V. ESCENARIO ENERGETICO DE REFERENCIA

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V. ESCENARIO

ENERGETICO DE REFERENCIA

1. Pautas

Generales

Tal como se ha explicado en el Capítulo II concerniente a las Consideraciones Metodológicas, el Escenario Energéti-co de Referencia Energéti-consiste básicamente en estimar:

a) La evolución de la demanda energética de los sectores socioeconómicos.

b) La dinámica de cambio de la oferta energética, tanto de los derivados de petróleo como de energía eléctrica. c) Las emisiones de Gases de Efecto de Invernadero asociadas.

Este cálculo se hace presuponiendo, que la tendencia manifestada del sistema socioeconómico salvadoreño en los úl-timos 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) La penetración de nuevas fuentes energéticas, como el gas natural, la energía solar.

b) La modificación de la tendencia histórica de participación de las diferentes fuentes en los distintos usos. c) Una mejora de los consumos específicos de energía en los usos finales.

d) 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 cre-cerá, en cuanto a su capacidad de procesamiento de crudo, en un 32% entre 1995 y el 2020, pero sin grandes modifi-caciones 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 cate-goría 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: Población [habitantes]

Nivel 2: Participación urbana y rural [%] Nivel 3: Consumo específico útil en cada uso [GJ útil/habitante] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el consumo especifico útil [%]

Nivel 4b: Rendimientos promedios de las fuentes [%] La estructura de la demanda energética del Sector Residencial se muestra en la Fig. 2.1.1

2.1.1 Pautas del Sector Residencial

a) De acuerdo a los Indices Demográficos Proyectados presentados en el capítulo sobre el contexto socioeconómi-co 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 ur-bana y rural variará del 56.7% urur-bana y 43.3% rural registrada en 1995 al 82% urur-bana 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 cen-tros urbanos y la consolidación de un modelo territorial altamente concentrado demandante de servicios

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 ne-cesidades energéticas básicas.

c) En cuanto a la participación de las fuentes en los usos calóricos, se espera una disminución de fuentes tales co-mo: 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 es-cenario 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 principalmen-te a la leña, contribuirá además el mayor ingreso per cápita proyectado en el escenario socioeconómico, que es-tablece 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%, pa-ra 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.

6 R E S I D E N C I A L U R B A N O R U R A L U S O S C A L O R I C O S L E Ñ A G A S L I C U A D O K E R O S E N E C A R B O N V E G E T A L E L E C T R I C I D A D G A S N A T U R A L E N E R G I A S O L A R U S O S C A L O R I C O S E L E C T R I C I D A D E L E C T R I C I D A D E L E C T R I C I D A D E L E C T R I C I D A D K E R O S E N E E N E R G I A S O L A R L E Ñ A G A S L I C U A D 0 K E R O S E N E C A R B O N V E G E T A L

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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 partici-pación 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 es-te sector. Anes-te 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 2020

Leña 44.98 84.5% 42.91 75.7% 40.96 69.6% 33.61 53.1%

Electricidad 3.62 6.8% 5.70 10.1% 7.24 12.3% 11.63 18.4%

Gas Licuado Petróleo 3.61 6.8% 7.00 12.3% 9.54 16.2% 16.99 26.9%

Kerosene 0.65 1.2% 0.51 0.9% 0.39 0.7% 0.00 n/a

Carbón Vegetal 0.36 0.7% 0.56 1.0% 0.69 1.2% 1.01 1.6% Total 53.22 100.0% 56.68 100.0% 58.82 100.0% 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 biogéni-co 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 2020

Dióxido de carbono (CO2)

No Biogénico 297.70 523.74 692.03 1,182.77

Biogénico 7,143.97 6,836.64 6,541.83 5,414.44

Monóxido de carbono (CO) 270.71 258.23 246.49 202.29

Metano (CH4) 30.92 29.51 28.18 23.15

Oxidos de Nitrógeno (NOX) 7.67 7.31 6.98 5.73

Oxido Nitroso (N2O) 0.23 0.22 0.21 0.17

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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

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 2: Mejoras en el Rendimiento de Personas o Cargas [0 a 1]

Nivel 3: Uso específico del medio [Vehic*km/habit.] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el medio [%]

Nivel 4b: Consumo específico neto de la fuente [MJ/(Vehic*km)] Para el Transporte Ferroviario y Aéreo, la configuración del LEAP quedó del siguiente modo:

