir las emisiones en aproximadamente un 5.5% sustituyendo los combustibles utilizados por las centrales térmicas a vapor y las turbinas de gas por el Gas Natural. Además se propone la introducción de un ciclo combinado quemando también Gas Natural. Bajo el análisis de sensibilidad que considera al Sector Externo como una opción adicional para la reducción de emisiones, se logra reducir en un 9.4% las emisiones del 2005, bajo la premisa que con la importación de electricidad se logra reducir 5% de la generación térmica local. Si la central hidroeléctrica El Cimarrón entra en operación para el 2010, la participación en la generación de electricidad de este recurso aumenta al 34.8%, la térmica se reduce al 45.8% y las emisiones se reducen en aproximadamente un 5.8% con respecto al escenario de mitigación. Para el último período de análisis, 2010 – 2020, el escenario de mitigación considera una reducción de emisiones de GEI intensificando el uso del Gas Natural. Plantea este escenario, que toda la generación térmica, a excepción de los motores de combustión interna que continúan usando Fuel Oil, será a base de Gas Natural. Basados en esta pauta, la reducción de emisiones, en base al 2010, es aproximadamente 12.3%. De nuevo, como se indica en el Cuadro 5.8, la participación del Sector Externo podría disminuir en un 5% la participación de la generación térmica con la consecuente reducción de emisiones. Tomando como referencia las emisiones del 2010, de ponerse en práctica lo indicado por este análisis de sensibilidad, se logra reducir un 23.7% adicional. Si El Cimarrón ya está en operación, se estima que la participación del recurso hidroeléctrico para el año 2020 será de 29.7%. Las centrales termoeléctricas estarán generando predominantemente con Gas Natural y, tal como se observa en el Cuadro 5.9, la participación térmica será el 50.3%. La reducción adicional de emisiones lograda bajo este análisis de sensibilidad es aproximadamente del orden del 24.3%. En resumen, para todo el período 2005 – 2020 la reducción total de emisiones de GEI bajo el escenario energético de mitigación es 17%; considerando la participación del Sector Externo, la reducción de emisiones se estima en 30.9% y de ponerse en marcha la central hidroeléctrica El Cimarrón, la reducción que puede lograrse es aproximadamente el 28.7%. Cuadro 5.8 Evolución de la Participación en la Generación de Energía Eléctrica por Recurso (GWh) Sensibilidad Sector Externo RECURSO 1995 2005 2010 2020 HIDROELECTRICO 1,463.8 43.3% 1,528.4 30.5% 1,868.1 30.2% 1,921.4 20.7% GEOTERMICO 409.8 12.1% 1,024.2 20.5% 1,034.7 16.7% 1,648.2 17.7% TERMICO 1395.2 41.2% 2,129.6 42.5% 2,810.9 45.4% 5,057.9 54.4% SECTOR EXTERNO -35.2 -1.0% 175.2 3.5% 309.5 5.0% 466.5 5.0% AUTOPRODUCCION 115.2 3.4% 149.7 3.0% 168.4 2.7% 205.7 2.2%

Cuadro 5.9 Evolución de la Participación en la Generación de Energía Eléctrica por Recurso (GWh) Sensibilidad El Cimarrón RECURSO 1995 2005 2010 2020 HIDROELECTRICO 1,463.8 43.3% 1,528.4 30.5% 2,150.8 34.8% 2,762.9 29.7% GEOTERMICO 409.8 12.1% 1,024.2 20.5% 1,034.7 16.7% 1,648.2 17.7% TERMICO 1395.2 41.2% 2,305.0 46.0% 2,835.1 45.8% 4,675.3 50.3% AUTOPRODUCCION 115.2 3.4% 149.7 3.0% 168.4 2.7% 205.7 2.2%

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VIII. BARRERAS Y OBSTACULOS PARA LA VIABILIZACION DE LAS OPCIONES DE MITIGACION. 1. Introducción Tanto el desarrollo del escenario energético de referencia, como el de mitigación y su análisis de sensibilidad, plantean la puesta en práctica de ciertas pautas. En la medida que estas premisas puedan ser concretizadas, los resultados presentados en este estudio, sobre la mitigación de los gases de efecto de invernadero (GEI) emanados del sector energético, podrán ser validados. Dado que en el país no se cuenta con un ente rector de la política energética, las hipótesis para la formulación de dichos escenarios se han desarrollado sobre la base de entrevistas sostenidas con informadores calificados relacionados con los sectores que intervienen en los diversos ámbitos de la actividad energética del país. Fundamentalmente, las opciones de mitigación consideradas están orientadas hacia el desarrollo de una mejora de la eficiencia energética, entendida ésta en un sentido amplio que incluye la sustitución entre fuentes y las mejoras tanto a nivel de consumo como de abastecimiento. Por ejemplo; en el sector transporte, las oportunidades más relevantes se vinculan con la aplicación de políticas de transporte que supongan cambios significativos en la estructura de medios utilizados en la prestación de los servicios. Un mejor ordenamiento del tránsito urbano y la concreción de campañas y medidas tendientes a promover un buen mantenimiento y uso de los vehículos puede también provocar efectos muy benéficos tanto en lo que se refiere al ahorro de energía como, especialmente, al impacto sobre la reducción de los niveles de contaminación del aire de las ciudades. En el ámbito de la generación termoeléctrica las opciones potenciales de ahorro de energía y mitigación de GEI se dan a partir de la sustitución de plantas de bajo rendimiento como las turbinas de gas que usan Diesel por plantas de ciclo combinado quemando gas natural. En este capítulo se identifican las principales barreras que la implementación de las opciones de mitigación deberá enfrentar; de solventarse estos obstáculos, las medidas propuestas para disminuir la concentración de GEI en la atmósfera, podrán pasar del estadio de potencialidad al de posibilidad y viabilidad.

2. Descripción de las barreras que limitan la concreción de las opciones de mitigación por sector Comparando el resultado del escenario energético de referencia y el de mitigación se demuestra que existen en El Salvador alternativas para lograr disminuir el nivel emisiones de GEI. Sin embargo, la concreción de las opciones de mitigación planteadas para cada sector de la economía salvadoreña enfrenta barreras y obstáculos de diversa índole que pueden impedir su puesta en práctica. Estas barreras están generalmente vinculadas al contexto socioeconómico y cultural, al marco legal existente, a la tecnología disponible a escala local o internacional, al funcionamiento de la industria energética bajo los nuevos marcos regulatorios y a las características y el comportamiento del mercado específico de la eficiencia energética. A continuación se presentan para cada sector las barreras y obstáculos que deberán solventarse para poder concretizar las opciones de mitigación de GEI propuestas. El orden de presentación de los sectores obedece al grado de participación que tienen en la proyección futura de las emisiones.

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2.1

Sector Transporte

De acuerdo con los escenarios de referencia y mitigación el mayor emisor de GEI es el sector transporte. La reducción de emisiones en este sector se basa fundamentalmente en: el mejoramiento de las condiciones de tránsito, la modernización del parque vehicular, la mejora del servicio de transporte público en reemplazo de automóviles, la introducción del tren eléctrico y la penetración de nuevas fuentes como el GLP y el GNC. Las principales barreras y obstáculos que se enfrentan en este sector para poder poner en práctica las pautas mencionadas son: deficiente planificación en los proyectos de la infraestructura vial, la carencia de mecanismos apropiados de financiamiento para el sector, los precios subsidiados de los combustibles, ausencia de políticas efectivas en el sistema de transporte colectivo, el comportamiento y patrones de consumo de los ciudadanos, la carencia de información confiable del sector y altos costos de las alternativas de mitigación.

