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 impo- nen 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 esta- ría 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 genera- dores térmicos; para el resto de años se han seguido las siguientes pautas de abastecimiento:

po lo cual hace que las necesidades de abastecimiento con otros tipos de recurso se vean retrasadas. Los incre- mentos 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 Ahua- chapán, 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.

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 in- terconectados, que se ha importado desde Guatemala hasta el año 2005 o se han exportado hacia Guatemala co- rresponden 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 re- gional 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 avan- ces tecnológicos y se varía su participación de acuerdo a lo competitivo que se vuelvan sus precios en el merca- do.

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 parti- cipación 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 participa- ción a partir del año 2005 y se incrementa un poco en el resto del período. Los recursos de plantas de emergen- cia 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 Ne- japa 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 pun- to 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 incre- menta 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 com- binado mencionado antes, sino sus incrementos progresivos bajo la forma de ciclos combinados de 150 MW pa- ra el 2015 y de 190 MW adicionales para el año 2020, para completar los 460 MW instalados al final del perío- do.

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 pa- ra 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 cen- trales que hacen uso intensivo de los derivados del petróleo a gas natural, provocando una menor cantidad de emi- siones. 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.

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

Sub-Total

772 1,077 1,217 1,727 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 cor- te. 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 recur- sos naturales, especialmente el recurso hidroeléctrico que experimenta un crecimiento al presentarse el proyecto de San Marcos Lempa con 80 MW.

Figura 3.1.1: Comportamiento de la Capacidad Instalada Escenario de Mitigación

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 (%) AÑO

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 ( % ) Años Recurso 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

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 mitiga- ción de ella para cada uno de los años de corte.

Cuadro 3.1.4.

Producción de energía por planta (GWh) Años

Recurso

1995 2005 2010 2020 Hidroeléctrica 1,463.8 1,528.4 1,868.1 1,921.4 Geotérmica 409.8 1,024.2 1,034.7 1,648.2 Vapor GN 0.0 0.0 514.5 1,198.6 Vapor FO. 275.0 314.9 0.0 0.0

Mot. Diesel FO. 205.1 1,043.7 1,063.9 724.4

Turbogas GN. 0.0 297.2 595.9 200.1

Turbogas DO. 915.1 0.0 0.0 0.0

Sub-total

3,268.8 4,857.6 6,021.4 9,091.2 Autoproducción Diesel 17.29 27.57 31.51 39.39 Ingenio azucarero 97.93 120.36 131.31 153.19 Solar fotovoltaico 0 1.75 5.54 13.13

Sub-total

115.2 149.7 168.4 205.7 Total 3,384.1 5,007.2 6,189.8 9,296.9

Fuente: Elaboración propia

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) Las diferencias en cuanto al valor pronosticado de la demanda de energía en todos los sectores, tiene un com- portamiento 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.

b) Las tasas anuales de crecimiento de la energía tienen una diferencia de 0.7 % al 2020, lo cual obedece a diferen- cia en el ritmo de penetración de los energéticos en los escenarios planteados.

c) Las reservas de potencia en la oferta oscilan entre los 101.4 a los 392.6 MW en el escenario de referencia y en- tre 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 %.

d) En el escenario de referencia se hace un mayor énfasis en la explotación del recurso térmico basados en los deri- vados 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.

e) 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.

f) Las pérdidas de potencia en transmisión y distribución se han mantenido constantes y alrededor del 5.5 % como valor promedio.

g) Para la evolución del abastecimiento en ambos escenarios se ha utilizado la producción neta; es decir, se ha res- tado el consumo propio de las Centrales eléctricas con la finalidad de contabilizar lo que realmente se ha inyec- tado en el sistema.

h) 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.

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 susti- tución 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 integra- ción eléctrica regional en Centroamérica. En el capitulo VII, se tratará este escenario para después realizar una com- paración con el presente escenario.

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.

Fuente: Elaboración propia

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 prime- ra década y su posterior sustitución con gas natural, hacen que las emisiones de dióxido de carbono exhiban un com- portamiento también creciente durante la primera década para luego disminuir durante el resto del período, a tal pun- to 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.

Figura 3.2.1. Evolución del suministro de hidrocarburos por fuentes.

Cuadro ·3.1.6.

Emisiones Totales de GEI de las centrales termoeléctricas Años

Gases de Efecto Invernadero

1995 2005 2010 2020

Unidad Dióxido de carbono (CO2)

No Biogénico 1,368.13 1,538.84 1,270.96 1,254.24 Gg

Monóxido de Carbono (CO) 1.61 4.99 5.08 4.07 Gg

Metano (CH4) 173.19 459.11 472.61 830.38 Mg

Oxido de Nitrógeno (NOX) 7.80 23.73 23.61 19.63 Gg

Fuente: Elaboración propia

In document Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador Parte 2 (página 30-35)