Nivel 2: Mejoras en el Rendimiento de Personas o Cargas [0 a 1] Nivel 3: Mejoras logradas por la plena ocupación [0 a 1] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el medio [%]

Nivel 4b: Consumo específico neto de la fuente [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 re-gistradas 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 Vehícu-los*kilómetro/habitante. Este índice se calcula combinando el combustible total consumido por los vehícu-los, un valor estimado del consumo específico de combustible y el número de habitantes del país. La evolu-ción de esta variable se proyectó a partir del crecimiento del PIB/hab, utilizando una elasticidad de 2.2. Di-cha 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.

7 T R A N S P O R T E P E R S O N A S A U T O S B U S E S A V I O N E S G A S O L I N A D I E S E L G A S O L I N A D I E S E L E L E C T R I C I D A D C A R G A S C A M I O N T R E N D I E S E L G A S O L I N A G L P D I E S E L J E T F U E L

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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 impor-tante 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 trans-porte vehicular en autos particulares, frente al transtrans-porte 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 pe-ríodo.

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 Me-tropolitana de San Salvador, ya que allí se pronostica que para las horas pico dentro del área Metropolita-na 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 trans-porte 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 es-peradas 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 consu-mos 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 de-manda de energía para el transporte de personas se incremente en un 215.4%.

Cuadro 2.2.1

Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Transporte de Personas en autos, buses y aviones

Combustibles 1995 2005 2010 2020

Gasolina 8.10 44.5% 11.59 42.0% 14.22 41.9% 24.19 42.1%

Jet Fuel 2.13 11.7% 2.82 10.2% 3.12 9.2% 4.76 8.3%

Diesel 7.97 43.8% 13.17 47.8% 16.62 48.9% 28.45 49.6%

TOTAL 18.20 100.0% 27.58 100.0% 33.95 100.0% 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 2020

No Biogénico 1,030.99 1,603.86 2,001.04 3,422.14 Gg

Monóxido de Carbono (CO) 74.28 105.54 128.73 216.67 Gg

Metano (CH4) 0.00 764.54 1,455.75 4,429.96 kg

Oxido de Nitrógeno (NOX) 344.03 522.17 646.76 1,145.72 Mg

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 pro-yectaron 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 inclu-sive 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 crecimien-to vegetativo de la población, dado que el consumo energético de este Subseccrecimien-tor se obtuvo proyectando el consumo por habitante. La fuente que exclusivamente utiliza este medio es el Diesel y se prevé en el Esce-nario 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 transpor-te de cargas, a saber, la sustitución del GLP por gasolina. El consumo de energía para el transportranspor-te de cargas se in-crementa, para el período mencionado, en un 145%.

Cuadro 2.2.3

Demanda de Energía Sector Transporte (PJ) Transporte de Cargas en camiones y ferrocarril

Combustibles 1995 2005 2010 2020

GLP 5.0x10-3 0.04% 0.90 4.4 1.48 6.6% 3.71 11.6%

Gasolina 4.29 31.95% 5.74 28.0 5.76 25.5% 6.57 20.6%

Diesel 8.73 67.05 13.87 67.6 15.30 67.9% 21.62 67.8%

TOTAL 13.02 100.0% 20.51 100.0% 22.54 100.0% 31.90 100.0%

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 2020

Dióxido de carbono (CO2 )

No Biogénico 785.46 1,263.78 1,402.76 2,005.84 Gg

Monóxido de carbono (CO) 93.51 127.27 128.93 150.66 Gg

Metano (CH4) 350.98 505.98 530.32 672.82 Mg

Oxido de Nitrógeno (NOX) 14.64 22.83 24.94 34.60 Gg

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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%.