2.1.1 Deficiente integración de los proyectos de infraestructura vial. La fluidez adecuada de la circulación vehicular tiene una incidencia directa en la emisión de GEI atribuibles al sector transporte. Con relación a la red vial construida, ya sea por nuevas construcciones o por ampliación de calles, hay que considerar que en un inicio sí puede haber un impacto en el área y el efecto es el descongestionamiento, pero a mediano plazo éstas vuelven a saturarse. De continuar con esta práctica de ampliación de la red vial en el país, cualquier intento de reducir las emisiones de GEI a partir de una mejora del parque vehicular se verá anulada por los congestionamientos generados por una inadecuada infraestructura vial. En particular para el Gran San Salvador, mientras no se construya un anillo periférico que evite que todo el parque vehicular que viene del Norte – Sur – Este - Oeste pase por el centro de la ciudad, no habrá una solución en la disminución del congestionamiento del parque vehicular y sus emisiones de GEI asociadas.

2.1.2 Inexistencia de mecanismos de financiamiento apropiados. Una de las razones aducidas por los propietarios de autobuses para la no renovación de la flota vehicular del transporte colectivo es la dificultad de acceso a créditos apropiados. Las instituciones financieras no tienen experiencia, ni personal capacitado, para afrontar la operatoria de financiamiento para este tipo de inversiones. Igual argumento expresan los propietarios de automóviles. Tal como se mencionó en el diagnóstico ambiental, el acelerado crecimiento vehicular experimentado en los últimos tres años se ha debido principalmente a la introducción de vehículos usados provenientes principalmente de Estados Unidos. Dados los precios y facilidades de pago ofrecidos por los negocios dedicados a esta actividad, sumado a la posibilidad legal para hacerlo, el desarrollo de un parque de vehículos en condiciones adecuadas que contribuyan a disminuir las emisiones de GEI se verá obstaculizada.

2.1.3 Subsidio a los combustibles. El subsidio es uno de los factores indicados con mayor frecuencia como barrera para las acciones dirigidas a mejorar la eficiencia de uso de los combustibles. El subsidio al combustible Diesel, proveniente del aumento el precio a la gasolina, se pensó como una forma de evitar la subida de precio al pasaje del transporte colectivo. En los hechos se ha transformado en una disminución en los costos de los combustibles utilizados por el transporte público que no actúa como incentivo para promover una mayor eficiencia energética. La ausencia de un adecuado control, conlleva a la situación agravante de promover actos de corrupción mediante la transferencia de combustible subsidiado a sectores o medios que no deberían recibirlo. Adicionalmente debe recordarse que los precios de los energéticos no incluyen los costos externos, principalmente los asociados al impacto ambiental que originan el abastecimiento y consumo de la energía. La no-consideración de estas externalidades negativas contribuye a la existencia de menores niveles de precios y, por tanto, conduce a desincentivar las acciones de mejora de eficiencia.

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2.1.4 Ausencia de políticas efectivas en el sistema de transporte colectivo. El sistema de transporte colectivo existente actualmente en el país, da todas las muestras de ser un sistema con reglas de juego propias y atípicas. El grado de monopolio en las concesiones para el permiso de las rutas, el grado de competencia entre los diferentes propietarios de buses, el estado deplorable de algunas unidades cuya circulación contribuyen mas a incrementar el grado de contaminación de la ciudad que a aliviar el problema del transporte, la mala educación de los conductores que ignoran las normas de conducción más elementales, etc., han convertido al transporte público de pasajeros en un mal necesario con el que tienen que lidiar diariamente todos los ciudadanos. En realidad, este hecho está vinculado a la ausencia de una adecuada regulación del sistema de transporte de pasajeros urbanos e interurbanos. En efecto, la falta de exigencias con respecto a frecuencia de servicio, antigüedad de las unidades en circulación, características técnicas de las mismas, condiciones de seguridad técnica, etc., constituye el origen del fenómeno siguiente: la existencia de un parque vehicular que ofrece un servicio público al mínimo costo para el transportista frente a un usuario que carece de alternativas competitivas. Pareciera que cualquier medida de mitigación de GEI que tenga que ver con el reordenamiento del sector transporte de pasajeros tendrá que enfrentarse con un grupo de empresarios, que a pesar de ser un grupo atomizado, tienen gran poder de influir en las políticas y orientarlas a su conveniencia para que nada cambie. Es decir se trata de una barrera relacionada con aspectos institucionales y regulatorios que se manifiesta en una mala prestación del servicio a través de un parque inadecuado.

2.1.5

Patrones de consumo de la población.

El cambio del modo de transporte privado a público, requerirá de un cambio en la actitud que los usuarios de automóvil tienen respecto al servicio de autobús. El servicio de transporte público deberá de demostrar y convencer a los usuarios que puede ofrecer la seguridad, confiabilidad y comodidad que ofrece el transporte privado junto con otras ventajas como lo son su menor costo, la reducción del estrés que produce el manejar, etc. Por otra parte, los medios de comunicación social juegan un papel fundamental en la formación de valores asociados al prestigio social de los automóviles. De hecho, esta barrera que podría vincularse en forma general con el comportamiento de los ciudadanos, está estrechamente vinculada con la anterior; la inexistencia de un transporte público que pueda ofrecer mínimas condiciones de confort y velocidad, actúa como un incentivo al incremento del parque y uso de automóviles particulares.

2.1.6 Carencia de un sistema de información confiable del sector. Uno de los problemas asociados a la falta de ordenamiento en este sector ha sido la carencia de información confiable que permita caracterizar al sector. De contarse con esta información se facilitaría la definición de las políticas del transporte vehicular y se tendría una mejor proyección del desarrollo de la red vial. La información utilizada para hacer las proyecciones, cantidad de vehículos, consumo de combustible, etc. se hace a partir de entrevistas con personas relacionadas con el sector pero no se cuenta con información oficial amplia, precisa y medianamente confiable.

2.1.7

Altos costos de las alternativas de mitigación.

La introducción de la alternativa del tren eléctrico surgió a partir del acuerdo firmado por el Estado Salvadoreño y la Alcaldía de San Salvador con la empresa canadiense Groupe Metropolitain Aménagement Et Transport (GMAT Ltée). Con esta iniciativa se da inicios a los estudios de factibilidad para mejorar el transporte público implementando el uso de trenes ligeros que crucen la capital. Como parte del acuerdo el Estado se compromete a marcar las orientaciones del proyecto y participar en las políticas.

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Por el momento las barreras que se identifican son la alta inversión necesaria para realizar el proyecto, la baja tasa de rentabilidad asociada al mismo, el largo periodo de recuperación de la inversión y la voluntad de internalización que el gobierno haga del proyecto (mecanismo de subsidio). Es decir, los sistemas de vía exclusiva (tren, subterráneo, etc.) se erigen como una excelente alternativa para reducir las emisiones y tener otros impactos benéficos a nivel local (descongestioamiento, reducción de contaminación, incremento de velocidad y confort, etc.). Sin embargo, la barrera de mercado asociada a su no-competitividad con los “sistemas tradicionales” (buses), indica que la posibilidad de su penetración debería estar asociada a un fuerte mecanismo de subsidio (mucho más alto aun que el que hoy reciben los buses a través de los precios de los combustibles). Al analizar los costos de un proyecto de mitigación tal como la opción del tren eléctrico, el enfoque que debe aplicarse en el análisis de costos, es el de “costo neto” ya que deben incluirse los costos de las externalidades. En este sentido, habrán costos positivos y costos negativos, estos últimos asociados a los impactos secundarios positivos. Con un análisis del “costo neto” la opción del tren eléctrico podría ser altamente competitiva.

