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

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INDICE

RESUMEN EJECUTIVO 1 1. Introducción.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 2. Consideraciones Metodológicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3. Diagnóstico Energético – Ambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3.1 El consumo energético nacional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 3.2 Abastecimiento energético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3.3 La política energética y el proceso de transformación del sector . . . . . . . . . . . . 5 3.4 Diagnóstico ambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 4. Contexto socioeconómico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 5. Identificación de factores y macropolíticas determinantes para los escenarios. . . . . . . 8 6. Escenario Energético de Referencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 6.1 Pautas generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 6.2 Demanda total de energía bajo el escenario energético de referencia. . . . . . . . . 9 6.3 Abastecimiento de energía eléctrica y sus emisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 6.4 Emisiones de la generación termoeléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 6.5 Subsector refinación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 6.6 Emisiones totales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 7. Escenario Energético de Mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 7.1 Pautas generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 7.2 Pautas sectoriales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 7.3 Análisis de la demanda de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 7.4 Abastecimiento energético y sus emisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 7.5 Subsector de hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 7.6 Emisiones totales en el escenario de mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 8. Análisis comparado de los escenarios energéticos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 8.1 Emisiones totales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 8.2 Evolución de los indicadores energéticos y ambientales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 9. Sensibilidad al abastecimiento eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 9.1 Análisis de sensibilidad ante la participación del sector externo. . . . . . . . . . . . . 20 9.2 Emisiones de GEI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 9.3 Análisis de sensibilidad ante la construcción de la central hidroeléctrica El

Cimarrón. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

9.4 Análisis de resultados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 10. Barreras y obstáculos para la aplicación de las opciones de mitigación. . . . . . . . 21 11. Consideraciones finales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 I INTRODUCCIÓN 23 1. Introducción a la problemática del cambio climático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 1.1 Aspectos socioeconómicos y cambio climático. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 1.2 El proceso de negociación internacional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 1.3 Una visión desde un pequeño emisor en vías de desarrollo. . . . . . . . . . . . . . . . . 30 1.3.1 El cambio climático: una preocupación planetaria. . . . . . . . . . . . . . . . . 31 II CONSIDERACIONES METODOLÓGICAS 36 1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2. La metodología general para los Estudios de Mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 3. Los instrumentos metodológicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 III DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO AMBIENTAL 40 1. Diagnóstico del Sector Energético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40


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1.1 Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2. Evolución histórica de los requerimientos de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.1 El consumo energético nacional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 2.2 Estructura sectorial del consumo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 3. Relaciones entre el sistema energético y el sistema económico nacional. . . . . . . . . . 45 4. Abastecimiento energético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 4.1 Subsector Biomasa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 4.1.1 La oferta potencial de leña. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 4.1.2 Relación oferta demanda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 4.1.3 Canales de comercialización de la leña. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 4.1.4 Residuos vegetales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 4.2 Subsector Hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 4.2.1 Evolución del suministro de petróleo y sus derivados. . . . . . . . . . . . . . 52 4.2.2 El sistema de refinación de petróleo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 4.2.3 El sistema de distribución de los derivados del petróleo. . . . . . . . . . . . 53 4.3 Subsector generación de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 4.3.1 Evolución de la generación de electricidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 4.3.2 La distribución de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 5. La política energética y el proceso de transformación del sistema. . . . . . . . . . . . . . . 56 5.1 El proceso de transformación en el sector hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 5.1.1 Aspectos institucionales y regulatorios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 5.1.2 La política de precios de los combustibles. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 5.2 El proceso de transformación del subsector eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 5.2.1 Aspectos institucionales y regulatorios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 5.2.2 Principales operadores en el mercado de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . 60 5.2.3 Funcionamiento actual del sistema eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 5.2.3.1 Generación y despacho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 5.2.3.2 Comportamiento de los volúmenes de energía en el mercado

de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.2.4 Demanda de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 5.2.4.1 Privatización de la distribución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 5.2.4.2 Comportamiento de la demanda de energía eléctrica en el

nuevo marco regulatorio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.2.5 Oferta de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 5.2.6 Aspectos regulatorios con respecto a los precios al consumidor final. . . 66 6. El proceso de la interconexión eléctrica centroamericana. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 7. Diagnóstico Ambiental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 7.1 Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 7.2 Emisiones totales de CO2 atribuibles al sector energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 7.3 Emisiones de CO2 por subsector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 7.3.1 Subsector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 7.3.2 Subsector Industria Energética. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 7.3.3 Subsector Industria de Manufactura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 7.3.4 Residencial y Comercial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 IV CONTEXTO SOCIOECONÓMICO 75 1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 2. Indicadores Demográficos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 3. Indicadores Sociales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 4. Indicadores Económicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 5. Indicadores Territoriales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 6. Identificación de factores y macropolíticas determinantes para los escenarios. . . . . . 83 6.1 El proceso de globalización y formación de bloques regionales. . . . . . . . . . . . 84 6.2 La política de El Salvador en materia comercial y de integración regional. . . . 84 6.3 La política económica sectorial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85


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6.4 La política social. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 6.5 La política territorial y ambiental. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 7.0 Confrontación sintética de escenarios tendenciales para el 2025. . . . . . . . . . . . . . . . . 86 V ESCENARIO ENERGÉTICO DE REFERENCIA 87 1. Pautas Generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 2. Análisis Sectorial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 2.1 Sector Residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 2.1.1 Pautas del Sector Residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 2.1.2 Demanda de Energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 2.1.3 Emisiones Totales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 2.2 Sector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 2.2.1 Pautas Transporte de Personas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 2.2.1.1 Demanda de Energía Transporte de Personas. . . . . . . . . . . . . . 92 2.2.1.2 Emisiones Transporte de Personas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 2.2.2 Pautas Transporte de Cargas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 2.2.2.1 Demanda de Energía Transporte de Cargas. . . . . . . . . . . . . . . . 93 2.2.2.2 Emisiones Transporte de Cargas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 2.2.3 Demanda Total de Energía Sector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 2.2.4 Emisiones Totales Sector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 2.3 Sector Industria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 2.3.1 Pautas Sector Industria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 2.3.2 Demanda de Energía del Sector Industria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 2.3.3 Emisiones del Sector Industria. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 2.4 Sector Resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.4.1 Pautas Subsectore Comercio, Servicios y Gobierno. . . . . . . . . . . . . . . . . 97 2.4.1.1 Demanda de Energía Subsector Comercio, Servicio y Gobierno 97 2.4.1.2 Emisiones Subsector Comercio, Servicios y Gobierno. . . . . . . . 98 2.4.2 Pautas Subsectores Agricultura, Pesca y Minería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 2.4.2.1 Demanda de Energía Subsectores Agricultura, Pesca y Minería 98 2.4.2.2 Emisiones Subsectores Agricultura, Pesca y Minería. . . . . . . . . 99 2.4.3 Demanda Total de Energía Sector Resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 2.4.4 Emisiones Totales Sector Resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 3. Generación de Energía Eléctrica y sus emisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 3.1 Análisis global sobre la demanda y los procesos de transformación . . . . . . . . . . 100 3.2 Descripción de la evolución del equipamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 3.3 Abastecimiento de energía eléctrica por recurso. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 3.4 Emisiones de la generación termoeléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 4. Subsector Refinación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 5. Demanda Total de Energía para el Escenario Energético de Referencia. . . . . . . . . . . . 107 6. Emisiones Totales del Escenario Energético de Referencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 6.1 Efecto del Potencial de Calentamiento Global. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 VI ESCENARIO ENERGÉTICO DE MITIGACIÓN 110 1. Pautas generales del escenario energético de mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 2. Análisis sectorial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 2.1 Sector Residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 2.1.1 Pautas para el análisis del sector residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 2.1.2 Demanda energética del sector residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 2.1.3 Emisiones totales del sector residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 2.2 Sector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 2.2.1 Pautas generales del sector transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113


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2.2.2 Pautas para el subsector transporte de personas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 2.2.2.1 Demanda energética del subsector transporte de personas. . . . . 114 2.2.2.2 Emisiones del subsector transporte de personas. . . . . . . . . . . . . 114 2.2.3 Pautas para el subsector transporte de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 2.2.3.1 Demanda energética del subsector transporte de carga. . . . . . . . 115 2.2.3.2 Emisiones del subsector transporte de carga. . . . . . . . . . . . . . . . 115 2.2.4 Resumen consolidado de la demanda energética y emisiones del sector

transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

2.3 Sector Industrial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 2.3.1 Pautas para el análisis del sector industrial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 2.3.2 Demanda energética del sector industrial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 2.3.3 Emisiones totales del sector industrial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 2.4 Sector Resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 2.4.1 Pautas para el análisis del sector resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 2.4.2 Demanda energética del sector resto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 2.4.3 Emisiones de gases de efecto invernadero del sector resto. . . . . . . . . . . . 119 2.5 Análisis de la demanda de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 2.6 Emisiones totales originadas por el consumo final de energía. . . . . . . . . . . . . . . 121 3. Abastecimiento Energético y sus emisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 3.1 Subsector Generación Eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 3.1.1 Descripción de la evolución del equipamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 3.1.2 Resultados de la producción de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 3.1.3 Abastecimiento energético del subsector energía eléctrica. . . . . . . . . . . . 129 3.1.4 Emisiones originadas por el subsector generación eléctrica. . . . . . . . . . . 129 3.2 Subsector de Hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 3.2.2 Proyección de la oferta e importación de hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . 130 3.2.3 Emisiones originadas por el subsector de hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . 131 3.3 Resultados consolidados del abastecimiento energético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 3.3.1 Evolución del suministro primario nacional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 3.3.2 Emisiones producidas por el sector de abastecimiento y transformación

de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133

4. Emisiones totales en el escenario de mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 5. Análisis comparado de los escenarios energéticos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 5.1 Demanda y abastecimiento de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 5.1.1 Demanda total de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 5.1.2 Abastecimiento de energía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 5.2 Emisiones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 5.2.1 Emisiones totales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137 5.2.2 Emisiones por sector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 5.3 Evolución de los indicadores energéticos y ambientales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 VII SENSIBILIDAD AL ABASTECIMIENTO ELÉCTRICO 142 1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 2. Participación histórica del sector externo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142 3. Las posibilidades de importación de energía y potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 4. Análisis de sensibilidad ante la participación del sector externo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 4.1 Descripción de la evolución del equipamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 4.1.1 Efectos de la capacidad instalada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144 4.2 Resultados de la producción de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 4.3 Efectos sobre la generación de fuentes sustitutas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147 4.4 Emisiones de GEI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 5. Análisis de sensibilidad ante la construcción de la central hidroeléctrica El

Cimarrón ....................................................................................................................... 148

5.1 Pautas para la descripción de la evolución del equipamiento. . . . . . . . . . . . . . . 149 5.2 Resultados de la producción de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 5.3 Emisiones de GEI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153


vi

6. Análisis de Resultados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 VIII BARRERAS Y OBSTÁCULOS PARA LA VIABILIZACIÓN DE LAS OPCIONES DE