Cuadro 2.2.5

Demanda Total de Energía Sector Transporte (PJ)

Combustibles 1995 2005 2010 2020 GLP 0.005 0.016% 0.90 1.9% 1.48 2.6% 3.41 3.8% Gasolina 12.390 39.7% 17.34 36.0% 19.98 35.4% 30.76 34.6% Jet Fuel 2.130 6.8% 2.82 5.9% 3.12 5.5% 4.76 5.3% Diesel 16.700 53.5% 27.04 56.2% 31.91 56.5% 50.07 56.3% TOTAL 31.225 100.0% 48.10 100.0% 56.49 100.0% 89.00 100%

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 pa-ra el año 2020 la genepa-ración 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 po-blación 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 2020

No Biogénico 1,816.45 2,867.63 3,403.80 5,427.98 Gg

Monóxido de carbono (CO) 167.79 232.80 257.66 367.33 Gg

Metano (CH4) 350.98 506.75 531.78 677.25 Mg

2.3 Sector

Industria

Considerando que no se dispone de información desagregada del consumo de energía en las industrias locales, se op-tó 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: Valor Agregado Industrial [¢’90]

Nivel 2: (No utilizado) [1.0]

Nivel 3: Consumo específico útil (intensidad energética útil) [GJ útil/¢’90] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el consumo especifico Útil [%]

Nivel 4b: Rendimientos promedios de las fuentes [%]

2.3.1 Pautas Sector Industria

a) La evolución del Valor Agregado Industrial (VAI), fue un dato aportado por el informe de Escenarios so-cioeconómicos 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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INDUSTRIA TODAS LAS RAMAS TODOS LOS USOS LEÑA ELECTRICIDAD RES. BIOMASA GAS LICUADO 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 evolu-cione 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 fa-vor del Fuel – Oil No.6 (Bunker). Esta tendencia, en cuanto a una mayor penetración del Fuel-Oil en el sec-tor, se hace por la importante oferta que efectúa la refinería de este producto, el cual muchas veces se expor-ta. Otro energético que se estima pueda tener alguna participación es el Gas Natural. Así, para 1995 la parti-cipación 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% Fuel-Oil, 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 bio-masa 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 pro-yección 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 prin-cipalmente 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.

(10)

Cuadro 2.3.1

Demanda de Energía Sector Industrial (PJ)

Combustibles 1995 2005 2010 2020 Leña 7.706 28.4% 9.387 26.5% 10.242 24.9% 11.269 20.91% Residuo Biomasa 5.210 19.2% 5.777 16.3% 6.380 15.6% 6.761 12.55% Electricidad 3.376 12.4% 4.656 13.1% 5.514 13.4% 7.587 14.08% GLP 0.217 0.8% 0.276 0.8% 0.298 0.7% 0.422 0.78% Kerosene 0.108 0.4% 0.125 0.4% 0.119 0.3% 0.126 0.23% Diesel 1.447 5.3% 1.884 5.3% 2.122 5.2% 2.112 3.92%

Fuel Oil No. 6 9.083 33.4% 13.314 37.6% 16.322 39.8% 23.242 43.13%

Coque 0.018 0.1% 0.025 0.1% 0.029 0.1% 0.021 0.04%

Gas Natural 0.000 n/a 0.000 n/a 0.000 n/a 2.348 4.36%

TOTAL 27.165 100.0% 35.444 100.0% 41.026 100.0% 53.888 100.0%

Cuadro 2.3.2

Emisiones de GEI Sector Industrial

No Biogénico 793.83 1,141.40 1,380.85 2,029.67 Gg

Biogénico 1839.55 2,175.49 2,382.36 2,591.54 Gg

Metano (CH4) 353.14 422.30 468.09 524.18 Mg

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 Construccio-nes 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 consu-mos 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 si-guiente manera:

Nivel 1: Producto Interno Bruto [¢’90]

Nivel 2: (disponible) [1.0]

Nivel 3: Consumo específico útil (intensidad energética útil) [GJ útil/¢’90] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el consumo espec. útil [%]

Nivel 4b: Rendimientos promedios de las fuentes [%]

Para el Subsector Agro, Pesca, Minería, Construcción y Otros la configuración resultante fue:

Nivel 1: Producto Interno Bruto [¢’90]

Nivel 2: (disponible) [1.0]

Nivel 3: Consumo específico neto (intensidad energética neta) [GJ útil/¢’90] Nivel 4a: Participación de las fuentes en el consumo esp. neto [%]

(11)

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 va-lor de 0.066 MJ útil/PIB, como consecuencia de una mejor utilización de la capacidad instalada del Subsec-tor, 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 participa-ción de la leña y el carbón vegetal ante la penetraparticipa-ción 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 sub-sectores 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.