2.2

Sector generación de energía eléctrica

Como se ha indicado tanto en el diagnóstico energético como en el escenario de referencia y de mitigación, la participación de la generación termoeléctrica ha ido desplazando a la generación hidroeléctrica y geotérmica. Con la reestructuración de sus industrias energéticas que ha implicado la transferencia de ciertos activos públicos del sector y de las funciones empresarias a los actores privados, al mismo tiempo que un mayor protagonismo del mercado como mecanismo coordinador, se prevé que en El Salvador la generación térmica incrementará su participación en el sector. Considerando que las emisiones de GEI atribuibles a la generación termoeléctrica siguen en magnitud a las del sector transporte conviene identificar cuales serian las barreras y obstáculos que las opciones de mitigación propuestas deberán solventar. Fundamentalmente las pautas propuestas para mitigar el resultado presentado por el escenario de referencia son: la sustitución de fuentes, la introducción de tecnologías modernas que permitan aprovechar en mayor grado la energía de los combustibles fósiles y la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas. Basados en el estudio de prefactibilidad “Gasoducto Regional México – Istmo Centroamericano” elaborado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), se ha propuesto como alternativa para reducir las emisiones de GEI, la utilización del gas natural como energético más limpio para la generación termoeléctrica. La introducción de este combustible iría acompañada con modernas tecnologías de generación como el ciclo combinado y motivaría la sustitución de fuentes en otras máquinas térmicas, tales como las turbinas de gas que usan Diesel para su funcionamiento. La inclusión como medida de mitigación de la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y aumentar la explotación geotérmica se basa en la oportunidad que tiene el país de continuar desarrollando sus recursos naturales. Se reconoce que ante la situación actual de los precios del petróleo, la explotación de estas fuentes endógenas de energía no luce muy atractiva. Las principales barreras y obstáculos que puede encontrar la implementación de estas acciones de mitigación se asocian con:

2.2.1

El nuevo marco regulatorio

La privatización del sector electricidad conlleva a una nueva racionalidad en el proceso de toma de decisión. La minimización de riesgos, la recuperación de dicha inversión al menor plazo posible y la garantía de una cierta rentabilidad mínima han sido normalmente los requisitos exigidos por la inversión privada. En el segmento de generación eléctrica, por ejemplo, esta “racionalidad”, válida y legítima desde la óptica del actor que la toma, constituye una barrera para la penetración de las fuentes renovables. En el caso de las grandes centrales hidroeléctricas y geotérmicas,

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por ejemplo, las inversiones por MW instalado son mayores, la recuperación del capital es más lenta, los riesgos naturales - adecuado régimen de lluvia -, son mayores y la tasa de rentabilidad más baja. La racionalidad asociada a la búsqueda de un beneficio adecuado y seguro para el inversionista orienta las decisiones del mercado hacia el desarrollo del parque termoeléctrico o la importación de potencia y energía. Sería necesario introducir mecanismos correctivos encaminados a incorporar en las decisiones de mercado otras racionalidades tales como la racionalidad ambiental, mediante la incorporación de las externalidades positivas y negativas en el análisis de los costos asociados a las diferentes alternativas.

2.2.2

Construcción y funcionamiento del gasoducto

Una de las conclusiones del estudio de prefactibilidad del “Gasoducto Regional México - Istmo Centroamericano” es que el proyecto con la mas alta rentabilidad sería el de llevar gas natural hacia Guatemala y El Salvador. Considerando la sustitución que se haría del Diesel y Fuel Oil en la generación termoeléctrica, se lograría una considerablemente reducción de las emisiones de GEI. Sin embargo, el desarrollo de la industria del gas natural en la región exigiría a los gobiernos seleccionar una estructura institucional adecuada que les permita abordar los problemas asociados con: la oferta monopolizada que existiría de parte de PEMEX, las modalidades de comercio e intercambio del gas natural y la carencia de recurso humano capacitado para lidiar con los aspectos técnicos, normativos y regulatorios que exige el manejo de este hidrocarburo. Es decir, el desarrollo del gasoducto y la penetración muy beneficiosa del gas natural en Centroamérica está asociada a la superación de barreras institucionales y regulatorias y a la implementación de un marco legal adecuado y un acuerdo razonable con los proveedores de combustibles y los inversores y operadores del gasoducto.

2.2.3 Inexistencia de instituciones responsables de la política energética Quizás se trate del obstáculo institucional más importante. El desarrollo de un escenario de mitigación y la implementación de acciones para hacerlo efectivo supone la “intervención” en los mecanismos del libre mercado a través del desarrollo de políticas específicas1. Dichas políticas, en lo energético por ejemplo, podrían ser: incentivos, subsidios, precios, regulación, financiamiento, normativas técnicas, emisiones permitidas, mecanismo de fijación de precios, impuestos, características del servicio, acuerdos regionales, acuerdos internacionales, promoción de opciones de uso eficiente en el consumo, condiciones para la transferencia de tecnología, importación, exportación, divulgación de información, sensibilización pública, etc. Por otra parte, la definición de una estrategia sobre este tópico y la selección del camino más adecuado implicaría el análisis de los impactos y efectos de un escenario menos emisor sobre: competitividad internacional, empleo, nivel de precios, inflación, distribución del ingreso, crecimiento económico, desarrollo regional, desarrollo integrado de un sistema de abastecimiento, deuda externa, balance comercial y de pagos, grado de dependencia energética externa, etc. Los considerandos anteriores permiten concluir que será extremadamente difícil y complejo implementar políticas de mitigación, en el sector energético, sin la existencia de una autoridad normadora especifica para el sector2. Dado que el análisis de opciones se hace desde lo energético pero involucra instituciones de otros sectores de Gobierno: Ambiente, Relaciones Exteriores, Industria, Transporte, Vivienda, etc., las opciones de mitigación asociadas con el consumo de energía debería contar con la coordinación sectorial del organismo de ese sector con la activa participación de los sectores en los cuales deben aplicarse las acciones (Transporte, Industria, etc.). Es evidente, por otra parte, que esta barrera no está asociada solamente con los aspectos ligados a la Generación de Electricidad, más bien se asocia a la totalidad de las opciones de mitigación referidas a la quema de combustibles tanto fósiles como biomásicos.