MITIGACIÓN. 156

1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 2. Descripción de las barreras que limitan la concreción de las opciones de mitigación

por sector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

2.1 Sector Transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 2.1.1 Deficiente integración de los proyectos de infraestructura vial......... . . . 157 2.1.2 Inexistencia de mecanismos de financiamiento apropiados. . . . . . . . . . . . 157 2.1.3 Subsidio a los combustibles. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157 2.1.4 Ausencia de políticas efectivas en el sistema de transporte colectivo. . . 158 2.1.5 Patrones de consumo de la población. . . . . ............................................. 158 2.1.6 Carencia de un sistema de información confiable del sector. . . . . . . . . . . 158 2.1.7 Altos costos de las alternativas de mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 2.2 Sector generación de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 2.2.1 El nuevo marco regulatorio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..... 159 2.2.2 Construcción y funcionamiento del gasoducto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 2.2.3 Inexistencia de instituciones responsables de la política energética. . . . . 160 2.2.4 Ausencia de financiamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 2.3 Sector Residencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 2.3.1 Bajo nivel de ingresos............................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 2.3.2 Dificultades de acceso al financiamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 2.3.3 Carencia de información. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 2.3.4 Ampliación de la red de distribución de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . 163 2.4 Sectores Industrial y Resto Sectores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 2.4.1 Alto grado de incertidumbre del contexto socioeconómico mundial. . . . . 163 2.4.2 Baja incidencia en los costos de producción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 2.4.3 Incipiente desarrollo en mercado de capitales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 2.4.4 Inadecuada asesoría a las gremiales empresariales. . .............. . . . . . . . . . 164 2.4.5 Nivel de desarrollo alcanzado por las empresas distribuidoras de energía

eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164

2.4.6 Dificultades de acceso a nuevas tecnologías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 2.4.7 Incertidumbre sobre el desempeño de tecnologías energéticamente efi-

cientes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164

2.4.8 Los altos costos de inversión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 3. El marco institucional para la eficiencia energética y la mitigación de GEI. . . . . . . . 165 4. Funciones y responsabilidades de los actores involucrados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 IX CONSIDERACIONES FINALES 167 1. Introducción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 2. Definición de la política de mitigación en El Salvador. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 3. El enfoque propuesto para el análisis de las políticas de mitigación. . . . . . . . . . . . . . . 168 3.1 Los agentes económicos y sociales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 3.2 Los criterios de decisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 X BIBLIOGRAFIA 172


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RESUMEN EJECUTIVO 1. Introducción Si bien los países en vías de desarrollo (PVD) no están obligados, en lo inmediato, a asumir compromisos de reducción o limitación de las emisiones de gases con efecto invernadero (GEI) de acuerdo con los compromi-sos contenidos en la Agenda 21 y los Protocolos posteriores, el aumento de la concentración de GEI en la at-mósfera y sus potenciales consecuencias sobre el clima merecen la atención de todos los países del planeta. El hecho de que un número creciente de PVD haya firmado y ratificado la Convención marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y se hallan abocados a la realización de sus Comunicaciones Nacionales sobre el Inventario de emisiones de GEI es una prueba de la rápida toma de conciencia de estos países sobre la urgencia para enfrentar el problema.

En el caso de El Salvador, la situación socioeconómica se expresa en indicadores cuyos valores son críticos: tasas de analfabetismo que superan el 20%, 47% de la población en situación de pobreza y 18% en situación de pobreza extrema y un PIB per capita (en U$S dólares de 1990) de alrededor de U$S 1200, son un claro re-ferente que las prioridades nacionales se asientan en la necesidad de un crecimiento económico importante y equitativo para superar los niveles actuales.

El consumo de energía, en cuanto a su estructura y niveles, refleja, a su modo, la misma situación: la leña re-presenta casi el 50% del consumo total de energía, una participación de la cocción con el mismo combustible que está cercana al 60% en las áreas urbanas y supera el 85% en la áreas rurales, sumado a un proceso de de-forestación creciente, muestra la clara necesidad de abordar un inmediato proceso de sustitución de combusti-bles, fomentando la penetración de fuentes más nobles, más limpias a nivel local, de mayor calidad e, incluso, menor costo para el usuario. La consecuencia de un desarrollo en dicha dirección no puede tener otro efecto que un incremento en las emisiones tanto totales como per capita.

A efectos de colocar en su justa dimensión la situación y responsabilidad de El Salvador, resulta importante destacar algunos indicadores de otros países y su comparación relativa con los valores locales.

Cuadro 1.1 Emisiones por habitante (Ton CO2/hab)

Países 1990

EEUU 24.06

Canadá 17.44

Australia 16.91

Rusia 16.11

Alemania 12.76

Promedio Anexo I 13.34

El Salvador 0.77 (1995)

El cuadro anterior es elocuente por si mismo, las emisiones de CO2 de El Salvador (en 1995) representan al-rededor del 3.2% de las emisiones de EEUU en 1990 y un porcentaje mucho menor que las de 1995 y las ac-tuales. Resulta más que evidente que los esfuerzos que puedan desarrollarse en El Salvador y que se identifi-can a lo largo de este estudio, pueden ser de significativa importancia en el contexto local, pero su contribu-ción a la problemática global no deja de ser absolutamente marginal.


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No obstante lo cual, los recursos abocados a lograr una mejor comprensión del funcionamiento del sistema energético, desarrollar escenarios futuros que permitan inferir o medir la posible evolución futura del sistema socioeconómico y la identificación de opciones de uso racional de energía que, sin sacrificar los objetivos prioritario de crecimiento y equidad a nivel nacional, resulten de una contribución positiva a la problemática global, no dejan de ser válidos.

2. Consideraciones Metodológicas Siguiendo los lineamientos definidos por el FMAM/BM para la realización de estudios de mitigación del cambio climático se desarrolla la comparación de dos escenarios de evolución futura del sistema analizado. Uno de ellos (Escenario de Referencia) asociado con la evolución previsible, dada la dinámica actual del sis-tema y ante la falta de acciones o políticas explícitas para reducir las emisiones de gases con efecto invernade-ro (GEI) o bien para incrementar la capacidad de absorción de GEI (sumideros). El segundo escenario (Esce-nario de Mitigación), por el contrario, supone elegir un conjunto de acciones u opciones de mitigación del cambio climático, a fin de evaluar la conveniencia de promover su aplicación. El punto de partida es la elaboración de un Diagnóstico que permite tanto comprender las relaciones econo-mía-energía y energía-medio ambiente, como la dinámica propia con la cual se desenvuelven la actividad económica y el sistema energético objeto del estudio, así como también su impacto sobre la acumulación de GEI en la atmósfera. Concluida la etapa del Diagnóstico, es necesario identificar y caracterizar las opciones de mitigación disponi-bles en los sectores analizados. En rigor, el planteo del Escenario de Mitigación supone una preselección de aquellas opciones juzgadas como más interesantes para mitigar los efectos del cambio climático. La evaluación de las opciones de mitigación incluidas en el Escenario de Mitigación debe realizarse sobre la base de los costos y beneficios que presentan en relación con la situación esperada en el Escenario de Refe-rencia. El alcance establecido en los Términos de Referencia para el presente Proyecto y, consecuentemente, la escasa dotación de recursos disponibles impidieron encarar la etapa de evaluación de los mecanismos de aplicación de una política de mitigación. Bajo estas condiciones se ha preferido no calcular la curva de costos de mitigación ante la imposibilidad de incorporar los costos indirectos asociados a las opciones de mitigación. En ambos Escenarios se analizó el funcionamiento detallado del sistema energético controlando la consisten-cia de los flujos de energía, desde las reservas hasta el consumo, mediante el uso del modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockolm Environment Institute - Boston Center at the Tellus Institute. Adicionalmente, se generó una base de datos ambiental específica para el Estudio de Mitigación de El Salva-dor que es coherente con la base de coeficientes de emisión adoptados previamente en la realización del In-ventario Nacional de Gases de Efecto de Invernadero. 3. Diagnóstico energético - ambiental 3.1 El consumo energético nacional La satisfacción de los requerimientos nacionales de energía se ha basado esencialmente en derivados del pe-tróleo, energía eléctrica, residuos vegetales y la leña. Desde una óptica de energía primaria, el petróleo, la hi-droenergía, la geotermia y la biomasa constituyen las fuentes básicas del abastecimiento de El Salvador. La evolución del consumo final desde 1970 hasta 1995 muestra un período inicial de crecimiento moderado du-rante la década de los setenta seguido por una brusca contracción y estancamiento durante el período com-prendido entre 1981 y 1992, como resultado del conflicto armado. Durante los años subsiguientes a la firma de los acuerdos de paz puede apreciarse nuevamente una tendencia creciente en el consumo, a una tasa pro-medio anual del 12%, valor que es superior al experimentado durante los años setenta (4.6%).


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Desde el punto de vista de la participación de los distintos energéticos en el consumo total puede apreciarse que los más significativos en términos de la energía bruta final son la leña y los derivados del petróleo. En 1970, la leña constituyó el 69.1% del consumo energético nacional, participación que ha disminuido gradual-mente hasta un valor del 50.0% en 1995, por el contrario los productos derivados del petróleo incrementaron su participación del 22.9% al 37.7% durante el mismo período. El consumo de residuos vegetales y otros energéticos está asociado a ramas industriales específicas y ha mos-trado poca variación durante el período considerado.

Figura. 3.1: Evolución del consumo total de energía En términos de los sectores, la mayor participación ha correspondido al sector residencial y comercial. El consumo del sector residencial y comercial está constituido principalmente por leña, tomando en considera-ción solamente la energía comercial; el sector residencial y comercial tiene poca relevancia en el consumo, representando solamente el 16 % de la energía comercial consumida en 1995. En ese mismo año las participa-ciones del sector industrial y agropecuario y del sector transporte en el consumo de energía comercial fueron respectivamente de 32.3% y 42.9%. Excluyendo la leña los energéticos de mayor relevancia en el sector Resi-dencial y Comercial son actualmente la electricidad y el GLP. Los sectores industrial y agropecuario son los que utilizan una mayor diversidad de fuentes para su aprovisio-namiento, los tres energéticos más importantes para el sector son el fuel oil, la leña y los residuos vegetales. Por otra parte el consumo de residuos vegetales está constituido principalmente por el bagazo de caña el cual es utilizado por los ingenios azucareros del país. Los requerimientos energéticos del sector transporte son satisfechos exclusivamente con derivados del petró-leo. El consumo de kerosene o Jet fuel de este sector se debe exclusivamente al transporte aéreo, el cual es ca-si completamente Búnker.

El comportamiento histórico de la intensidad energética ha sido relativamente errático debido, principalmente, a la alta participación de la leña en el consumo nacional y al hecho de que una parte importante de la misma es energía “ no comercial” utilizada en el sector residencial y existen dificultades para estimar su consumo ante la inexistencia de estadísticas confiables y la incertidumbre asociada a los métodos de estimación. To-mando en cuenta solamente el consumo de energía comercial, se observa por el contrario una clara tendencia creciente durante el período considerado, la cual se acentúa durante el último quinquenio.


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Figura 3.2: Intensidad energética en El Salvador, período 1970-1995. ( en TJ/millón de colones de 1990)

En cuanto al consumo per cápita, el mismo ha aumentado en un 27% durante el período de 1970 a 1995. Entre 1990 y 1995 se observa signos de un incremento más acentuado. Si se considera la energía comercial única-mente se observa un incremento relativo aún mayor durante este mismo período.

3.2 Abastecimiento energético Para suplir la demanda de energía final que se ha descrito en los párrafos anteriores, el sistema de transforma-ción es alimentado por una mezcla diversa de energéticos primarios y secundarios. Los energéticos primarios utilizados incluyen aquellos obtenidos de los recursos naturales nacionales, principalmente leña, residuos ve-getales, energía hidráulica y energía geotérmica, y de energéticos primarios importados constituidos casi ex-clusivamente por petróleo crudo. Adicionalmente se importa como energéticos secundarios, derivados de pe-tróleo constituidos principalmente por gasolina y diesel. Durante el período considerado el abastecimiento energético nacional ha sido cubierto en más del 55% con recursos nacionales renovables, sin embargo durante el período de 1990 a 1995 se observa una disminución en la participación de las fuentes renovables y un sensible incremento en la participación del petróleo crudo y sus derivados. Sin embargo, los recursos biomásicos constituyen la principal fuente energética nacional y están constituidos por leña y residuos vegetales. La leña consumida en El Salvador proviene de los diversos tipos de vegetación existente en el país, recurso cuyo uso energético debe competir con otros usos como la producción de madera y la protección ambiental. De acuerdo a diferentes estudios e informes existe un proceso de deforestación importante. Diferentes refe-rencias permiten calcular un déficit de 1.7 millones de metros cúbicos, correspondientes a 1.3 millones de to-neladas métricas aproximadamente y serían un claro indicador de un proceso de deforestación. Los residuos vegetales más ampliamente utilizados en El Salvador son el bagazo de caña y la residuos de café (pulpa y cascarilla), estos residuos son generados como subproducto de los procesos de producción del azúcar y de beneficiado del café, y su uso esta limitado a las respectivas agroindustrias. Los requerimientos de petróleo son actualmente satisfechos por medio de la importación de crudo o de sus de-rivados, situación que difícilmente cambiará en el futuro. Durante la presente década se ha intensificado la importación directa de derivados del petróleo, particularmente de la importación de diesel el cual es consumi-do en el sector transporte y en la generación termoeléctrica.