Cuadro 2.4.1

Demanda de Energía Sector Resto (PJ) Subsector Comercial, Servicios y Gobierno

Fuente 1995 2005 2010 2020 Leña 0.62 11.8% 0.66 9.4% 0.68 8.3% 0.69 6.2% Electricidad 4.28 81.2% 5.83 83.2% 6.87 84.1% 9.52 85.9% GLP 0.22 4.2% 0.33 4.7% 0.41 5.0% 0.60 5.4% Carbón Vegetal 0.15 2.8% 0.19 2.7% 0.21 2.6% 0.27 2.5% TOTAL 5.27 100.0% 7.01 100.0% 8.17 100.0% 11.09 100.0%

R E S T O S E C T O R E S C O M E R C I O S E R V I C I O S G O B I E R N O A G R I C U L T U R A P E S C A M I N E R I A T O D O S L O S U S O S T O D O S L O S U S O S L E Ñ A E L E C T R I C I D A D G A S L I C U A D O C A R B O N V E G E T A L E N E R G I A S O L A R D I E S E L F U E L O I L G A S O L I N A G A S L I C U A D O

(12)

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 aumen-to 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

No Biogénico 15.62 23.05 28.23 42.13 Gg

Biogénico 112.74 123.95 129.63 137.03 Gg

Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 486.81 Mg

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 parti-cipación 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 asu-mido 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 Agricul-tura, 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.

Cuadro 2.4.3

Demanda de Energía Sector Resto (TJ*) Subsector Agricultura, Pesca y Minería

Combustibles 1995 2005 2010 2020 GLP 5.93 8.14 9.64 13.47 Gasolina 1.98 2.71 3.21 4.49 Diesel 655.73 901.07 1,066.47 1,490.41 Fuel Oil 55.30 75.99 89.94 125.70 Gas de Refinería 0.08 0.11 0.13 0.18 No Energéticos 1,256.16 1,726.14 2,042.99 2,855.11 TOTAL 1,975.17 2,714.16 3,212.38 4,489.36

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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%.

Cuadro 2.4.4

Emisiones de GEI del Sector Resto Subsector Agricultura, Pesca y Minería

No Biogénico 55.17 75.81 89.73 125.40 Gg

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 Subsecto-res 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%.

Cuadro 2.4.5

Demanda Total de Energía Sector Resto (PJ)

Fuentes 1995 2005 2010 2020 Leña 0.62 0.66 0.68 0.69 Carbón Vegetal 0.15 0.19 0.21 0.27 Electricidad 4.28 5.83 6.87 9.52 GLP 0.23 0.34 0.42 0.62 Gasolina 1.98x10-3 2.71x10-3 3.21x10-3 4.5x10-3 Diesel 0.66 0.90 1.07 1.49 Fuel Oil 0.06 0.08 0.09 0.13 Gas Refinería 8x10-5 11x10-5 13x10-5 18x10-5 No Energéticos 1.26 1.73 2.04 2.86 TOTAL 7.25 9.72 11.38 15.58

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

No Biogénico 70.79 98.86 117.96 167.53 Gg

Biogénico 112.74 123.95 129.63 137.03 Gg

Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 486.81 Mg

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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 pa-ra el escenario tendencial, a continuación se presentan las principales pautas considepa-radas papa-ra establecer el Esce-nario 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 pri-mer 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 expli-cativas 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 determi-nado 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 ENERGIA PRONOSTICADA (GWH) TASA DE

CRECIMIENTO (%)

DEMANDA PERDIDAS TOTAL

1995 3,130.0 220.0 3,350.0 2000 3,790.0 220.6 4,010.6 4.5 2005 4,490.0 261.3 4,751.3 4.3 2010 5,430.0 316.0 5,746.0 4.2 2015 6,690.0 389.4 7,079.4 4.1 2020 7,980.0 452.4 8,432.4 4.0

(15)

3.2 Descripción de la evolución del equipamiento

Para el Escenario Energético de Referencia se ha considerado, que dadas las condiciones del nuevo marco regulato-rio del sector energía eléctrica, que el abastecimiento de la energía será realizado con recurso eminentemente térmi-co, introducido en el sector por medio de la inversión extranjera. Para el año 2000, se conoce ya con certeza el abas-tecimiento (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 va-ría 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 tie-nen 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 con-cepto 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 equili-brio.