1

Políticas encaminadas a corregir las imperfecciones del mercado Es evidente, por otra parte, que esta función no puede ser cumplida por el Ente Regulador del subsector eléctrico, cuyo objetivo, en todo caso, se refiere a la aplicación de una política y una normativa ya definida pero no al desarrollo de políticas sectoriales. 2

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2.2.4

Ausencia de financiamiento

Se trata de un obstáculo relativamente generalizado en el ámbito mundial, las instituciones financieras no cuentan con líneas de créditos y muchas veces no comprenden el objetivo de inversiones destinadas a “ahorrar energía”. En general, el crédito está disponible para inversiones productivas que sean capaces de generar un flujo de fondos adicional asociado a la producción de algún bien o servicio, flujo que garantiza la devolución del crédito. El desarrollo de opciones alternativas implica costos y riesgos incrementales para los actores que toman la decisión y, difícilmente, están dispuestos a absorberlos, en consecuencia, la posibilidad de las opciones de mitigación relativas a la generación de electricidad supone la colocación de dichas opciones en igualdad de condiciones con las alternativas del escenario de referencia. Esto es posible si existiera un financiamiento ad-hoc en condiciones blandas, garantía de compra de la energía producida, etc., condiciones todas que implican costos adicionales de implementación, para los cuales debería determinarse quién los absorbe: ¿el Gobierno Nacional o los países Anexo I a través de los Mecanismos de Kioto? Dado que un proyecto de ahorro no implica un flujo adicional de ingresos sino la disminución de un flujo de egresos (o costos), no es tan notoria la capacidad de endeudamiento del proyecto y la garantía que el mismo será capaz de reintegrar los fondos percibidos. Un segundo aspecto se relaciona con los plazos y costos asociados al financiamiento. Si bien pueden encontrarse numerosas opciones de usos eficientes de energía con tasas de rentabilidad positivas, las mismas pueden ser relativamente bajas y no superar los costos “normales” de financiamiento y, además, asociadas a un largo período de maduración y recuperación de las inversiones. Estos tres aspectos: baja rentabilidad, largo periodo de maduración y larga vida útil se encuentran con frecuencia en proyectos de uso eficiente de energía. Si la institución crediticia no es capaz de ofrecer créditos en condiciones “blandas” –tasas bajas, periodos de gracia adecuados al proyecto y largo plazo de financiamiento- actúan como un freno al desarrollo de opciones de uso eficiente de energía. En estas condiciones, es la banca de desarrollo la que debería jugar un rol protagónico en el financiamiento de proyectos que la banca comercial no tiene interés de incluir en sus carteras.

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2.3

Sector Residencial.

En El Salvador, el análisis de las emisiones del Sector Residencial merecen especial atención. Tal como se indica en los respectivos escenarios, los principales energéticos para los usos calóricos del sector son la leña y el GLP. Basados en la alarmante situación de deforestación en que se encuentra el país, ambos escenarios tienen en común las premisas que se mejora la eficiencia de su uso y que el GLP irá sustituyendo a la leña; la diferencia estriba en el porcentaje de participación que irán teniendo ambas fuentes de energía. La particularidad del análisis consiste en reconocer que las emisiones de CO2 , provenientes del uso de la leña son Biogénicas, por lo tanto no deberían contabilizarse como emisiones netas3. En consecuencia, el desarrollo de actividades destinadas a disminuir el proceso de deforestación mediante la sustitución de leña por GLP implica un crecimiento de las emisiones en la actividad quema de combustible. Será producto de un análisis en los sectores no energéticos, en especial Cambio de Uso de la Tierra y Silvicultura, si el efecto neto resulta en una disminución de las emisiones totales de CO2 . Es importante enfatizar que si el consumo de la leña se pudiera llevar a la condición de sostenibilidad, introduciendo tecnologías que mejorasen la eficiencia de su uso, sería un combustible en armonía con el medio ambiente. Las principales barreras que se han identificado en este sector que frenarían la puesta en practica de las opciones de mitigación son: los bajos niveles de ingreso en la población usuaria de leña , las dificultades de acceso al financiamiento, la carencia de información y la ampliación de distribución de energía eléctrica.

2.3.1 Bajo nivel de ingresos. Son los sectores de menor nivel de ingreso los que deberían afrontar inversiones adicionales para mejorar su equipamiento y eficiencia en el consumo de energía. Aunque en muchas oportunidades sea posible demostrar que el análisis incluyendo todo el ciclo del proyecto demuestra una rentabilidad económica positiva, la incapacidad para afrontar mayores costos de inversión actúa como la barrera más importante a un mejor uso de la energía. En tal situación, el costo de las tecnologías eficientes en el uso de la energía puede estar fuera del alcance de las posibilidades económicas de las familias más pobres.

2.3.2 Dificultades de acceso al financiamiento A los aspectos ya desarrollados en el punto anterior, deben adicionarse las propias condiciones del sector residencial para quienes se pueden dar dos situaciones: a)

Estar habilitados para recibir créditos (solvencia), pero enfrentarse a condiciones de plazos, tasas y otros costos que no son adecuados para su asignación presupuestaria al ahorro de energía.

b) No poder demostrar solvencia (precariedad de empleo, bajo nivel de ingreso, etc.) y tener vedado, en consecuencia, el acceso a cualquier alternativa de financiamiento. En efecto, pese a que a la larga el seguir usando leña resulte mas caro, el desembolso inicial que necesariamente se deberá hacer, ya sea que se opte por utilizar GLP o continuar usando leña modificando la hornilla tradicional por una mejorada o adquirir una turbococina, puede estar fuera del alcance de los usuarios de bajo nivel de ingreso. Para tener acceso a esas tecnologías deberá existir fuentes de financiamiento adecuado que faciliten su adquisición. Todos los esfuerzos de promoción del uso de las tecnologías mencionadas se han encontrado con el obstáculo que dada la precariedad del trabajo o irregularidad del ingreso de los usuarios, se les ha impedido acceder a algún tipo de financiamiento por los canales formales. Esta barrera la enfrenta también la introducción de sistemas fotovoltaicos en sustitución del uso kerosene para proveer de iluminación a nivel doméstico en las zonas rurales. 3

Si deben contabilizarse en la actividad de Quema de Combustibles las emisiones de los otros gases (CO, CH4, etc.). De hecho las emisiones netas asociadas a los procesos de Deforestación (corte de leña anual por encima de la capacidad de regeneración de los bosques) deben imputarse a la actividad Cambio de Uso de la Tierra y Silvicultura, pero no a la actividad quema de combustible.

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2.3.3

Carencia de información

La falta de información adecuada sobre el uso, ventajas, rendimientos, precios y beneficios, en general, de las tecnologías más eficientes actúa como una barrera adicional que, muchas veces, tiene una importancia significativa. Gran parte de los consumidores de leña tanto en el área rural como en las urbano-marginales, tienen poco o ningún conocimiento del costo real que indirectamente tienen que pagar para continuar usando el recurso de la forma tradicional. Se deberá proveer de mejor orientación sobre estos costos y de información acerca de las alternativas energéticas así como los beneficio de las nuevas tecnologías.

2.3.4

Ampliación de la red de distribución de energía eléctrica

Considerando que ninguno de los segmentos de la cadena eléctrica es Servicio Público, y sobre todo la distribución, la sustitución de kerosene por energía eléctrica para satisfacer las necesidades de iluminación en el área rural enfrenta una seria barrera. Bajo la actual normativa, el mercado se orienta a garantizar la demanda de grandes consumidores y se desalienta la atención a usuarios menores o marginales impidiendo la penetración de la electricidad en sustitución de otras fuentes más emisoras.

2.4

Sector Industrial y Resto Sectores

Tal como se indica en el escenario de mitigación, las pautas consideradas para la reducción de emisiones en estos sectores están asociadas principalmente a la instalación de equipos más eficientes, a la sustitución de combustibles y al desarrollo de programas de eficiencia energética. Las barreras que se prevé puedan presentarse para concretizar las medidas propuestas son: el alto grado de incertidumbre del contexto socioeconómico mundial, la baja incidencia en los costos de producción, el incipiente desarrollo del mercado de capitales, la inadecuada asesoría a las gremiales empresariales, el nivel de desarrollo alcanzado por las empresas distribuidoras de energía eléctrica, las dificultades de acceso a tecnología apropiada, la incertidumbre sobre el desempeño de tecnologías energéticamente eficientes y los altos costos de inversión.