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En El Salvador existe únicamente una refinería de petróleo en la que se han realizado modificaciones leves en el equipamiento que le han permitido optimizar el uso de los mismos de manera que la capacidad nominal actual de la misma es de aproximadamente 20,500 Bbls/día con unidades de procesamiento poco flexibles. En cuanto a la estructura de la generación de energía eléctrica, durante las dos décadas anteriores estuvo fun-damentada en la explotación de los recursos hidráulicos y geotérmicos nacionales, durante la presente década, sin embargo, la generación térmica a base de combustibles fósiles, ha incrementado considerablemente su participación, este hecho es apreciable si se considera el suministro de energía del subsector. Para el año 1996, el consumo de derivados del petróleo para la generación de energía eléctrica constituyó el 19.1% del consumo total de estos energéticos. La generación térmica pasó de representar el 4.0% de la generación bruta total en 1986 a representar 31.8% en 1996, actualmente la generación térmica representa más del 40% de la generación bruta. La distribución de la energía eléctrica es realizada actualmente por cuatro Compañías distri-buidoras privadas. 3.3 La política energética y el proceso de transformación del sector El diseño y fijación de políticas en el sector energético de El Salvador se ha caracterizado por su fraccionamiento a nivel de subsectores, sin que haya existido un concepción integrada; la política se ha reducido en la mayoría de los casos a una mera interpretación de las políticas económicas y sociales a nivel nacional aplicables al sector. El único subsector en el cual se han desarrollado políticas efectivas ha sido el de la energía eléctrica, en tanto que los subsectores de hidrocarburos y fuentes renovables de energía se han desarrollado de manera inercial, respondiendo a las necesidades coyunturales del país. Dado el cambio de gobierno experimentado en el país en 1989, ocurrió un significativo cambio en la política nacional pasándose del esquema de alta intervención estatal a un modelo privatizador y menos regulado. El nuevo modelo implicaba la no-intervención estatal en las actividades productivas, la reducción y modernización del aparato estatal, así como la liberación del mercado interno y la reducción de las barreras arancelarias. El nuevo modelo económico impulsado durante la presente década ha revertido la situación monopólica en la importación de hidrocarburos, autorizándose la importación directa de petróleo y sus derivados tanto a la refi-nadora como a las compañías distribuidoras. La promulgación de la LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD, reduce las responsabilidades de CEL en el sector energético, transformándola en un empresa dedicada exclusivamente a la generación de energía eléctri-ca, sin que se haya regulado por ley el cumplimiento de las funciones que esta cumplía como ente rector del sector. A partir de 1992, se ha iniciado un proceso gradual de liberación de los precios, liberándose totalmente los precios al consumidor de todos los derivados a excepción del diesel y el GLP, a partir de septiembre de ese año. Un elemento importante a los efectos de este estudio es el proceso de interconexión eléctrica centroamerica-no. Todos los países del área centroamericana se encaminan hacia un proceso de apertura de los mercados de energía eléctrica, aunque con diferente velocidad dada la diferente problemática existente en cada país, y de acuerdo a las leyes de electricidad vigentes. Las importaciones o exportaciones de energía eléctrica por medio de las interconexiones internacionales, que serán potenciadas con la integración de los mercados, también formarán alternativas regionales viables para la mitigación de gases en la región. Dados todos los indicios de la integración de Centroamérica por medio de los mercados de energía eléctrica, se podrían aprovechar otras iniciativas como el gasoducto, para abaratar la energía eléctrica y sustituir una al-ternativa de abastecimiento de alta emisión por otro combustible más limpio.


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3.4 Diagnóstico ambiental De acuerdo con el Inventario Nacional de Gases de Efecto de Invernadero elaborado para el año de 1994, se atribuye a las actividades asociadas con el sector energético la emisión de 4,024.53 Gg de Dióxido de Car-bono (CO2), 18.09 Gg de Metano (CH4) y 0.52 Gg de Oxido Nitroso (N2O). Esta cantidad de CO2 reportado en este estudio, se considera de la categoría No-Biogénico, es decir, Dióxido de Carbono proveniente exclusi-vamente de la quema de combustibles fósiles.

Cuadro 3.4.1 Emisión de CO2 por Subsector (Año 1994)

Subsector Gg % Transporte 1,815.56 45.11 Industria Energética 1,303.98 32.40 Industria Manufactura 656.40 16.31 Residencial y Comercial 248.59 6.18 TOTAL 4,024.53 100.00

El deficiente servicio de transporte público, el existente parque vehicular viejo y en malas condiciones de fun-cionamiento, el crecimiento del parque vehicular debido principalmente a la introducción al país de vehícu-los usados, el tamaño de la actual red vial insuficiente para manejar los actuales volúmenes de tráfico, la dis-paridad en el costo del diesel comparado con la gasolina, el notable crecimiento de los centros urbanos, la aglomeración de la población y el crecimiento de los sectores comercio y servicios coloca a este sector como el de mayor responsabilidad en las emisiones. El problema de la emisión de gases de invernadero en el sector transporte va aunado a la emisión de otros gases nocivos para la salud; a saber, Monóxido de carbono (CO), Hidrocarburos no quemados (HC), Oxidos de Nitrógeno (NOx), Ozono (O3), Acido Sulfuroso (H2SO3), Oxi-dos y Haluros de Plomo, Dioxinas y Furanos y Material Particulado Suspendido (principalmente hollín o hu-mo negro). Las emisiones de CO2 asociadas con la quema de hidrocarburos en las actividades propias de la Industria Energética se concentran en la generación termoeléctrica.

Cuadro 3.4.2 Emisiones por Categorías de Fuentes

Tipos de Combustible Emisiones CO2 (Gg) Petróleo Crudo Combustibles

Primarios Gas natural líquido Gasolina 770.65 Kerosene de Avión 0.37 Kerosene 51.29 Diesel 1,996.34 Fuel Oil residual 948.64 LPG 214.45

Líquidos Fósiles Combustibles

secundarios

Gas de Refinería 41.05 Total de Fósiles líquidos 4,022.79

Otro carbón bituminoso 0.13 Coke 1.61

Total de Fósiles Sólidos 1.74 Total 4,024.53

A pesar de contar con un adecuado potencial hidráulico y geotérmico, las condiciones hidrológicas poco favora-bles imperantes durante los años 1994 y 1995, obligaron a que el incremento en la demanda de energía eléctrica fuese satisfecho básicamente por las centrales termoeléctricas con que contaba el sistema de CEL.


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En cuanto a las emisiones del Subsector Industria de Manufactura, los derivados más utilizados son Fuel Oil y Diesel Oil. El uso de LPG y kerosene es marginal, mientras que los combustibles sólidos reportados se utili-zan principalmente en la Industria Siderúrgica. Las emisiones de CO2 del sector Residencial y Comercial se deben principalmente a la quema de Gas Licuado de Petróleo (Propano-Butano) y kerosene. Dada la creciente iniciativa de sustitución de la leña por GLP, junto con el crecimiento de la población urbana se prevé que las emisiones de CO2 generadas en este subsector va-yan en aumento. 4. Contexto socioeconómico A los efectos del estudio de mitigación solo se han considerado las proyecciones hasta el año 2025, con cortes intermedios para los años 2005, 2010 y 2020. La proyección de escenarios socioeconómicos se hace con base a la identificación y análisis de indicadores: demográficos, sociales, económicos, territoriales e instituciona-les. A los efectos del estudio energético de mitigación de gases de efecto invernadero se convino en utilizar como referencia el denominado Escenario Tendencial. Como su nombre lo indica presupone que la tendencia mani-festada en los últimos años se mantendrá o variará muy poco. El escenario se basa en la proyección de un conjunto de indicadores. Los indicadores demográficos, muestran una disminución de la tasa crecimiento de la población y la tasa global de fecundidad, la disminución del sal-do migratorio internacional, envejecimiento de la población y urbanización de la misma.

Cuadro 4.1

Indicadores demográficos proyectados Indicadores demográficos 2005 2010 2020 2025 Población Millones 6.996 7.687 8992 9.726 Tasa de crecimiento de población % anual 2.2 1.9 1.58 1.56 Porcentaje de población Urbana % PU/PT 66.8 71.9 81.3 87.2

Para la proyección de los indicadores sociales se considera: alfabetismo, escolaridad, tipo de vivienda, servi-cios de la vivienda, mortalidad infantil, grado de pobreza, entre otros. Los más importantes indican las si-guientes tendencias.

Cuadro 4.2 Indicadores sociales proyectados

Indicadores Sociales Unidad 2005 2010 2020 2025 Alfabetismo % 86.5 87.7 91.4 93.3 Escolaridad % 84.03 84.91 89.6 92.0 Mortalidad infantil <1 año ‰ 23.7 14.2 12.3 11.4 Gasto social en el PIB % 7.59 9.51 8.2 7.6 Población en Pobreza % 40.4 32.3 31.7 31.4 Población en Pobreza extrema % 15.5 12.4 12.1 12.0

Para la sección económica se identificaron once indicadores. Entre ellos el valor del PIB real, su tasa anual de crecimiento, la composición sectorial del PIB, el peso de las exportaciones y las diferentes relaciones con res-pecto a la Población Económicamente Activa. El escenario mantiene la tasa histórica promedio de 3.51% de los últimos 15 años (1984-1998), para proyectar el crecimiento desde 1999 hasta el 2025.


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Cuadro 4.3

Indicadores económicos proyectados Indicador Unid.Medida Años de Corte

2005 2010 2020 2025 PIB dólares 1990 Millones $ 9,505 11,524 16900 20,533 Tasa de crecimiento PIB % 3.9 3.9 3.9 3.9 PIB per capita Dólares 1990 1,359 1,499 1,907 2,111 PIB primario % PIB 12.0 11.1 9.5 8.7 PIB Industria % PIB 21.5 21.7 22.0 22.1 PIB servicios % PIB 66.5 67.2 68.5 69.2

Para la sección territorial se elaboraron 9 indicadores. Los cuatro primeros orientados al uso del suelo, los si-guientes cuatro a los patrones de asentamiento y distribución de la población en el territorio. El último se re-fiere a la densidad demográfica. Los datos de proyección se sintetizan en el cuadro siguiente:

Cuadro 4.4

Marco institucional y normativo Indicador Uni. Medida 2025

Cobertura de cultivos permanentes. HaAcp/HaT 7.96% Cobert. Primaria (bosq. Denso y salado) HaB/HaT 0.75% Cobertura boscosa T1+T2 (1+2) 8.71% Cobertura urbana del suelo % HaUr/HaT 4.24% Concentración en AMSS P.AMSS/PT 51.90% Densidad demográfica PT/Ext. km2 469