• El recurso de plantas de Vapor a Fuel Oil, no presenta alteración alguna hasta el año 2020, cuando se in-crementa la capacidad con una máquina de 90 MW. En los años de corte intermedios se mantiene su capa-cidad 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 su-periores a las unidades a Diesel y al de las centrales a vapor, y se mejora por los avances tecnológicos a me-dida 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 incremen-ten 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 ac-tualmente y principalmente para dar cobertura adecuadamente a la demanda máxima, elevándose la capa-cidad instalada de 194 MW a 224 MW al final del período.

(16)

• 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 inten-sivo de los derivados del petróleo, provocando una mayor cantidad de emisiones. Es de hacer notar que en este esce-nario, 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 2020

Hidroeléctrica 388 388 388 388

Geotérmica 50 100 120 120

Vapor Fuel Oil 60 63 63 153

Motores Diesel Fuel Oil 80 192 192 192

CC Fuel Oil 0 120 120 120 Turbogas Diesel 194 194 194 224 CC Gas Natural 0 0 0 150 Vapor Carbón 0 0 60 220 Sub – Total 772 1,057 1,137 1,567 Autoproducción Diesel 45 45 45 45 Ingenio Azucarero 44.8 55 60 70 Sub – Total 89.8 100 105 115 TOTAL 861.8 1,157 1,242 1,682

La Figura 3.2.1, muestra la diferente composición de la oferta de electricidad para este escenario, en los años de cor-te. 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.

(17)

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 azuca-reros. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1995 2005 2010 2020 MW

HIDROELECTRICA GEOTERMICA VAPOR FO MOT. DIESEL FO

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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 despa-chará energía y potencia en la simulación para los diferentes años partiendo de su máxima capacidad teórica de pro-ducción 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 produc-ción anual de electricidad por recurso. Esta informaproduc-ción 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.

12.5 17.5 22.5 27.5 32.5 37.5 42.5 47.5 52.5 57.5

VAPOR GN MOT. DIESEL TURBOGAS GN CC GN AUTOP. DIESEL Eficiencia 1995 2005 2010 2020

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Cuadro 3.3.3

Abastecimiento de energía eléctrica por tipo de recurso (GWh)

RECURSO 1995 2005 2010 2020 Hidroelectrica 1,463.8 1,528.4 1,542.0 1,562.4 Geotermica 409.8 844.7 1,018.9 1,024.2 Vapor FO 275.0 305.0 374.5 884.0 Mot. Diesel FO 205.1 1,274.0 1,366.4 1,468.9 CC FO 0.0 567.2 565.1 699.6 Turbogas DO 915.1 86.6 315.9 235.3 CC GN 0.0 0.0 0.0 799.7 Vapor carbon 0.0 0.0 399.7 1563.8 Sub-total 3,268.8 4,605.9 5,582.5 8,237.7 Autoproducción Diesel 17.3 27.6 31.5 39.4 Ingenio azucarero 97.9 120.4 131.3 153.2 Sub-total 115.2 147.9 162.8 192.6 Total 3,384.1 4,753.8 5,745.3 8,430.3

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

PRODUCCIÓN POR RECURSO ( GWh)

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1995 2005 2010 2020

HIDROELECTRICA GEOTERMICA VAPOR FO MOT. DIESEL FO

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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 ante-riormente, 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 inge-nios. 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 2020 Gases de Efecto de Invernadero Central Térmica Auto Produc. Central Térmica Auto Produc. Central Térmica Auto Produc. Central Térmica Auto Produc. Dióxido de carbono (CO2 ) No Biogénico 1,368.13 17.35 1,957.76 27.68 2707.05 31.36 4,279.29 39.54 Biogénico 319.85 340.70 327.95 309.73 Monóxido de carbono (CO) 1.61 0.43 5.62 0.46 6.23 0.44 6.97 0.42 Metano (CH4) 0.17 0.36 0.43 0.47 Oxido de Nitrógeno (NOX) 7.8 0.26 26.96 0.28 30.86 0.27 38.16 0.25

4. Subsector Refinación

Cabe destacar que en El Salvador existe una única refinería, perteneciente a la empresa RASA, filial local de la com-pañía 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 pe-sados 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 “desembo-tellamientos de bajo costo “ que consisten en identificar leves modificaciones o sustitución de componentes del pro-ceso 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 ener-géticos, 2.6% GLP y 1.7% gas de refinería.