2.4.1 Alto grado de incertidumbre del contexto socioeconómico mundial. Las nuevas condiciones de funcionamiento de la economía mundial, especialmente la marcada inestabilidad registrada en los últimos años en los mercados mundiales y regionales, han dado lugar a un clima de fuerte incertidumbre que afecta el proceso de inversión. Dentro de tales condiciones, las empresas tienden a postergar todas aquellas inversiones que no sean esenciales para su supervivencia en el mercado dentro de un horizonte de corto - mediano plazo. En tal caso, salvo que se trate de actividades en las que la energía constituya una porción significativa de los costos de producción, las inversiones requeridas para mejorar la eficiencia energética no tendrán carácter prioritario.

2.4.2

Baja incidencia en los costos de producción

En muchas actividades productivas locales, la baja incidencia de los insumos energéticos en los costos de producción hacen que las inversiones vinculadas a la mejora de eficiencia energética no entren dentro de las prioridades de las empresas, a pesar de la alta rentabilidad microeconómica de tales proyectos de inversión. Este tipo de comportamiento se observa con muy alta frecuencia en el estrato de pequeñas y medianas empresas

2.4.3 Incipiente desarrollo en mercado de capitales Si bien existen medidas que tratan de crear condiciones para un mercado de capitales, dicho desarrollo es aun muy incipiente y no provee una oferta diversificada de financiamiento, especialmente de largo plazo. Este tipo de condiciones del mercado de capitales limita considerablemente el acceso al financiamiento de las inversiones y constituye una de las principales barreras para la viabilidad de mejoras en la eficiencia energética.

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2.4.4

Inadecuada asesoría a las gremiales empresariales

En las actividades productivas donde el insumo energético tiene poca significación dentro de los costos de producción y/o los actores productivos están muy atomizados, las organizaciones gremiales pueden constituirse en un canal importante para viabilizar ciertas acciones de eficiencia energética. Sin embargo, la falta de personal especializado y de promoción por parte del gobierno constituyeron también aquí una limitación importante.

2.4.5

Nivel de desarrollo alcanzado por las empresas distribuidoras de energía eléctrica.

En términos generales, las empresas distribuidoras de energéticos (especialmente electricidad) han tendido a limitar sus preocupaciones a las cuestiones ligadas con la oferta y, por tanto, no se han preocupado por desarrollar capacidad de gestión de la eficiencia energética por el lado de la demanda. Tampoco disponen de personal especializado para prestar ese tipo de servicios. Luego de las reformas, la desintegración vertical y la apertura a la competencia de una parte significativa del mercado de consumo no contribuye a modificar aquella conducta de los distribuidores.

2.4.6 Dificultades de acceso a nuevas tecnologías En términos generales, las tecnologías que permitirían aprovechar los potenciales de ahorro energético (de acuerdo con el estado del arte en ese campo) se originan en los países altamente industrializados y, por tanto, su transferencia a los países en desarrollo puede concretarse a través de licencias para la producción local y/o la importación. En muchos casos, la producción local de este tipo de equipamiento está restringida por la amplitud del mercado y por otra parte, el flujo a través de la importación está limitado por la no disponibilidad de oferta de los servicios de mantenimiento y/o reparación a nivel local. A pesar de los avances asociados con la globalización de las comunicaciones y el acceso a la información por medios electrónicos, los flujos de información correspondientes a los avances tecnológicos están aun afectados por barreras significativas, al menos para buena parte de los actores pertinentes para las decisiones de ahorro energético.

2.4.7 Incertidumbre sobre el desempeño de tecnologías energéticamente eficientes Puesto que los actores pertinentes en las decisiones de inversión en eficiencia energética están poco familiarizados con las tecnologías requeridas para llevarlas a cabo, se presenta generalmente un alto grado de incertidumbre sobre el desempeño efectivo de las mismas. Tampoco se tiene claridad sobre los costos de operación y de aquellos que suponen los servicios asociados al mantenimiento, en un contexto muy diferente al de los países donde se han desarrollado tales tecnologías. Estas incertidumbres suelen actuar negativamente sobre la concreción de las decisiones de inversión en general y por tanto, de aquellas que se relacionan con una mayor eficiencia energética.

2.4.8

Los altos costos de inversión

En términos generales, las tecnologías energéticamente eficientes suponen un alto costo de inversión, atendiendo al tipo de actor considerado (familias, empresas). Estos altos costos iniciales para la implementación de acciones de eficiencia energética constituyen por sí mismos una barrera, que se ve reforzada ante la ausencia de líneas adecuadas de financiamiento. A partir de la identificación de las principales barreras que pueden tener relevancia en el caso de El Salvador, resulta claro que el desarrollo de acciones de mitigación requiere de políticas activas que refuercen o corrijan la acción de los mecanismos de mercado.

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3.

El marco institucional para la eficiencia energética y la mitigación de GEI

Se ha destacado que una de las principales barreras al incremento de la eficiencia energética está constituida por el vacío institucional. Es por esta razón que se considera pertinente incluir algunas consideraciones específicas sobre este tema. Al examinar la experiencia internacional en la materia, se observa que aunque la mayor parte de los países cuentan con centros encargados de promover la eficiencia energética, existe una gran diversidad en lo que se refiere a la naturaleza juridico-institucional y alcance de las funciones de tales entidades. En parte, esta diversidad en el marco institucional para la promoción de la eficiencia energética se relaciona en gran medida con el alcance de los marcos legales. Las opciones van desde el diseño y la adopción de planes por parte de las empresas energéticas públicas caso brasileño 4, hasta el dictado de leyes más exhaustivas, caso japonés, francés, italiano, etc. que se aplican al conjunto de las actividades de las cadenas energéticas 5, así como al consumo final en todo el ámbito del país. La promoción de la eficiencia energética supone la existencia de un conjunto de funciones: formulación de normas regulatorias, promoción (por medio de diferentes instrumentos), coordinación de las acciones de los actores involucrados y de planes y programas e implementación de las mismas. La ejecución de las acciones específicas, tendientes al aprovechamiento de las oportunidades de eficiencia energética, puede quedar en esencia en manos de los actores más directamente vinculados (empresas energéticas, empresas de servicio energético, consumidores). Sin embargo, la formulación de normas regulatorias, complementarias al marco legal básico, así como la promoción, son funciones de carácter necesariamente público que requieren de la existencia de una entidad especializada en el seno del aparato del Estado. Puede plantearse que, por razones de flexibilidad, resulta conveniente que el marco legal fundamental contenga tan solo los principios regulatorios básicos y la especificación de los instrumentos esenciales (instituciones y recursos). Debido a la función de coordinación que dicha entidad debería tener a su cargo y atendiendo a la diversidad de reparticiones públicas implicadas en la promoción de la eficiencia energética, resulta aconsejable que, la misma sea ubicada desde el punto de vista orgánico como directamente dependiente de la Presidencia de la Nación o tenga un nivel similar al de un Ministerio. Además de coordinar sus acciones con otras esferas del gobierno nacional (Energía, Industria, Comercio, Transporte, Agricultura, Minería, Medio Ambiente, Educación, etc.) el ente responsable de promover el uso eficiente de energía debería incentivar la participación de los gobiernos locales y de los actores privados más relevantes para los objetivos planteados en el marco legal básico (Empresas del sector energético, Empresas de servicios energético, Asociaciones empresarias, Organizaciones de consumidores, Asociaciones profesionales, etc.). Esta participación puede concretarse a través de mecanismos generales (más permanentes) o por medio de programas específicos. De cualquier modo, la misma resulta esencial para generar el compromiso de la comunidad con las acciones que se pretende aplicar y para lograr la conciliación de intereses de los diferentes tipos de actores involucrados.