5. Identificación de factores y macropolíticas determinantes para los escenarios. Se pueden identificar cinco factores que determinan fundamentalmente las posibilidades de realización de un escenario en el futuro. Ellos son: 1. El proceso de globalización y formación de bloques regionales. 2. La política de El Salvador en materia comercial y de integración regional. 3. La política económica sectorial. 4. La política social. 5. La política territorial y ambiental. Estos cinco factores determinarán la posibilidad de los escenarios alternativos especialmente hacia el año de 2025. Lo que ocurra en los próximos años definirán las subsiguientes etapas, pudiendo visualizar el carácter definitorio de esta etapa más próxima. El escenario tendencial del 2025 es el que tiene mayor valor de diferenciación analítica desde la perspectiva actual. La población será de aproximadamente 10 millones de habitantes, altamente urbanizada con una eco-nomía dominada por la informalidad y terciarizada en más de sus dos terceras partes; la agricultura en aban-dono o con una participación marginal; el producto per cápita (PIB p/c) será de apenas $2,111 (precios 1990), una planta industrial dominada por la maquila y las exportaciones con uso extensivo de mano de obra de bajo nivel educativo y con poco valor agregado. La economía estará orientada y dominada por la dinámica del ex-terior, sin control de los factores internos. La ciudad capital tendrá casi 5 millones de habitantes y concentrará a más de la mitad de la población del país. El Area Metropolitana de San Salvador (AMSS) tendrá una perife-ria difusa y extendida, el sector informal inundará las principales calles de San Salvador. El modelo será alta-mente centralista y privilegia la inversión en el AMSS marginando el norte y el interior. Esto contrastará con el gran número de pueblos abandonados o fantasmas que caracterizaran al interior y principalmente al norte


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del país. En lo ambiental será muy extendida la degradación de los suelos, la extinción casi completa de los escasos bosques densos y salados, la disminución de los bosques secundarios por la urbanización y la falta de agua en los pueblos pequeños del norte por la deforestación. 6. Escenario Energético de Referencia 6.1 Pautas Generales La proyección del Escenario, se hace presuponiendo, que la tendencia manifestada del sistema socioeconómi-co salvadoreño en los últimos años se mantendrá o variará muy poco. Desde el punto de vista de la demanda energética de los sectores socioeconómicos, prevé: ?? La penetración de nuevas fuentes energéticas, como el gas natural, la energía solar. ?? La modificación de la tendencia histórica de participación de las diferentes fuentes en los distintos usos. ?? Una mejora de los consumos específicos de energía en los usos finales. ?? La continuación de la misma estructura de medios y modos de transporte. En lo que concierne al abastecimiento energético, desde el punto de vista de la refinería se estima que la misma crecerá, en cuanto a su capacidad de procesamiento de crudo, en un 32% entre 1995 y el 2020, pero sin grandes modificaciones dentro de la misma, con lo cual la estructura final de derivados continuará siendo al misma durante todo el período. En cuanto al sector eléctrico se prevé la no-inclusión de nuevas centrales hidroeléctricas, un incremento en el desarrollo geotérmico y un mayor crecimiento de las centrales que utilizan derivados de petróleo y carbón. 6.2 Demanda Total de Energía bajo el Escenario Energético de Referencia Los resultados de este escenario nos indican que: a) El Salvador se encamina hacia una dependencia cada vez mayor de los combustibles fósiles. Su partici-

pación 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

incremento comparado con el del sector transporte obedece a la introducción de GLP cuya eficiencia de transformación en energía útil es muy superior a la de la leña.

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

Cuadro 6.2.1

Demanda Anual de Energía por Sectores (PJ) 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%

6.3 Abastecimiento de Energía Eléctrica y sus Emisiones De acuerdo a las hipótesis y los resultados del escenario socioeconómico tendencial, se obtiene el siguiente pronóstico de la demanda de energía eléctrica.


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Cuadro 6.3.1

Demanda Pronosticada de Energía Eléctrica

AÑO ENERGIA PRONOSTICADA ( GWh ) CRECIMIENTO ( % )

DEMANDA PERDIDAS TOTAL 1995 3,130.0 220.0 3,350.0 2005 4,490.0 261.3 4,751.3 4.3 2010 5,430.0 316.0 5,746.0 4.2 2020 7,980.0 452.4 8,432.4 4.0

Se ha considerado, que dadas las condiciones del nuevo marco regulatorio del sector energía eléctrica, que el abastecimiento de la energía será realizado con recurso eminentemente térmico. La figura 6.3.1 muestra la diferente composición de la oferta de electricidad para este escenario. 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

Figura 6.3.1: Evolución de la capacidad instalada del parque generador Escenario de Referencia

6.4 Emisiones de la generación termoeléctrica Basados en el análisis de la demanda global y la generación eléctrica por recurso y tipo de combustible descri-to anteriormente, el Cuadro siguiente consolida la evolución de las emisiones de GEI atribuibles a la genera-ción termoeléctrica. Se estima que las emisiones de CO2 No Biogénico para el año 2020 se habrán incremen-tado aproximadamente 213%.

Cuadro 6.4.1 Emisiones de GEI Generación Termoeléctrica (Gg)

1995 2005 2010 2020 GEI S.P. A.P. S.P. A.P. S.P. A.P. S.P. A.P.

CO2 No Biogénico 1,368.1 17.4 1,957.8 27.7 2707.1 31.4 4,279.3 39.5 CO2 Biogénico 319.9 340.7 327.9 309.7 CO 1.6 0.4 5.6 0.5 6.2 0.4 7.0 0.4 CH4 0.2 0.4 0.4 0.5 NOX 7.8 0.3 27.0 0.3 30.9 0.3 38.2 0.3

6.5 Subsector Refinación Ya se hizo referencia a que la refinería existente no posee una alta complejidad, por lo tanto no presenta una alta reconversión de pesados en livianos y/o intermedios. Según informaciones proporcionadas por la empre-sa, no existen planes de expansión de la refinería que incluyan nuevos procesos y/o altas inversiones en el mediano plazo. Por lo tanto se estimó que la refinería no aumentaría substantivamente su capacidad de proce-samiento, llegando en el 2020 a tener una capacidad de 7 millones de bbl/año. 6.6 Emisiones Totales El mayor consumo de petróleo y la disminución del consumo de leña, indicado anteriormente, se refleja en el incremento de la emisiones No Biogénicas y la disminución de las Biogénicas. Las primeras experimentan un


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incremento de aproximadamente 201%, mientras que las segundas disminuyen en un 10%.

Cuadro 6.6.1 Emisiones Totales de GEI (Gg)

GEI 1995 2005 2010 2020 CO2 No Biogénico 4,364.2 6,617.1 8,333.3 13,130.0 CO2 Biogénico 9,416.1 9,476.8 9,381.8 8,452.8 CO 482.7 547.2 566.0 638.5 CH4 33.2 32.7 31.8 27.7 NOX 37.4 66.5 73.5 91.3 N2O 0.2 0.2 0.2 0.2

7. Escenario Energético de Mitigación 7.1 Pautas generales Este escenario supone sin embargo la puesta en práctica de políticas y acciones que modifiquen la actual ten-dencia 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 impulsa-dos en el futuro próximo, a fin de que las reducciones en las emisiones totales que se ha estimado sean una posibilidad realizable dentro del contexto nacional. Los resultados de la simulación del escenario de referencia señalan claramente los sectores responsables de la mayor producción de emisiones de gases de efecto invernadero tanto a nivel del consumo final como del abas-tecimiento de energía, es hacia estos sectores que habrá de orientarse la búsqueda de opciones para la mitiga-ción El escenario energético de referencia señala que los sectores Residencial y Transporte concentrarán en el 2020, aproximadamente el 70% del consumo energético nacional, es decir cerca de 152 PJ, proveniente a su vez en un 70% de fuentes emisoras netas. Por su parte la generación térmica de electricidad consumirá en el año 2020 cerca de 35 PJ de energía proveniente de derivados del petróleo, carbón mineral y gas natural, con-sumo que representará el 28% del suministro total anual de estos hidrocarburos. El total de las emisiones de dióxido de carbono no biogénico debidas a estos tres sectores constituiría en el año 2020 el 84% de las emi-siones totales de este gas. Es en estos sectores que se ha investigado en mayor detalle el efecto de medidas es-pecíficas de mitigación. 7.2 Pautas sectoriales Sector Residencial: 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 so-lar. Asimismo se esperan mejoras adicionales en los consumos específicos y en la eficiencia de uso de la energía, respecto de aquellas consideradas en el escenario de referencia. En las áreas urbanas las medidas tienden a acelerar la penetración del gas natural y del GLP como sustituto de la leña, el kerosene y la electricidad en los usos calóricos del sector. Respecto de la energía solar se estima que esta tendrá una penetración limitada en los estratos de mayores ingresos de la población urbana, espe-cialmente para el calentamiento de agua. Para los usos eléctricos se ha estimado que en todo el sector residencial se utilizará exclusivamente la energía eléctrica, en tanto que el uso actual de kerosene para iluminación se reducirá a niveles despreciables. Finalmente, en cuanto a los rendimientos de las fuentes, se ha asumido una mejora sustancial en la eficiencia correspondiente al uso de la leña, alcanzando éste un valor del 15% en el 2020; para las demás fuentes, los aumentos de los rendimientos serán relativamente bajos, pasando, en el caso del GLP, del 60% en 1995 al 65% en el 2020. La eficiencia en los usos eléctricos mejorara del actual 60% a un 68% en 2020.


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Sector Transporte: En el caso del sector transporte, el escenario de referencia, tal como lo indica la tenden-cia que siguen la industria automotriz internacional y sus filiales locales, ya suponía una mejora en los rendi-mientos energéticos de los vehículos. El presente Escenario de mitigación, no sólo supone que esa tendencia en la reducción de los consumos específicos se acentuará, con lo cual se considera la penetración de vehículos capaces de reducir los consumos de derivados de petróleo, sino que además supone un cambio importante en las políticas de transporte, afectando la participación de los modos y medios de transporte. Respecto del consumo total de energía cabe destacar la diversificación de fuentes que se espera que ocurra du-rante el período de análisis. La penetración de la energía eléctrica, el GLP y el GNC, la participación del die-sel y la gasolina, que en el año de referencia representaron el 93 % del consumo de energía final, disminuirá al 78%. El incremento en el consumo energético de este sector durante el período de análisis será de un 140% respecto del año de referencia, a una tasa promedio anual del 3.6% Sector Industrial: En el sector industrial se ha seguido las pautas generales del escenario considerando que durante el período de análisis ocurrirán procesos de renovación de equipos y se desarrollarán programas de conservación de energía que mejorarán la eficiencia en el uso de la energía. El consumo energético del sector industrial se incrementará en un 80% durante el período de análisis, a una tasa promedio anual de 2.4%, esto indica que pese a este incremento, el sector perderá relevancia en compara-ción con el sector transporte. En cuanto a la participación de las fuentes, puede observarse cambios en la es-tructura del consumo, que reflejan la penetración del gas natural cuya participación en el consumo de energía final será del 8.7 %, y el incremento en el uso de fuel oil, cuya participación alcanzará el 39 %, en tanto que las restantes fuentes disminuirán su participación. Sector Resto: Siendo este sector el de menor participación en el consumo de energía final, y el menos rele-vante en cuanto a sus emisiones, la única pauta específica considerada para este sector es la penetración de la energía solar en el subsector de comercio y servicios, pues se espera que ésta sea utilizada en estas actividades para el calentamiento de agua. La participación de la energía solar en el año 2020 se ha estimado en un 2.0% del consumo de energía útil del subsector comercio y servicios. Adicionalmente se ha incorporado mejoras en la eficiencia de uso de todas las fuentes. 7.3 Análisis de la demanda de energía. Los resultados de este escenario muestran que el consumo energético nacional crecerá a una tasa promedio anual del 1.7%, este crecimiento será más acentuado durante la primera década y se atenuará durante la última década cuando las medidas adoptadas comiencen a surtir efecto. Al considerar el comportamiento de las dis-tintas fuentes se observa un predominio creciente de los combustibles fósiles sobre las fuentes tradicionales de energía.


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Figura 7.3.1: Evolución del consumo energético nacional por fuentes, período 1995-2020. Escenario energético de mitigación.