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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 utili-zadas 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) El Salvador se encamina hacia una dependencia cada vez mayor de los combustibles fósiles. Su participa-ción aumenta del 41.5% en 1995 a un 61.2% en el 2020.

b) 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%.

c) Para el sector Residencial se estima un crecimiento en su demanda de energía del 18.8%. Este pequeño in-cremento comparado con el del sector transporte obedece a la introducción de GLP cuya eficiencia de trans-formación en energía útil es muy superior a la de la leña.

d) La participación de la leña como recurso energético experimenta durante el período analizado una disminu-ción del 14.5%.

Cuadro 5.0.1

Evolución de la Demanda Total de Energía (PJ) Escenario Energético de Referencia

Fuente 1995 2005 2010 2020 Leña 53.305 44.9% 52.957 35.3% 51.879 30.9% 45.568 20.6% Residuo Biomasa 5.210 4.4% 5.777 3.9% 6.380 3.8% 6.761 3.0% Electricidad 11.276 9.5% 16.188 10.8% 19.618 11.7% 28.732 13.0% GLP/Gas envasado 4.059 3.4% 8.520 5.7% 11.732 7.0% 21.432 9.7% Gasolina 12.383 10.4% 17.339 11.6% 19.983 11.9% 30.768 13.9% Kerosene/Jet Fuel 2.887 2.4% 3.452 2.3% 3.623 2.2% 4.883 2.2% Diesel Oil 18.806 15.8% 29.826 19.9% 35.101 20.9% 53.670 24.2% Fuel Oil 9.138 7.7% 13.390 8.9% 16.412 9.85% 23.368 10.5% Coque 0.018 0.015% 0.025 0.021% 0.029 0.024% 0.021 0.018% Carbón Vegetal 0.505 0.4% 0.743 0.5% 0.899 0.5% 1.281 0.6% Gas de refinería 79x10-6 Desp. 109x10-6 Desp. 128x10-6 Desp. 180x10-6 Desp. No Energéticos 1.256 1.1% 1.726 1.2% 2.042 1.2% 2.885 1.3%

Gas Natural 0.000 0.0% 0.000 0.0% 0.000 0.0% 2.350 1.1%

TOTAL 118.843 100.0% 149.946 100.0% 167.705 100.0% 221.690 100.0%

Cuadro 5.0.2

Demanda Anual de Energía por Sectores (PJ) Escenario Energético de Referencia

SECTORES 1995 2005 2010 2020 RESIDENCIAL 53.22 44.8% 56.68 37.8% 58.81 35.1% 63.23 28.5% TRANSPORTE 31.22 26.2% 48.10 32.1% 56.49 33.7% 88.99 40.2% INDUSTRIA 27.17 22.9% 35.45 23.6% 41.03 24.4% 53.58 24.3% RESTO SECTORES 7.25 6.1% 9.72 6.5% 11.38 6.8% 15.58 7.0% TOTAL 118.85 100.0% 149.95 100.0% 167.71 100.0% 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 ener-gético de El Salvador. El Cuadro 6.0.2 indica, para cada uno de los sectores que demandan energía y para la genera-ción térmica de electricidad la proyecgenera-ción de su contribugenera-ción a las emisiones totales de CO2.

El mayor consumo de petróleo y la disminución del consumo de leña, indicado anteriormente, se refleja en el incre-mento de la emisiones No Biogénicas y la disminución de las Biogénicas. Las primeras experimentan un increincre-mento 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 2020 Dióxido de carbono (CO2 )

No Biogénico 4,364.24 6,617.08 8,333.32 13,130.00

Biogénico 9,416.10 9,476.78 9,381.78 8,452.75

Metano (CH4) 33.20 32.67 31.79 27.72

Oxido de Nitrógeno (NOX) 37.37 66.52 73.52 91.34

Oxido Nitroso (N2O) 0.24 0.23 0.22 0.18

Cuadro 6.0.2

Evolución de las Emisiones de CO2 por Sector (Gg) Escenario Energético de Referencia

1995 2005 2010 2020 DEMANDA No Biog. Biogénic No Biog. Biogénic No Biog. Biogénic No Biog. Biogénic

Residencial 297.7 7,143.97 523.74 6,836.64 692.03 6,541.83 1,182.77 5,414.44 Transporte 1,816.45 2,867.63 3,403.80 5,427.98 Industria 793.83 1,839.55 1,141.40 2,175.49 1,380.85 2,382.36 2,029.67 2,591.54 Resto Sectores 70.79 112.74 98.86 123.95 117.96 129.63 167.53 167.53 TRNSFRMCION Centrales Termoeléctricas 1,368.13 1,957.76 2,707.05 4,279.29 Auto producción 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

6.1 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 llama-do Potencial de Calentamiento de Global (PCG). Consideranllama-do el potencial de calentamiento Global para un periollama-do 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 Trans-porte 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%.