4

5

Los principales programas de eficiencia energética son llevados a cabo por ELETROBRAS y PETROBRAS , a través de los programas PROCEL y CONPET, respectivamente. P. Maldonado, M. Marques, “Lineamientos para una propuesta de ley de uso eficiente de energía en América Latina”, PRIEN, Universidad de Chile, 1998.

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4.

Funciones y responsabilidades de los actores involucrados

La entidad pública responsable de la promoción del uso eficiente de la energía (Secretaría, Subsecretaría o Comisión) debería asumir, como funciones principales: a)

Dictar las resoluciones tendientes a especificar las normas legales y reglamentarias de orden superior referidas a la promoción del uso racional y eficiente de la energía.

b) Promover la investigación en materia de eficiencia energética y, en particular, realizar diagnósticos dirigidos a determinar con más precisión los potenciales de ahorro de la energía. Para la realización de ese tipo de trabajos de investigación, podría convocar a Universidades Nacionales y Centros o Institutos especializados. c)

Proveer información a los actores directamente involucrados acerca de las oportunidades de ahorro energético.

d) Disponer la obligación de indicar en los equipos de utilización de la energía el grado eficiencia y, eventualmente, acordar con los fabricantes o establecer de manera normativa estándares de eficiencia mínima. e)

Diseñar programas tendientes a promover la eficiencia energética, con la participación activa de las entidades públicas y privadas más directamente involucradas en cada uno de ellos.

f)

Promover el desarrollo de las empresas de servicios eficiencia energética dentro de un enfoque de sustentabilidad.

g) Promover la creación de redes de centros a nivel local, como mecanismo de descentralización para la ejecución de programas de eficiencia energética. h) Administrar un fondo, con la participación de los principales actores públicos y privados, más directamente involucrados. i)

Realizar campañas de difusión, diseñar y promover acciones de capacitación generales (con la cooperación del Ministerio de Educación) y específicas (con el apoyo de Universidades y centros especializados, de carácter público o privado) y organizar eventos y congresos.

j)

Cooperar en las tareas de fiscalización y control con las entidades de orden público directamente bles de los ámbitos específicos: Entes Reguladores, Ministerios, Secretarias, etc.

responsa-

k) Fiscalizar el uso de los recursos de origen público dirigidos a la promoción de programas y acciones. l)

Gestionar ante bancos nacionales o ante la banca multilateral el otorgamiento de líneas de crédito promocionales para la implementación de acciones o programas de eficiencia energética.

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IX

CONSIDERACIONES FINALES

1. Introducción Los resultados de este estudio deben ser interpretados como indicativos del potencial de reducción de emisiones de GEI que se podría lograr en el país, si se aplicaran las medidas y acciones propuestas en los escenarios energéticos de referencia o de mitigación. Posteriormente, estas opciones de mitigación, deben de ser sometidas a un análisis de los costos e impactos que implicaría su implementación efectiva, como paso previo a la definición de una eventual política de mitigación del cambio climático en el país. Aun cuando estos aspectos escapan a los objetivos y alcance de este estudio, existen factores que deberían tenerse en cuenta en este proceso de decisión.

2. Definición de la política de mitigación en El Salvador La transformación reciente del sistema energético salvadoreño modifica sustancialmente el papel del Estado, restringiendo la capacidad que otrora tuvo para modificar la estructura de abastecimiento y consumo de energía en el país. El mayor papel del sector privado, junto a una regulación que intenta promover la creación de mercados energéticos competitivos, redujo sensiblemente la participación de los poderes públicos en la orientación del abastecimiento energético dejando en manos de los agentes privados las decisiones sobre la expansión de la oferta, e incluso sobre el uso de los recursos energéticos del país. Esta modificación del cuerpo legal sobre el que se basó el proceso de privatizaciones obedece, según los considerandos de la nueva ley, al reconocimiento de características oligopólicas de estos mercados. Es, precisamente, el grado de concentración que exhiben las industrias energéticas lo que potencia la existencia de conflictos entre los intereses privados y las políticas públicas, ya sean energéticas o de mitigación del cambio climático. Este es uno de los elementos centrales que deben tenerse en cuenta al analizar el diseño e implementación de las políticas, ya que de él depende tanto su viabilidad como la propia deseabilidad en función de quién será el receptor último de sus impactos Se ha identificado en los escenarios energéticos de referencia y de mitigación que el transporte y la generación termoeléctrica son las actividades con la mayor responsabilidad en las emisiones de GEI. A partir de las reformas económicas y la privatización que experimenta el sector eléctrico, el manejo de ambos sectores está exclusivamente en manos de agentes privados. Son precisamente estos agentes los que determinarán, mediante sus decisiones, la evolución de la oferta y consumo de energía en el país y, por tanto su contribución a las emisiones de GEI. La falta de interferencia estatal puede limitar la capacidad de los poderes públicos para aplicar una política de mitigación del cambio climático en estos sectores que, necesariamente, entrará en conflicto con los intereses de estos agentes privados. En este contexto y bajo las formas de organización económica vigente, la combinación de políticas de mitigación del cambio climático con la aspiración del desarrollo económico y social presenta, desde el punto de vista metodológico, cuatro tipos de dificultades bien diferenciadas: a)

Existencia de criterios de decisión conflictivos, cuya importancia relativa no es independiente del nivel de satisfacción alcanzado en cada uno de ellos.

b)

Un alto contenido de incertidumbre tanto sobre el contexto en el que se desarrolla el proceso de decisión, como sobre la propia estructura de preferencias del decisor que se ve altamente influenciada a medida que crece su conocimiento sobre sus posibilidades de influir en el comportamiento del sistema y sobre los obstáculos a los que se enfrenta.

c)

La multiplicidad de agentes económicos y sociales involucrados en la implementación de medidas de mitigación y afectados por ellas, cuya participación en el proceso de decisión no está institucionalizada.

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d)

El ámbito de toma de decisión de los actores privados, donde el contexto internacional, con más peso el regional constituyen elementos que determinan el proceso de decisión de inversión en función de contextos que exceden el marco nacional y la capacidad de los Estados para determinarlas.

En consecuencia, el reconocimiento de la existencia de otros agentes económicos y sociales apuntaría fundamentalmente a conocer el impacto de las medidas de mitigación sobre dichos agentes y, en función de su magnitud, apreciar la viabilidad de aplicar tales medidas. Dado que considerar la viabilidad supone analizar las acciones de mitigación conjuntamente con los instrumentos de implementación, los agentes que revisten mayor interés son aquellos que tienen una posición dominante respecto de la evolución del sistema y que podrían afectar la efectividad de las opciones de mitigación seleccionadas. Es probable que la implementación de estas opciones encuentre barreras de distinto tipo: falta de información, diferente perspectiva de evaluación por parte de los agentes encargados de adoptarlas, etc. En la mayoría de los casos será necesaria una intervención directa de los poderes públicos, mediante el empleo de diferentes instrumentos de política, para modificar las conductas de los agentes económicos. La existencia de instrumentos efectivos para eliminar las barreras está asociada con la viabilidad de las distintas opciones de mitigación. Desde la perspectiva de los poderes públicos interesa elegir qué promocionar y a través de qué mecanismos, a fin de alentar o cambiar las conductas habituales de los agentes económicos que deben aplicar efectivamente las opciones de mitigación.