La participación sectorial en la demanda de energía final muestra un cambio muy significativo en su estructu-ra, el consumo del sector transporte representará el 41% del consumo total, desplazando al sector residencial, que en el año de referencia era el principal consumidor de energía. Debido a los cambios observados en la participación de las diferentes fuentes se aprecia comportamientos di-ferentes para cada uno de los gases, mientras que las emisiones de dióxido de carbono no-biogénico y los óxi-dos de nitrógeno muestran un crecimiento sostenido, las emisiones de Dióxido de carbono biogénico, mo-nóxido de carbono, metano y óxido nitroso experimentan para el año 2020 una reducción en términos absolu-tos respecto del año de referencia. La contribución de cada uno de los sectores a las emisiones totales se ilustra en el cuadro siguiente, puede apreciarse que el único sector cuyas emisiones disminuyen en términos absolutos, es el sector residencial. el sector transporte muestra el mayor crecimiento en el volumen de sus emisiones y sería en el año 2020 el sec-tor responsable del 60´% de las emisiones debidas al consumo final de energía. La participación del sector in-dustrial superaría a la del sector residencial, desplazando a este último como segundo sector en importancia, desde el punto de vista de las emisiones de GEI. Las emisiones del resto de sectores, aunque crecientes, conti-nuarán teniendo una importancia marginal.

Cuadro 7.3.1 Emisiones totales de GEI. Demanda total de energía final. (Gg)

GEI Años 1995 2005 2010 2020 CO2 No Biogénico 2,978.8 4,508.5 5,324.9 7,401.6

CO2 Biogénico 9,096.3 8,262.9 7,609.1 5,361.8

CO 477.5 497.2 483.8 418.2 CH4 32.1 27.5 24.3 14.1 NOX 29.1 37.8 39.8 44.5 N2O 0.2 0.2 0.2 0.1

7.4 Abastecimiento Energético y sus Emisiones En lo que se refiere a las actividades vinculadas con el abastecimiento, se prestó especial atención a la genera-ción de electricidad por ser la que concentra los mayores consumos de combustible dentro del propio sector energético, con el 87.7%. Para el escenario de mitigación se ha considerado, que dadas las condiciones del nuevo marco regulatorio, se imponen algunas medidas tendientes a frenar el abastecimiento con recurso eminentemente térmico, y a intro-ducir algunos incentivos que hagan que otros recursos puedan encontrar apertura y se tornen atractivos para el sector privado en cuanto a las carteras para inversión extranjera. Se ha considerado que para el año 2005, se ha tenido una penetración importante del Gas Natural, ya que la construcción del gasoducto que pasaría por


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Guatemala y El Salvador, ya estaría en operación comercial. Para el resto de años se han seguido las siguien-tes pautas de abastecimiento: a) El recurso hidroeléctrico se incrementa con la capacidad instalada en San Marcos Lempa en 80 MW para

el año 2010. b) El recurso geotérmico se incrementa de acuerdo a los planes de estabilización de los campos geotérmicos

de Ahuachapán y Berlín y el desarrollo del plan geotérmico en San Vicente. c) Al igual que en el escenario de referencia, el sector externo se ha mantenido en equilibrio; es decir, el ba-

lance de exportaciones - importaciones se mantiene equilibrado. d) El recurso de plantas de Vapor a Fuel Oil, no presenta alteración alguna hasta el año 2005, a partir del

2010 se reconvierte la planta a Gas natural y se incrementa la capacidad con una máquina de 100 MW, con la misma tecnología en el año 2020.

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

f) Para los autoproductores, en este escenario se considera que la alternativa fotovoltaica empieza a tener participación a partir del año 2005 y se incrementa un poco en el resto del período.

g) Con respecto al recurso de generación impulsados por motores de combustión interna que utilizan Fuel Oil, el desarrollo del recurso hace que se utilicen la capacidad plena de los existentes actualmente en la Central de Nejapa y se incrementen 112 MW para el año 2000, de aquí en adelante no se tienen mayores expansiones en este recurso.

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

i) El recurso del gas natural se desarrolla ampliamente en este escenario, no sólo en la reconversión del ci-clo combinado mencionado antes, sino sus incrementos progresivos bajo la forma de ciclos combinados.

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

Cuadro 7.4.1 Evolución del parque generador; capacidad instalada por recurso ( MW)

Recurso 1995 2005 2010 2020 Hidroeléctrica 388 388 468 468 Geotérmica 50 120 120 190 Vapor GN. 0 0 63 163 Vapor FO. 60 63 0 0 Motores Diesel FO 80 192 192 192 Turbogas GN. 0 194 254 254 Turbogas DO. 194 0 0 0 CC. GN. 0 120 120 460

Sub-Total 772 1077 1217 1727 Autoproducción Diesel 45 45 45 45 Ingenio azucarero 44.8 55 60 70 Solar fotovoltaico 0 0.2 0.63 1.5

Sub-Total 89.8 100.2 105.63 116.5 Total 861.8 1177.2 1322.63 1843.5

Como puede apreciarse el abastecimiento del parque de generación dependerá mayoritariamente de los com-bustibles fósiles durante todo el período, en el año 2020 se espera que estos suministren el 80% del abasteci-miento total, sin embargo el 63.7% del abastecimiento sería realizado con gas natural en ese año. Pese a la in-


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tensificación de su expansión los recursos nacionales de energía hidráulica y geotermia proveerían únicamen-te 20% del abastecimiento total.

Figura 7.4.1: Evolución del abastecimiento energético por recurso.

La evolución del abastecimiento energético del sector, con un incremento en el consumo de fuel oil durante la primera década y su posterior sustitución con gas natural, hacen que las emisiones de dióxido de carbono ex-hiban un comportamiento también creciente durante la primera década para luego disminuir durante el resto del período, a tal punto que en este caso se aprecia una disminución de las emisiones en términos absolutos.

Cuadro 7.4.2 Emisiones Totales de GEI de las centrales termoeléctricas

Años GEI 1995 2005 2010 2020

Unidad

CO2 No Biogénico 1,368.1 1,538.8 1,271.0 1,254.2 Gg CO 1.6 5.0 5.1 4.1 Gg CH4 173.2 459.1 472.6 830.4 Mg NOX 7.8 23.7 23.6 19.6 Gg

7.5 Subsector de Hidrocarburos.

Respecto de la refinación de petróleo se ha mantenido los mismos supuestos que en el caso de referencia de-bido a que tanto su participación en el consumo como las emisiones provenientes del mismo son de escasa re-levancia en el sector de abastecimiento energético. En cuanto a la importación de gas natural se ha asumido que el gasoducto proveniente de México, iniciará operaciones a partir del año 2005.

Como resultado de la transformación del suministro primario de hidrocarburos en energéticos secundarios se producen escasas emisiones, debido al reducido consumo propio de fuentes emisoras en este sector.

Cuadro 7.5.1 Emisiones Totales de GEI debidas a la refinación de petróleo

1995 2005 2010 2020 Metano (CH4) 27.70 39.32 41.41 45.08 Mg

7.6 Emisiones totales en el escenario de mitigación.

Los resultados muestran aún una tendencia creciente en las emisiones totales de GEI, sin embargo la tasa promedio anual de crecimiento de las mismas es de 1.4%, resultando inferior a la tasa de crecimiento de la demanda de energía final (1.7%) y a la del suministro primario (2%) esto es indicativo de una mejora sustan-cial en las emisiones de GEI por cada unidad de energía consumida en El salvador.

Cuadro 7.6.1 Emisiones Totales de GEI (Gg)

Años GEI 1995 2005 2010 2020

CO2 No Biogénico 4,364.2 6,075.0 6,627.5 8,695.4 CO2 Biogénico 9,416.1 8,603.7 7,937.0 5,671.5 CO 482.7 507.0 494.5 429.4 CH4 33.2 29.4 26.4 17.0 NOX 37.4 62.1 64.1 64.8


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N2O 0.2 0.2 0.2 0.1

8. Análisis comparado de los escenarios energéticos

Comparando la estructura por fuentes de ambos escenarios, Fig. 8.1 pueden apreciarse las siguientes diferen-cias entre ambos escenarios: a) El escenario de mitigación muestra una mayor participación de la energía eléctrica asociada con una de-

manda ligeramente mayor de la misma. b) El GLP muestra igualmente un incremento tanto en términos absolutos como en su participación en la

demanda respecto del escenario de referencia. c) La demanda de leña en el escenario de mitigación es considerablemente menor que en el escenario de re-

ferencia; para el año 2020 ésta sería inferior en un 37% a la estimada para el escenario de referencia. d) En menor grado que la leña, la gasolina, el diesel y el fuel oil muestran en el escenario de mitigación una

menor participación en la demanda y una disminución en términos absolutos, respecto de las cantidades observadas para el escenario de referencia.

e) La penetración del gas natural y de la energía solar, aunque suponen una diversificación de las fuentes utilizadas, no representan un diferencia significativa respeto del escenario de referencia.

Fig 8.1 Comparación de la demanda de energía para los escenarios de Referencia y Mitigación En cuanto al consumo de los sectores, se destacan los siguientes aspectos: ? ? En el escenario de mitigación, los consumos de los sectores residencial, transporte e industria muestran

una considerable reducción respecto de los valores esperados según el escenario de referencia. En parti-cular es apreciable la variación en el consumo del sector residencial el cual es incluso inferior al del año de referencia.

? ? En ambos escenarios, aunque más marcadamente en el escenario de mitigación, puede observarse como el sector residencial deja de ser el sector dominante en el consumo, cediendo esta posición al sector transporte. Este efecto es explicable por la sustitución de la leña por energéticos cuyo uso se realiza con mayor eficiencia.

El suministro primario de energía muestra en ambos escenarios una tendencia creciente, sin embargo la tasa promedio anual de crecimiento es menor para el escenario de mitigación(2.0%) que para el de referencia (2.6%) debido al efecto de las medidas propuestas. Lo anterior se traduce para el año 2020 en un ahorro de 38 PJ. De manera semejante las importaciones de recursos energéticos son menores en el escenario de mitiga-ción, pese a lo cual su participación en el suministro se incrementa indicando una mayor sustitución de las fuentes nacionales, principalmente de la leña.


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8.1 Emisiones totales. Como puede apreciarse en la Fig. 8.1.1 la disminución en las emisiones totales resultante de las medidas de mitigación es poco significativa durante la primera década volviéndose mayor a medida que penetran las nue-vas fuentes energéticas y las medidas de mitigación se van profundizando, en suma se obtiene para el año horizonte una disminución del 32 % respecto de las emisiones esperadas de acuerdo con el escenario de referencia.

Cuadro 8.1.1 Comparación de emisiones para los distintos Escenarios

GEI Referencia Mitigación Diferencia Porcentaje CO2 No biogénico 13,126.8 8,695.4 -4431.4 -33.8% CO2 Biogénico 8,452.8 5,671.5 -2781.3 -32.9% CO 638.5 429.4 -209.0 -32.7% CH4 27.7 17.0 -10.7 -38.6% NOx 91.3 64.8 -26.5 -29.0% N2O 1.8x10-1 9.6x10-2 -8.2x10-2 -46.2%

Figura 8.1.1: Comparación de la evolución de las emisiones totales en

los escenarios de referencia y mitigación.

8.2 Evolución de los indicadores energéticos y ambientales. Como puede apreciarse en el cuadro 8.2.1 las medidas de mitigación tienen un efecto positivo, logrando que el consumo energético y las emisiones totales crezcan a tasas anuales inferiores a las del PIB y de la pobla-ción. La intensidad energética y el consumo per cápita de energía, disminuyen tanto respecto de los valores correspondientes al escenario de referencia como de los correspondientes al año de referencia, esto es reflejo de la mayor eficiencia general en el uso de la energía.


