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Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero
en el
Sistema Energético de El Salvador
Parte 2
87Estudio 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 Energéti-
co de Referencia 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
88Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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% 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
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
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.
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. 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.
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.
89Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 1: Población [habitantes]
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 1: Población [habitantes]
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.
90Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 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 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.
91Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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
Dióxido de carbono (CO2)
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
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 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.
92Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 Subsector 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 transporte 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%
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 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
Fuente: Elaboración Propia
93Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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%
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 pa-
ra 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 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
Dióxido de carbono (CO2 )
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
Oxido de Nitrógeno (NOX ) 14.99 23.35 25.59 35.75 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 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.
94Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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
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 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.
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 [%]
95Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 [%]
Nivel 4b: (disponible) [1.0
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 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 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.
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%.
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%.
96Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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
Fuente: Elaboración Propia *TJ = 1012 J
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%.
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
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.
97Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 2020
Dióxido de carbono (CO2 )
No Biogénico 70.79 98.86 117.96 167.53 Gg
Biogénico 112.74 123.95 129.63 137.03 Gg
Monóxido de Carbono (CO) 3.72 3.99 4.1 4.14 Gg
Metano (CH4) 432.52 464.97 479.27 486.81 Mg
Oxido de Nitrógeno (NOX ) 0.105 0.11 0.12 0.12 Gg
Fuente: Elaboración Propia
98Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 consideradas para 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.
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
99Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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.
? ? 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 muestra la diferente com-
posición de la oferta de electricidad para este escenario, en los años de corte. El recurso geotér-
mico, 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 hidroe-
léctrico no experimenta crecimiento
100Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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.
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.
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 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.
101Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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
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 Central Auto Central Auto Central Auto Central Auto
Invernadero Térmica Produc. Térmica Produc. Térmica Produc. Térmica 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
1.61 0.43 5.62 0.46 6.23 0.44 6.97 0.42
(CO)
Metano (CH4) 0.17 0.36 0.43 0.47
Oxido de Nitrógeno
7.8 0.26 26.96 0.28 30.86 0.27 38.16 0.25
(NOX )
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 com-
pañía ESSO, la cual opera desde 1961.
102Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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.
103Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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.
6. La participación de la leña como recurso energético experimenta durante el período analizado una disminución
del 14.5%.
104Estudio de Opciones de Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el Sistema Energético de El Salvador
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 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 incre-
mento 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 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
Monóxido de carbono (CO) 482.73 547.17 566.00 638.47
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
Fuente: Elaboración Propia
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 1,368.13 1,957.76 2,707.05 4,279.29
Termoeléctricas
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). 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 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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