3. El enfoque propuesto para el análisis de las políticas de mitigación. Los lineamientos metodológicos para este tipo de estudios parecieran destinados a la selección de un cierto número de proyectos con potencialidad para mitigar el cambio climático. Inclusive, la construcción de las curvas de costos incrementales se presenta, en general, como un ordenamiento natural de estas opciones en función de sus costos incrementales específicos. Este enfoque, adecuado desde la perspectiva de quien tiene que optar entre diversas tecnologías y/o prácticas de mitigación, tiene un alcance demasiado restringido para diseñar y evaluar políticas de mitigación. Desde la perspectiva de los poderes públicos interesa elegir qué promocionar y a través de qué mecanismos, a fin de alentar o cambiar las conductas habituales de los agentes económicos que deben aplicar efectivamente las opciones de mitigación. Las decisiones de estos agentes económicos están influenciadas por un conjunto de factores, entre los cuales las políticas explícitas de los poderes públicos son sólo algunos. En lo que se refiere a las tecnologías que consumen energía y las prácticas para su uso, no menos importantes que las políticas son las influencias recíprocas entre las estrategias de las empresas abastecedoras y las preferencias de sus demandantes o clientes. En el caso particular de Centro América y específicamente para El Salvador, el gas natural parece destinado a adquirir un papel cada vez más importante como fuente de energía primaria. Su disponibilidad y precio en el futuro serán determinantes en la tecnología elegida para la generación eléctrica, así como su posible uso en los sectores industrial y residencial. Este tipo de interacciones entre cadenas productivas energéticas, y entre ellas y los sectores de consumo, sólo pueden ser explicitadas a través de un enfoque sistémico. Por ello, se considera que la evaluación de las opciones de políticas de mitigación y los instrumentos para su implementación debería hacerse mediante un análisis de todo el sistema energético, a fin de contemplar las múltiples inter-relaciones entre la oferta y la demanda de las distintas formas de energía, dentro de un marco regional que condiciona el desarrollo futuro de los sistemas energéticos nacionales. Dado que la elección tecnológica de los generadores eléctricos estará, en buena parte, condicionada por la estrategia que adopten otras empresas energéticas, debería incorporarse al análisis el conjunto de industrias energéticas, abarcando todas las actividades asociadas a la producción y abastecimiento de energía en el país. Es importante insistir en que la estrategia de las empresas abastecedoras de energía, tanto en lo que se refiere a la expansión de la oferta como a la captación de mercados, condicionará también las conductas de los sectores consumidores de energía en el país, ampliando o restringiendo sus opciones. 168

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La consideración de tecnologías y prácticas de mitigación en los sectores del consumo final de energía, y en las propias industrias energéticas, en el contexto de un estudio detallado del funcionamiento del sistema energético en su conjunto. permitiría medir los impactos de los esfuerzos de mitigación realizados en esas actividades sobre el conjunto de las cadenas productivas energéticas. En lo que se refiere a los aspectos metodológicos del enfoque de los cuatro problemas planteados en la Definición de la Política de Mitigación para El Salvador, se hace referencia aquí a los mecanismos que podrían utilizarse para incorporar al análisis de las políticas de mitigación a dos de ellos; a saber, la multiplicidad de criterios de decisión y el reconocimiento de los diversos agentes económicos involucrados. La consideración de la incertidumbre en todos sus alcances requeriría una investigación metodológica profunda sobre las posibilidades que brindarían métodos basados en estructuras formales que admitan contradicciones débiles en los procesos de decisión y el proceso de “globalización” y su influencia sobre las políticas excede ampliamente el alcance de este estudio Este no es el caso de la incertidumbre sobre la magnitud que podrían alcanzar ciertos factores relevantes que escapan al control de los decisores nacionales. La técnica de Escenarios contrastados y la búsqueda de políticas robustas arroja resultados satisfactorios para el tratamiento de este tipo de problemas, que podrían catalogarse como de “falta de información precisa” sobre el futuro.

3.1 Los agentes económicos y sociales En ausencia de una intervención explícita del Estado para promover la mitigación del cambio climático, la comprensión de sus estrategias de inserción será esencial para el planteo del Escenario de Referencia. Simultáneamente, el éxito en la implementación de medidas de mitigación dependerá de la elección de instrumentos de política adecuados para promover cambios en las conductas de los agentes económicos y sociales. En este contexto, es necesario distinguir entre el potencial de mitigación de las diferentes opciones disponibles y la efectiva contribución que podrían hacer estas mismas opciones si los agentes económicos con mayor poder de decisión estuvieran en situación de oponerse a su implementación o de transferir a otros agentes sociales y económicos los eventuales perjuicios que pudieran ocasionarles tales políticas. Por supuesto, la capacidad efectiva de los agentes económicos para hacer valer su oposición y/o defender sus intereses frente a determinadas políticas públicas dependen de las relaciones de poder entre los sectores público y privado y de las características específicas de la regulación que ejerce el Estado sobre las actividades económicas dentro de su territorio. Más allá de estas relaciones de poder y de los márgenes de intervención que la regulación le otorgue a los poderes públicos para influir sobre la evolución del sistema energético, es claro que no todos los agentes económicos y sociales tienen la misma influencia sobre el desarrollo del sistema energético y, por ende, sobre la evolución futura de las emisiones de GEI. La distinción entre categorías de agentes corta transversalmente tanto al subsector de abastecimiento, como al de demanda de energía. Entre los innumerables demandantes de energía, algunos grandes consumidores industriales podrían alterar el ritmo de crecimiento de la demanda de algunas fuentes modificando su tecnología o mejorando la eficiencia energética de sus instalaciones. Análogamente, la industria automotriz y las empresas de transporte podrían alterar con sus decisiones la estructura de la demanda de transporte y, consecuentemente, el consumo de energía del sector. La gran mayoría de los consumidores, por el contrario, tienen un carácter más pasivo en su calidad de tomadores de precio en los mercados energéticos, sin que esto signifique desconocer el impacto potencial de un gran número de decisiones individuales. Una situación similar se presenta en las industrias abastecedoras de energía. Si bien la oferta de energía será la resultante de un conjunto de decisiones adoptadas por empresas diferentes, las estrategias definidas por algunas de estas empresas pueden condicionar las decisiones de las restantes, en virtud de la fuerte inter-relación existente entre las industrias energéticas. En función de estas consideraciones, los agentes económicos y sociales que intervienen en el sistema energético pueden clasificarse en las siguientes categorías:

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- los agentes públicos, cuya conducta teóricamente debe ajustarse a, y a la vez, favorecer la implementación de las políticas oficiales; - los agentes privados dominantes, caracterizados por la importancia determinante que tienen sus decisiones sobre la evolución del sistema energético; - los agentes privados cuasi-pasivos, cuya conducta se halla altamente condicionada por las decisiones de los agentes dominantes y las políticas vigentes. Tal como se aclarara anteriormente, el rol que juega esta categorización de los agentes económicos y sociales es bien diferente en cada uno de los Escenarios a analizar dentro del Estudio de Mitigación. En el Escenario de Referencia la estrategia de los agentes privados dominantes será la que defina la evolución esperada de la oferta de energía y a su vez condicione, vía disponibilidades y precios, el comportamiento de la demanda. En el Escenario de Mitigación, por el contrario, interesa analizar la reacción de estos mismos agentes a diferentes políticas e instrumentos para promover una reducción en las emisiones de GEI.