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Cuadro 8.2.1

Resumen de los indicadores energéticos y ambientales Año

Indicador 1995 2005 2010 2020

Tasa prom. Anual

PIB (Millones de colones de 1990) 49,156.0 71,220.0 86,649.0 128,262.0 3.9% Población (Millones de habitantes) 5.699 6.996 7.687 9.054 1.9% PIB per cápita (Colones/hab) 8,625.4 10,180.1 11,272.1 14,166.3 2.0% Consumo final de energía (PJ) Escenario de Referencia 118.8 149.9 167.7 219.3 2.5% Escenario de Mitigación 118.8 143.6 155.7 183.0 1.7% Emisiones de CO2 (Gg) Escenario de Referencia 4,364.2 6,617.1 8,333.3 12,992.9 4.5% Escenario de Mitigación 4,364.2 6,075.0 6,570.6 8,454.4 2.7% Emisiones Totales de GEI (Gg de CO2; GWP 20 años) Escenario de Referencia 15,476.5 22,516.4 25,329.0 33,039.6 3.1% Escenario de Mitigación 15,476.5 20,821.8 21,386.1 22,507.4 1.5% Intensidad energética (TJ/millón de colones) Escenario de Referencia 2.42 2.11 1.94 1.71 -1.4% Escenario de Mitigación 2.42 2.02 1.80 1.43 -2.1% Consumo per cápita (TJ/hab) Escenario de Referencia 0.021 0.021 .022 .024 0.6% Escenario de Mitigación 0.021 0.021 0.020 0.020 -0.1% Emisiones per cápita de CO2 (Ton/hab) Escenario de Referencia 0.77 0.95 1.08 1.44 2.5% Escenario de Mitigación 0.77 0.87 0.85 0.93 0.8% Emisiones totales per cápita (Ton/hab) Escenario de Referencia 2.73 3.22 3.30 3.65 1.2% Escenario de Mitigación 2.73 2.98 2.78 2.49 -0.4% Emisiones/PIB (Gg/millón de colones) Escenario de Referencia 0.315 0.316 0.292 0.258 -0.8% Escenario de Mitigación 0.315 0.292 0.247 0.175 -2.3% Emisiones de CO2 por unidad de energía (Gg/PJ) Escenario de Referencia 36.7 44.1 49.7 59.2 1.9% Escenario de Mitigación 36.7 42.3 42.2 46.2 0.9% Emisiones por unidad de energía (Gg/PJ) Escenario de Referencia 130.2 150.2 151.0 150.6 0.6% Escenario de Mitigación 130.2 145.0 137.4 123.0 -0.2% 9. Sensibilidad al Abastecimiento Eléctrico Considerando de capital importancia el suministro de la demanda creciente de electricidad y que la opción termoeléctrica propuesta para suplir esa demanda demuestra ser uno de los mayores contribuyentes a la emi-sión de GEI, el estudio lleva a cabo un análisis de sensibilidad, incluyendo: 1) El papel del proyecto SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central);

que pretende promover la inversión privada y consolidar la integración de los mercados eléctricos de la región. En este estudio, se hace referencia a este proyecto como el sector externo.


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2) La posibilidad de la expansión del parque hidroeléctrico nacional, al considerar la entrada en operación del proyecto El Cimarrón. Este proyecto supone una voluntad del gobierno para la explotación de los re-cursos naturales, dado el tiempo de recuperación de la inversión que normalmente requieren los proyectos hidroeléctricos como el propuesto.

9.1 Análisis de Sensibilidad ante la participación del Sector Externo En el planteamiento de este análisis, se debe de tener presente que esta sensibilidad al abastecimiento de energía eléctrica, considerando la participación del sector externo regional, se hace como política de reducción de emisiones a escala local. Esta reducción podría contabilizarse como una reducción a escala regional o mundial en la medida que esa electricidad se genere con centrales no emisoras de GEI. El principal efecto es que en el año 2010, no se hace necesaria la expansión de la turbina de 60 MW a gas na-tural, pues las interconexiones internacionales fortalecen la robustez de los sistemas y desplazan inversiones, pues es más barato el importar energía que en invertir en una expansión adicional. Las principales diferencias en la producción de la energía eléctrica para la sensibilidad realizada incluyendo el sector externo, se dan con respecto al desplazamiento de Turbinas a gas natural en el año de inicio de las ope-raciones (74.7 GWh) y una combinación de motores Diesel (50 GWh) y Vapor Fuel Oil (50 GWh) y al final del período , donde se presenta una disminución tanto en las turbinas de gas ( 74 GWh) como de generación asignada a los motores de Diesel ( 200 GWh ) y a los ciclos combinados de gas natural ( 189 GWh ) ; obte-nida como diferencias del caso sin incluir el efecto de las interconexiones internacionales de El Salvador. 9.2 Emisiones de GEI

Como era de esperar, si la participación del Sector Externo para satisfacer la demanda de energía eléctrica se intensifica, la participación del recurso termoeléctrico disminuye y por lo tanto las emisiones de GEI se redu-cen a las indicadas en el Cuadro siguiente.

Cuadro 9.2.1 Emisiones Centrales Termoeléctricas (Gg)

Sensibilidad Sector Externo GEI 1995 2005 2010 2020

CO2 1,368.13 1,432.94 1,155.58 1,016.38 CO 1.61 4.75 4.58 3.11 CH4 0.17 0.46 0.47 0.82 NOx 7.80 22.52 21.32 15.19

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

Cuadro 9.3.1 Emisiones Centrales Termoeléctricas (Gg)

Sensibilidad Central El Cimarrón GEI 1995 2005 2010 2020

CO2 1,368.1 1,538.8 1,267.4 1,115.5 CO 1.6 5.0 5.1 3.5 CH4 0.2 0.5 0.5 0.8 NOx 7.8 23.7 23.5 16.9


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9.4 Análisis de resultados Con el objeto de comparar las sensibilidades hechas al Escenario Energético de Mitigación, se convierten las emisiones provenientes de la generación termoeléctrica de cada escenario, a una referencia común utilizando el Potencial de Calentamiento Global para un horizonte de 20 años. Estas emisiones se muestran en el Cuadro 5.7 y se ilustran en la Figura. 6.1

Cuadro 9.4.1 Emisiones Totales de GEI Centrales Termoeléctricas(Gg)

Potencial de Calentamiento Global (20 años) Escenarios 1995 2005 2010 2020

Mitigación 2,560.22 5,161.08 4,877.46 4,278.24 Sector Externo 2,560.22 4,872.91 4,414.99 3,367.07 El Cimarrón 2,560.22 5,161.70 4,863.13 3,679.91

Bajo el análisis de sensibilidad que considera al Sector Externo como una opción adicional para la reducción de emisiones, se logra reducir en un 9.4% las emisiones del 2005, bajo la premisa que con la importación de electricidad se logra reducir 5% de la generación térmica local. Para todo el período 2005 – 2020 la reducción total de emisiones de GEI bajo el escenario energético de mi-tigación es 17%; considerando la participación del Sector Externo, la reducción de emisiones se estima en 30.9% y de ponerse en marcha la central hidroeléctrica El Cimarrón, la reducción que puede lograrse es apro-ximadamente el 28.7%. 10. Barreras y Obstáculos para la Aplicación de las Opciones de Mitigación Comparando el resultado del escenario energético de referencia y el de mitigación se demuestra que existen en El Salvador alternativas para lograr disminuir el nivel emisiones de GEI. Sin embargo, la concreción de las opciones de mitigación planteadas para cada sector de la economía salvadoreña enfrenta barreras y obstáculos de diversa índole que pueden impedir su puesta en práctica. Estas barreras están generalmente vinculadas al contexto socioeconómico y cultural, al marco legal existente, a la tecnología disponible a escala local o inter-nacional, al funcionamiento de la industria energética bajo los nuevos marcos regulatorios y a las característi-cas y el comportamiento del mercado específico de la eficiencia energética. Sector Transporte: Las principales barreras y obstáculos que se enfrentan en este sector para poder poner en práctica las pautas mencionadas son: deficiente planificación en los proyectos de la infraestructura vial, la ca-rencia de mecanismos de financiamiento para el sector, los precios subsidiados de los combustibles, ausencia de políticas efectivas en el sistema de transporte colectivo, el comportamiento y patrones de consumo de los ciudadanos y la carencia de información confiable del sector y altos costos de las alternativas. Sector generación de energía eléctrica: Con la reestructuración de sus industrias energéticas que ha impli-cado la transferencia de ciertos activos públicos del sector y de las funciones empresariales a los actores pri-vados, al mismo tiempo que un mayor protagonismo del mercado como mecanismo coordinador, se prevé que en El Salvador la generación térmica está para quedarse. Fundamentalmente, las pautas propuestas para miti-gar el resultado presentado por el escenario de referencia son: la sustitución de fuentes, la introducción de tecnologías modernas que permitan aprovechar en mayor grado la energía de los combustibles fósiles y la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas. Las principales barreras y obstáculos que puede encontrar la aplicación de estas acciones de mitigación se asocian con: La transformación institucional y la racionalidad de los actores, barreras institucionales y regula-torias asociadas a la construcción y operación del gasoducto, inexistencia de instituciones responsables de la política energética, ausencia de financiamiento Sector Residencial: Las principales barreras que se han identificado en este sector que frenarían la puesta en práctica de las opciones de mitigación son: el bajo nivel de ingresos, las dificultades de acceso al financia-miento, la carencia de información y la ampliación de la red de distribución de la energía eléctrica.


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Sector Industrial y Resto de Sectores: Las barreras que se prevé puedan presentarse para desarrollar las medidas propuestas son: el alto grado de incertidumbre, la baja incidencia en los costos de producción, el in-cipiente desarrollo del mercado de capitales, la inadecuada asesoría a organismos gremiales empresariales, el nivel de desarrollo alcanzado por las empresas distribuidoras de energía eléctrica, las dificultades de acceso a tecnología apropiada, la incertidumbre sobre el desempeño de tecnologías energéticamente eficientes y los al-tos costos de inversión. A partir de la identificación de las principales barreras que pueden tener relevancia en el caso de El Salvador, resulta claro que el desarrollo de acciones de mitigación requiere de políticas activas que complementen o co-rrijan la acción de los mecanismos de mercado. 11. Consideraciones Finales Los resultados de este estudio deben ser interpretados como indicativos del potencial de reducción de emisio-nes de GEI que se podría lograr en el país, si se aplicaran las medidas y acciones propuestas en los escenarios energéticos de referencia y mitigación. Posteriormente, estas opciones de mitigación, deben de ser sometidas a un análisis de los costos e impactos que implicaría su aplicación efectiva, como paso previo a la definición de una eventual política de mitigación del cambio climático en el país. Aun cuando estos aspectos escapan a los objetivos y alcance de este estudio, existen factores que deberían tenerse en cuenta en el proceso de decisión. Se ha identificado en los escenarios energéticos de referencia y de mitigación que el transporte y la generación termoeléctrica son las actividades con la mayor responsabilidad en las emisiones de GEI. A partir de las reformas económicas y la privatización que experimenta el sector eléctrico el manejo de ambos sectores está exclusivamente en manos de agentes privados. Son precisamente estos agentes los que determinarán, mediante sus decisiones, la evolución de la oferta y consumo de energía en el país y, por tanto su contribución a las emisiones de GEI. La falta de interferencia estatal en los mercados energéticos puede haber sido una señal importante para los inversionistas privados a la hora de decidir su entrada en los mercados energéticos, esta actitud puede limitar la capacidad de los poderes públicos para concretizar una política de mitigación del cambio climático que, ne-cesariamente, entrará en conflicto con los intereses de estos agentes privados. La combinación de políticas de mitigación del cambio climático con la aspiración del desarrollo económico y social presenta, desde el punto de vista metodológico, tres tipos de dificultades bien diferenciadas: ? ? Existencia de criterios de decisión conflictivos, cuya importancia relativa no es independiente del nivel

de satisfacción alcanzado en cada uno de ellos.

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

? ? La multiplicidad de agentes económicos y sociales involucrados en la aplicación de las medidas de miti-

gación y afectados por ellas, cuya participación en el proceso de decisión no está institucionalizada. En consecuencia, el reconocimiento de la existencia de otros agentes económicos y sociales apuntaría funda-mentalmente a conocer el impacto de las medidas de mitigación sobre dichos agentes y, en función de su magnitud, apreciar la viabilidad de desarrollar tales medidas. Dado que considerar la viabilidad supone anali-zar las acciones de mitigación conjuntamente con los instrumentos de aplicación, los agentes que revisten mayor interés son aquellos que tienen una posición dominante respecto de la evolución del sistema y que po-drían afectar la efectividad de las opciones de mitigación seleccionadas. Desde la perspectiva de los poderes públicos interesa elegir qué promocionar y a través de qué mecanismos, a fin de alentar o cambiar las conductas habituales de los agentes económicos que deben aplicar efectivamente las opciones de mitigación.