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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 2020 Dióxido de Carbono, (CO2)

No – Biogénico 4,364.2 6,617.1 8,333.3 13,130.0

Monóxido de Carbono (CO) 3,379.1 3,830.2 3,962.0 4,469.3

Metano (CH4) 2,058.4 2,025.7 1,970.9 1,718.6

Oxidos de Nitrógeno (NOx) 5,606.0 9,977.7 11,000.0 13,700.0

Oxido Nitroso (N2O) 68.7 65.7 62.8 51.7

Total 15,476.5 22,516.4 25,329.0 33,039.6

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 2020 Residencial 5,327.9 5,322.8 5,273.4 4,944.0 Transporte 5,261.0 8,030.8 9,079.0 13,403.0 Industria 2,012.2 2,684.2 3,123.6 4,022.0 Resto de Sectores 140.4 173.5 194.8 245.3 Total Demanda 12,741.5 16,211.4 17,670.9 22,614.2 TRANSFORMACION Centrales Termoeléctricas 2,560.2 6,063.4 7,406.8 10,081.7 Auto- Producción 59.3 72.3 74.6 80.1 Refinería 1.7 2.0 2.1 2.3 Carboneras 113.8 167.3 202.5 288.5 Total Transformación 2,735.0 6,305.0 7,685.9 10,452.6 Total 15,476.5 22,516.4 25,356.8 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 in-vernadero. 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 de-ntro 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 emiso-ras netas. Por su parte la generación térmica de electricidad consumirá en el año 2020 cerca de 35 PJ de energía pro-veniente de derivados del petróleo, carbón mineral y gas natural, consumo que representará el 28% del suministro to-tal anual de estos hidrocarburos. El toto-tal 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 inves-tigado 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 incre-mentar la eficiencia energética, además la baja incidencia de los consumos de estos sectores, sobre el total del con-sumo 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 de-bería originar emisiones netas de dióxido de carbono y un incremento en el mismo en sustitución de combustibles fó-siles 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 ca-da 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. Asi-mismo 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 le-ña, el kerosene y la electricidad en los usos calóricos del sector. La penetración del GLP y el gas natural se produci-ría 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 es-tará 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 abas-tecerá 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 es-pera 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 eléctri-ca, 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 corres-pondiente 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 efi-ciencia 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 2020 Leña 44.98 84.5 % 37.94 73.2 % 33.06 64.6 % 17.78 37.0 % Electricidad 3.62 6.8 % 5.57 10.7 % 6.96 13.6 % 10.83 22.6 % Gas licuado 3.61 6.8 % 7,27 14.0 % 9.65 18.9 % 16.76 34.9 % Kerosene 0.65 1.2 % 0.50 1.0 % 0.37 0.7 % 0 0.0 % Carbón vegetal 0.36 0.7 % 0.52 1.0 % 0.62 1.2 % 0.81 1.7 % Gas natural 0.00 0.0 % 0 0.0 % 0.32 0.6 % 1.29 2.7 % Solar 0.00 0.0 % 0.06 0.1 % 0.16 0.3 % 0.53 1.1 % Total 53.22 100.0 % 51.86 100.0 % 51.15 100.0 % 47.99 100.0 %

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

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, au-mentando 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 efec-to combinado de las variaciones en las emisiones de los distinefec-tos 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) Años Gases Efecto Invernadero

1995 2005 2010 2020 Dióxido de carbono (CO2) 7,441.66 6,589.93 6,004.84 4,132.47

No Biogénico 297.70 541.54 717.55 1,240.14

Biogénico 7,143.97 6,048.39 5,287.29 2,892.33

Metano (CH4) 30.92 26.10 22.75 12.26

Oxidos de Nitrógeno (NOX) 7.67 6.47 5.64 3.03

Oxido Nitroso (N2O) 0.23 0.20 0.17 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 princi-palmente 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.