3.2 Los criterios de decisión En lo que se refiere a los criterios de decisión también existen marcadas diferencias entre ambos Escenarios. Como se ha dicho, en el Escenario de Referencia son los agentes privados dominantes los que definirán las tendencias esenciales del sistema energético salvadoreño, condicionando así el comportamiento del resto de los actores. Dado que el interés de las empresas se focaliza alrededor de su propio negocio, su óptica para analizar el desenvolvimiento del sistema es sustancialmente diferente a la de los poderes públicos, por diversificados que sean sus negocios en las cadenas productivas energéticas. Los consumidores son percibidos en términos de clientes, esto es en función de su capacidad de pago. Por tanto, los efectos sobre ciertos agentes sociales escapan al interés de las empresas a la hora de definir sus estrategias empresarias. Adicionalmente, las características oligopólicas de algunos de los mercados en los que actúan los induce a privilegiar la captación de mercados frente al beneficio económico inmediato, a la vez que su estrategia de inversiones excede los límites del país. En función de estas consideraciones, en el Escenario de Referencia, podrían estimarse directamente las estrategias de estos agentes, a la luz de las conductas exhibidas en los últimos años, sin hacer una explicitación de los criterios de decisión ni una simulación detallada del proceso de decisión en sí mismo. En contraposición con esta visión “privada”, aparece en el Escenario de Mitigación la perspectiva pública sobre la evolución deseable del consumo y abastecimiento de energía en el país, atendiendo tanto al papel que juega la energía en el desarrollo económico y social como a su impacto ambiental. Por tanto, interesa aquí profundizar la metodología con la que podrían evaluarse las políticas de mitigación desde la óptica pública para el armado del Escenario de Mitigación. Se trata, entonces, de encontrar opciones tecnológicas y/o prácticas que permitan reducir las emisiones de GEI del sistema energético a un costo razonable y con un impacto aceptable sobre el desarrollo económico y social. En primer lugar, parece importante conocer los márgenes dentro de los cuales pueden variar las emisiones de GEI. La cota superior estaría dada por la no intervención, representada por el Escenario de Referencia. La cota inferior podría obtenerse implementando las opciones de mitigación más efectivas, en términos de su aporte a la reducción de emisiones de GEI, en cada uno de los sectores analizados, recurriendo a las tecnologías que se estima estarán disponibles en los próximos 30 años. Respecto de las tecnologías, es importante tener presente que el Escenario de Referencia supone también una cierta penetración de nuevas tecnologías. En este sentido, no se trata de exagerar el contraste del contexto tecnológico entre el Escenario de Mitigación y el de Referencia sino explorar mecanismos para acelerar la innovación tecnológica que naturalmente se producirá en las próximas décadas. La apertura creciente de la economía y un ambiente cada vez más competitivo seguramente acelerarán la renovación tecnológica, al menos en la producción de bienes transables y en aquellos sectores más expuestos a la competencia. Por tanto, el Escenario Socioeconómico debe contener elementos que permitan deducir el ritmo con el cual ciertas actividades en el país se acerquen a las tecnologías dominantes a nivel internacional en los próximos años. 170

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Si bien una reducción drástica de las emisiones, como la que requeriría su minimización, podría ser irrealizable en términos de los costos que deberían afrontarse y de sus impactos sociales y macroeconómicos, parece importante conocer la máxima contribución que el país puede hacer a la mitigación del cambio climático. Esta información puede ser un elemento valioso para mantener las aspiraciones de reducir las emisiones de GEI dentro de límites razonables y acercar así la estructura de preferencias “ideal” a la “real” en la búsqueda de una solución satisfactoria para el armado del Escenario de Mitigación. Subdividiendo el rango máximo de variación de las emisiones de GEI en intervalos pueden definirse diferentes Escenarios de Mitigación, cada uno de ellos correspondientes a distinto grado de esfuerzo para contribuir a la mitigación del cambio climático. En lo que se refiere a los criterios de decisión a utilizar en el armado de cada Escenario de Mitigación, podría aceptarse el rol decisivo que juegan los costos en la adopción de opciones y/o prácticas de mitigación, constituyéndose así en un criterio importante - aunque no excluyente- para la definición de políticas de mitigación. Complementariamente, deberían definirse otros factores considerados relevantes en el proceso de decisión. Si bien la elección de estos factores depende de la percepción de los poderes públicos y sin ánimo de ser exhaustivos, pueden citarse entre ellos: a) b) c) d) e) f) g)

Los precios resultantes en los mercados energéticos. Las inversiones requeridas para la implementación de las opciones de mitigación. El flujo financiero de las inversiones energéticas. El impacto sobre la inversión interna bruta. El impacto sobre el sector externo. El impacto sobre los niveles de ocupación. El costo de la canasta energética de estratos sociales de bajos ingresos.

Para facilitar el proceso de búsqueda de las acciones de mitigación preferidas podría utilizarse algún modelo estándar de optimización. En este marco, los factores a considerar en la decisión, a los que se hizo referencia anteriormente, no serían tratados como criterios de decisión en los mismos términos que el costo total de las opciones de mitigación, ya que el proceso de optimización no sería multicriterio. Sin embargo, su contabilización, en el mismo proceso de optimización, permitiría usarlos como controles sobre la deseabilidad de las opciones seleccionadas a lo largo del proceso. Esto es particularmente aplicable a los impactos sobre los agentes cuasi-pasivos del sistema, cuya magnitud puede ser acotada en el proceso de búsqueda de una alternativa aceptable de mitigación, a modo de expresión de las preferencias del decisor. Adicionalmente, es necesario controlar el impacto que ciertas opciones de mitigación, junto con los instrumentos de política, podrían producir sobre los agentes dominantes del sistema. La magnitud de estos impactos permitiría intuir niveles de aceptación y/o resistencia de dichos agentes que, a través de la valoración subjetiva del decisor, condicionarían la viabilidad de las acciones analizadas. La posición que ocupan estos agentes privados en el sistema les podría permitir reaccionar frente a las políticas de mitigación de forma tal que los perjuicios sean íntegramente transferidos a otros agentes económicos y sociales, lo cual podría resentir la deseabilidad de tales medidas. Retomar el programa de desarrollo hidroeléctrico podría resultar una opción de mitigación interesante desde la óptica social y aún económicamente conveniente en una perspectiva de largo plazo. Dado que este no es el horizonte temporal que utilizan los agentes dominantes, modificar sus elecciones sólo será posible si se admite un fuerte encarecimiento de la electricidad para los consumidores finales o bien si se realizan importantes aportes de capital para la realización de las obras. En ambos casos los "costos de intervención" sobre el sistema recaerían directamente sobre los agente cuasi-pasivos afectando la actividad económica en el país y el nivel de vida de ciertos estratos de la población. Este ejemplo sirve también para mostrar que una acción de mitigación aparentemente del tipo win-win (conveniente tanto desde el punto de vista ambiental como económico), puede tener costos muy superiores a los estimados cuando se le incorporan los "costos de intervención" para acercar los criterios de decisión de los agentes privados dominantes a los utilizados por el sector público.

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