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I. INTRODUCCION

1. Introducción a la problemática del cambio climático

1.1. Aspectos socioeconómicos y cambio climático. El clima terrestre ha estado en continuo cambio y evolución desde los orígenes mismos del planeta a causa de los diversos procesos naturales que influyen sobre los factores que lo determinan. Sin embargo, los datos aportados por la comunidad científica, principalmente durante la década de los ‘80, abren la posibilidad de pensar que las actuales variaciones climáticas están potenciadas, en alguna medida, por la acción del hombre1. Sobre este particular, existe un consenso generalizado en el mundo científico en cuanto a que, hasta comienzos de la era industrial, los fenómenos climáticos y sus consecuencias podían considerarse como fenómenos natura-les fuera del control del hombre; pero que, las actividades antropogénicas vienen impactando fuertemente sobre el clima de la Tierra en un proceso continuo, creciente y acumulativo2. Un aspecto del Cambio Climático en el que aparece como más notoria esta posible interferencia antrópica es el denominado Efecto Invernadero3, que surge de la función que desempeñan ciertos elementos de la atmósfe-ra terrestre en la determinación del clima del planeta. Los más conocidos de estos elementos son los llamados Gases de Efecto Invernadero (GEI), que absorben la radiación solar que refleja la superficie del planeta, pro-vocando que la temperatura en la Tierra sea mayor que la del espacio exterior que la circunda. Un aumento en la concentración de estos gases en la atmósfera es lo que produciría el fenómeno del Calenta-miento Global. Dicho incremento sería el reflejo de un desequilibrio entre las fuentes de emisión de dichos gases (tanto naturales como antropogénicas) y los depósitos (reservorios o sumideros) que tienen la capacidad de absorberlos. Si bien se observa un consenso generalizado en el campo científico acerca de la responsabilidad de las activi-dades humanas en el proceso de Calentamiento Global4 (teniendo en cuenta las características que muestra di-cho proceso, desde la Revolución Industrial, pero principalmente en las últimas décadas), debe destacarse que la ciencia aún se enfrenta con un amplio margen de incertidumbre sobre este particular, por la existencia de innumerables factores que impiden llegar con seguridad a pronósticos ciertos. Entre ellos, la existencia de da-tos controvertidos acerca del mismo fenómeno, la complejidad y duración de los procesos involucrados, los límites de los modelos e instrumentos que se utilizan para analizar los escenarios futuros y la escasez de me-diciones para períodos largos5. Asimismo, aun cuando el Cambio Climático es un fenómeno de alcance global, la distribución geográfica de los posibles efectos, no es suficientemente previsible de manera de planificar con anterioridad políticas apro-piadas para sobreponerse a los mismos. Esto es así no sólo por cuestiones físicas y geográficas, sino también porque las repercusiones van a distribuirse social y geográficamente de manera muy heterogénea, en tanto no

1 En este contexto es en el cual, cuestiones tales como los Gases de Efecto Invernadero, el Agotamiento de la Capa de Ozono, la Con-

taminación Atmosférica Tansfronteriza y los Accidentes Ambientales, comenzaron a ocupar un lugar destacado en la agenda de te-mas ambientales considerados prioritarios para la humanidad en su conjunto. Con respecto a la década del ’80, uno de los temas ambientales prioritarios a comienzos de la misma era el llamado “Invierno Nuclear”. Posteriormente, los cambios políticos operados en los países del ex Bloque Socialista (Europa del Este, ex – URSS), le quitaron relevancia a tal punto de excluirlo de la agenda de problemas ambientales. No obstante, el recrudecimiento de las tensiones entre India y Pakistán por la zona de Cachemira, unido al advenimiento de ambos países como potencias nucleares en 1998, reactualizaron el tema, al menos momentáneamente.

2 En este punto se pueden consultar, entre otros documentos: NACIONES UNIDAS (1993) e IPCC (1990a, 1990b, 1990c, 1992, 1995, 1996a, 1996b, 1996c y 1997).

3 Enunciado por Svante Arrenius en 1903. Lehrbuch der Kosmischen Physik. Hirzel, Leipzig. 4 Ver llamada 2 y BOLIN (1980). 5 Para mayores detalles, ver: IPCC (1995, 1996a, 1996b, 1996c y 1997); GIRARDIN (1996c); GONZALEZ (1993);

ROSA and DOS SANTOS (eds) (1996); ROSA (1992); ROSA and RIBEIRO (1992); ROSA, SCHAEFFER and DOS SANTOS (1994); FUNTOWICZ y RAVETZ (1993), FUNTOWICZ (1994); MOLION (1995a) y JEPMA and MUNASINGHE (1998).


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todos los habitantes de la Tierra están preparados de igual modo para hacer frente a estos posibles cambios fu-turos. El grado de vulnerabilidad que presentan las distintas comunidades a estos fenómenos está estrechamente re-lacionado con la capacidad de los grupos sociales que las integran de absorber, amortiguar o adaptarse a los efectos de estos cambios. Esta situación, a su vez, va a depender de la posibilidad de contar con tecnologías, infraestructura y medios idóneos para tal fin6. En este sentido, las poblaciones más pobres presentarán muy probablemente grados de vulnerabilidad mayores. Esta situación puede llevar a la ampliación de los desniveles Norte-Sur, pero también de las desigualdades al interior de los propios países, independientemente de las responsabilidades de cada uno en lo que se refiere a su contribución al problema. La presencia de tales incertidumbres y tal grado de heterogeneidad entre los diversos actores involucrados va a influir sobre la toma de decisiones, dado que éstas deberían tomarse aun a pesar del escaso nivel de conoci-miento que se tiene acerca de las consecuencias futuras que habría que afrontar. Sin embargo, algunas de las estimaciones que se hacen acerca de las potenciales repercusiones que el Cambio Climático puede traer (tan-to sobre los ecosistemas –sean estos naturales o transformados- así como sobre los sistemas socioeconómicos en general), son de tal magnitud, que justifican algún tipo de intervención para evitarlas mediante la mitiga-ción de los eventuales efectos del mismo7. Ante situaciones en las que prevalece la incertidumbre acerca del funcionamiento futuro de un sistema, suele re-comendarse la aplicación de políticas preventivas basadas en el principio de precaución. Este principio establece que, cuando el efecto futuro de una causa presente es incierto, pero puede ser muy dañino e irreversible, lo más prudente es actuar inmediatamente para suprimir la causa más conocida de aquéllas sobre las que se puede ac-cionar8. En este sentido, las posibilidades de emprender acciones de manera más inmediata, para disminuir los poten-ciales efectos del Cambio Climático, se centran en aquéllas causas relacionadas con las actividades humanas que se sabe que influyen sobre las cantidades netas que se emiten de los GEI9. La principal de las fuentes de emisión de estos gases, originada en actividades antrópicas, es la quema de combustibles fósiles con fines energéticos. No obstante, también revisten importancia algunos procesos indus-triales (principalmente la fabricación de cemento y aluminio), las actividades de extracción de hidrocarburos y carbón mineral, los cambios en el uso del suelo (principalmente la quema de pastizales y residuos agrícolas y la deforestación), el cultivo de arroz, la utilización de fertilizantes nitrogenados, la cría de ganado y el trata-miento de residuos. Asimismo, la deforestación, es también la principal causa antropogénica de reducción de sumideros. Toda política o medida concreta que se adopte, con el objeto de conseguir una reducción en las emisiones de GEI, va a significar algún tipo de impacto sobre las actividades involucradas y, por ende, algún tipo de sacri-ficio sobre la economía de las sociedades que las apliquen. Es por ello que uno de los puntos más conflictivos en la agenda de las negociaciones internacionales sobre Cambio Climático, es el que está relacionado con la dis-tribución de los costos de la mitigación de los efectos del mismo entre los diversos países. Los problemas a los que cada sociedad se ve enfrentada son diferentes y también lo son los grados de vulnerabi-lidad a los que están sometidas. De esta manera, los intereses de los diversos actores involucrados pueden entrar

6 Ver: GENTILE (1995) y HERZER (1990) y GIRARDIN (1996b). 7 Las hipótesis que se manejan hablan, entre otros efectos, de temperaturas atmosféricas en aumento, desertificación de grandes zo-

nas, inundación de otras, calentamiento de los océanos y aumentos en el nivel del mar. Esta situación, traería innumerables conse-cuencias, entre las que pueden citarse a modo de ejemplo los posibles cambios en la agricultura (corrimiento de zonas agrícolas, pérdidas de cosechas, modificaciones en los rendimientos), en las condiciones de habitabilidad (por el desplazamiento de población ribereña y costera, aumentos de salinidad en aguas subterráneas), cambios en la magnitud de los recursos hídricos, así como posi-bles efectos sobre la salud humana y la supervivencia de especies animales y vegetales. Ver IPCC (1997).

8 LIPIETZ (1995). 9 La reducción en las emisiones netas puede conseguirse tanto actuando sobre las fuentes (mediante una caída en las emisiones brutas

de GEI) como sobre los sumideros (a través de un aumento en la absorción de los mismos).


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en conflicto, dependiendo de la modalidad que se implemente para tratar de hacer frente al problema. Esta situa-ción conduce a la adopción de enfoques distintos para encarar la cuestión. Desde el punto de vista económico, la solución que finalmente se adopte no va a ser neutral en términos de los efectos que presente sobre la distribución del ingreso entre los diversos países. Los diferentes abordajes metodológicos, acerca de los costos que deberán afrontarse para la reducción de emisiones de GEI, llevan a resultados distintos, dependiendo de los modelos que se utilicen en la formulación y simulación de los escenarios futuros y los supuestos sobre los cuales se apoyan. Ocurre lo mismo con los métodos que se utilizan para la evaluación de las distintas alternativas de políticas a aplicar. A partir de la estrecha relación entre los supuestos que sostienen la estructura lógica de los modelos que se utilizan y los resultados a los cuales dichos modelos arriban, existe un amplio margen de incertidumbre acerca de los verdaderos costos involucrados en las medidas de mitigación para cada uno de los participantes. No obstante, existe cierto consenso respecto a que el costo por tonelada de las primeras reducciones es menor, pero que éste aumentará apreciablemente a medida que se vayan agotando las opciones más accesibles. Así, el tema crucial de conflicto y negociación será entonces el de la estrategia que elegirá cada país y cómo se repartirán los costos entre las naciones. En este sentido, la posición predominante en los Países Desarrollados o Industriales (PI) gira en torno a la priorización de la eficiencia económica por sobre los demás criterios, apoyados en la idea que hay que realizar las medidas de mitigación allí en donde sea menos costoso hacerlas. Estos países además son los que (conjuntamente con los hoy llamados Países con Economías en Transición -EIT-) conforman el Anexo I de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y han asumido compromisos de estabilización/reducción de sus emisiones de GEI en virtud del reconocimiento de su mayor responsabilidad por las concentraciones atmosféricas actuales de dichos gases10. Por su parte el resto de los países, englobados bajo la denominación de Países menos Desarrollados o en Vías de Desarrollo (PVD)11, cuya responsabilidad histórica en el proceso de acumulación de GEI en la atmósfera es mucho menor y por ello aún no están obligados a realizar medidas de mitigación, propugnan mayoritariamente que se tengan en cuenta los distintos grados de responsabilidad y contribución al problema a la hora de repartir las cargas de las medidas que deban tomarse. El argumento esgrimido es que la obtención de las metas de reducción de las emisiones a un pretendido "costo mínimo", no debe ocultar la innegable diferencia existente entre los distintos países en las responsabilidades y contribuciones a la ocurrencia del problema. En este aspecto, los PVD, temen que finalmente tengan que cargar con un costo de mitigación desproporcionado respecto a su menor contribución relativa al aumento de la concentración de los GEI en la atmósfera. El tema de la responsabilidad de haber llegado a la situación actual es, precisamente, uno de los puntos de mayor conflicto en las negociaciones internacionales entre países desarrollados y en desarrollo, en términos de las obligaciones que cada parte asumirá y las modalidades que se seguirán para mitigar los efectos del Cambio Climático. A la vez, las posiciones no son homogéneas al interior de los dos grupos, e incluso no lo son dentro de los propios países. Esta situación fue tenida en cuenta por la CMNUCC que se refiere a “responsabilidades comunes pero diferenciadas”, reconociendo así las responsabilidades compartidas de reducir las emisiones de CO2, pero 10 El Anexo I de la CMNUCC está compuesto por Alemania, Australia, Austria, Bielorrusia (*), Bélgica, Bulgaria (*), Canadá, Co-

munidad Económica Europea, Checoslovaquia (*), Dinamarca, España, Estados Unidos de América, Estonia (*), Federación Rusa (*), Finlandia, Francia, Grecia, Hungría (*), Irlanda, Islandia, Italia, Japón, Letonia (*), Lituania (*), Luxemburgo, Noruega, Nueva Zelanda, Países Bajos, Polonia (*), Portugal, Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, Rumania (*), Suecia, Suiza, Turquía y Ucrania (*). El símbolo (*) indica aquellos países que se encuadran bajo la denominación de “Economías en Transición”. En el caso de Checoslovaquia, a partir de la secesión en enero de 1993, los compromisos fueron asumidos tanto por la República Checa como por Eslovaquia.

11 En el contexto de este documento, el uso del término Países en Vías de Desarrollo se realiza sólo a los fines de encontrar un deno-minador común, habitualmente utilizado, para hacer referencia a los países involucrados en este concepto y su utilización no impli-ca aceptar que el subdesarrollo sea una etapa previa en el camino al desarrollo, como postulan algunas teorías. En términos genera-les, estos países presentan ciertas características comunes como el bajo nivel de integración en sus economías, procesos de indus-trialización incompleta, alto grado de heterogeneidad entre distintos sectores medido según diversos parámetros e importantes sec-tores de su población con bajos ingresos. Esta denominación excluye principalmente a los países de la OCDE (excep-to Corea del Sur y México), los países de la ex -URSS y del ex bloque socialista de Europa Oriental.


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también el derecho de los PVD de aumentar su consumo de energía en el proceso de desarrollo. Según este principio de "responsabilidad común pero diferenciada", todos los países debieran adoptar medidas para evitar daños a la atmósfera, pero la iniciativa y el esfuerzo primordial tendría que provenir de los PI, en tanto los insta a tomar la iniciativa respecto de “combatir el cambio climático y sus efectos adversos”12. La menor responsabilidad de haber llegado a la situación actual, a la que hacíamos referencia, es particularmente notoria en el caso de América Latina. La región presenta índices que muestran que, no sólo su contribución (tanto pasada como actual) a la concentración de GEI en la atmósfera es reducida13, sino que además, ha realizado en los últimos años un evidente esfuerzo de mitigación, principalmente en lo que se refiere al abastecimiento energético, por parte de los principales países de la región14. No obstante, desde los PI, se plantean modelos de mitigación basados en criterios que no toman en consideración la responsabilidad de cada país, en particular por su contribución al problema actual, sino sólo en qué lugar del planeta sería menos costoso, desde su punto de vista, realizar estas acciones de mitigación. Como los métodos que se recomiendan para valorar estas actividades están fuertemente influidos por la distribución del ingreso15, el resultado final puede arrojar la paradoja de priorizar la aplicación de acciones de mitigación en aquellos lugares con menor responsabilidad relativa en términos de su contribución al problema. Es evidente que dar prioridad a la aplicación de medidas de mitigación en estos últimos países significaría diluir la responsabilidad que le cabe a los PI por haber llegado a la situación actual. En el contexto de la acumulación de evidencia empírica acerca de los efectos de las actividades humanas so-bre el aumento en la concentración de GEI, surgen los esfuerzos de la comunidad internacional por desarrollar acciones tendientes a prevenir los impactos esperados, mediante la conformación de grupos de expertos dedi-cados al estudio de esta problemática y las medidas que eventualmente deban desarrollarse, la preparación y ratificación de acuerdos internacionales y la creación de ámbitos de discusión sobre estos temas. La más im-portante de estas acciones fue la firma de la CMNUCC, su posterior ratificación y los diversos grupos que surgieron de la misma con el objetivo de estudiar en detalle los temas más relevantes contenidos en la temáti-ca. Este proceso continúa con la Primera Conferencia de las Partes (COP-1, Berlín 1995), la Segunda Conferen-cia de las Partes (COP-2, Ginebra 1996) y desemboca con la firma del Protocolo de Kioto. 1.2. El proceso de negociación internacional Desde fines de la década de los ‘80, se organizaron numerosas conferencias internacionales y se crearon diversos foros de consulta y discusión sobre el tema, con el fin último de preparar un tratado para hacer frente a dicho problema a escala mundial.16 En este sentido, el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambienta (PNUMA) y la Asociación Meteorológica Mundial (WMO), dieron forma en 1988 al Panel Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático (IPCC),17 con el fin de recopilar y evaluar la información científica disponible sobre el tema, así como 12 NACIONES UNIDAS (1992). Artículo 3° párrafo 1 de la CMNUCC. 13 Ver, entre otros: SUAREZ (1995a) ROSA and DOS SANTOS (eds.) (1996), 14 Ver, entre otros: SUAREZ (1996) SUAREZ (1995a); ROSA and DOS SANTOS (eds.) (1996); ROSA et al. (1996); DIAZ de

HASSON; SUAREZ y PISTONESI (1994). 15 Si el único criterio que se utilizara para valorar las pérdidas o ganancias en el bienestar general a escala global fuera ponderarlas por

el ingreso, las pérdidas de ingresos de gran cantidad de pobres pesarían menos que las pérdidas de ingreso de algunos pocos ricos. Lo mismo ocurriría entre países desarrollados y subdesarrollados. De este modo, se establece un sesgo importante en la valoración, en perjuicio de quienes menos contribuyeron al problema. Sobre el particular, ver: AZQUETA (1994) y GIRARDIN (1996b).

16 Entre las primeras, se destacó la Segunda Conferencia Mundial del Clima, llevada a cabo en noviembre de 1990 en Ginebra, en la cual, entre otras cosas, se recalca la necesidad de estabilizar las emisiones de GEI no controladas por el Protocolo de Montreal, se adopta el Primer Informe de Evaluación del IPCC como punto de partida para la negociación de la CMNUCC y se propone que la misma se firme en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo (Río de Janeiro, junio de 1992). Ver SERVICIO METEOROLOGICO NACIONAL (Boletín Informativo N°50).

17 El IPCC consta de tres grupos de trabajo: Emisiones de Gases, Concentraciones Atmosféricas y Cambio Climático (Grupo I); Im-pactos y Vulnerabilidad (Grupo II) y Escenarios Socioeconómicos y Costos Asociados con el Control y la Mitigación de los Efectos (Grupo III). En la práctica, el Primer Informe de Evaluación del IPCC (First Assessment Report), elaborado en 1990, sirvió como base de negociación de la CMNUCC, en tanto en él se determinaban las causas y posibles efectos del Cambio Climático, se formu-laban estrategias para limitarlo y adaptarse a él y se identificaban posibles elementos para su inclusión en un convenio marco sobre el tema.


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sus impactos esperados (tanto ambientales como socioeconómicos) y, consecuentemente, formular estrategias de respuesta para enfrentar el problema. A su vez, el PNUMA y el Programa de la Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), junto con el Banco Mundial, establecieron el Global Environmental Facility o Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF), como fuente de financiación interina de las actividades y proyectos relativos a la Convención, principalmente en los países en desarrollo, para aquéllos problemas de carácter global. Por su parte, la Asamblea General de las Naciones Unidas, creó en diciembre de 1990 el Comité Interguberna-mental para la Negociación de la Convención Marco sobre Cambio Climático (INC), que sostuvo cinco sesio-nes desde febrero de 1991, con la participación de representantes de más de 150 países, adoptando finalmente la CMNUCC en su última sesión de mayo de 1992. Poco después, 155 naciones (casi todos los países del mundo, con la notoria excepción de los mayores exportadores de petróleo) firmaron la CMNUCC en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y Desarrollo (también llamada "Cumbre de la Tierra" y Eco-Río'92), llevada a cabo en Río de Janeiro en junio de ese mismo año. En dicha reunión, los jefes de gobierno presentes se comprometieron a aunar esfuerzos y aprobaron un plan de acción mundial para hacer frente a las necesidades más acuciantes del planeta. Este plan de acción se plasmó en el documento denominado Agenda 21,18 que hace especial referencia a los conceptos de desarrollo sustentable y equidad entre generaciones. La CMNUCC19 sostiene que la cuestión del Cambio Climático constituye una preocupación común de la humanidad y que, por ello, es necesario elaborar una estrategia mundial destinada a proteger el sistema climático para las generaciones presentes y futuras sobre bases de equidad, debiéndose tener en cuenta las necesidades específicas de los PVD20 (en especial las de los más vulnerables) y de aquéllos que tuvieran que soportar una carga anormal para enfrentar el problema (principalmente los países cuyas economías se basan en la exportación de combustibles fósiles). Es así como, las partes firmantes, se comprometieron a lograr estabilizar las concentraciones de los GEI en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropogénicas peligrosas en el sistema climático. Con ese fin se establece el principio de precaución para tomar medidas destinadas a prever, prevenir o reducir al mínimo las consecuencias del Cambio Climático, a pesar de las incertidumbres al respecto. Además, se estipula que, dichas medidas no deben constituirse en medios de discriminación arbitrarios o injustificados, ni en restric-ciones encubiertas al comercio internacional.

18 En la Conferencia de Río se suscribieron los siguientes convenios y declaraciones de principios:

? ? Declaración de Principios para la Ordenación Sostenible de los Bosques: Establece principios referidos a las condiciones de gestión, conservación y desarrollo sostenible de todos los tipos de bosques.

? ? Declaración de Río sobre Medio Ambiente y Desarrollo: En sus 27 principios se definen derechos y responsabi-lidades de las distintas naciones en la búsqueda del progreso y bienestar de la humanidad, se establece el princi-pio de precaución para evitar postergar la adopción de medidas eficaces usando como excusa la incertidumbre acerca del conocimiento científico y reconoce la responsabilidad que les incumbe a los países desarrollados en la búsqueda del desarrollo sustentable a nivel internacional.

? ? Agenda 21: Establece normas tendientes al desarrollo sustentable (desde los planos económico, ecológico y social). Exhorta a adoptar estrategias nacionales para el desarrollo sustentable con amplia participación de los sectores involucrados y a reducir las modalidades de consumo ineficaces y con elevado desperdicio y fomentar el desarrollo más intenso y sostenible de las zo-nas más postergadas, para conseguir equilibrios duraderos entre consumo, población y capacidad de sustentación de la Tierra. Plantea la necesidad de erradicar la pobreza y que los países industrializados reconozcan su mayor responsabilidad en el sa-neamiento del entorno respecto de las naciones más pobres. Los países industrializados se comprometen a aumentar los fondos asignados a la asistencia para el desarrollo de otras naciones y se explícita que, además del financiamiento, es necesario contar con la tecnología y la capacidad de planificar y ejecutar decisiones que tiendan al desarrollo sostenible.

? ? La Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático y el Convenio sobre Biodiversidad (ambos por sepa-rado de la Conferencia, pero en paralelo con ésta).

19 Para mayores detalles sobre el texto de la CMNUCC, ver NACIONES UNIDAS (1992). 20 En este sentido, se reconoce que los PVD tienen como prioridad su desarrollo económico y social y que el propio proceso de indus-

trialización y desarrollo puede llevar a un aumento de sus emisiones de GEI. Por ello mismo, tienen el derecho de acceder a los re-cursos necesarios para lograr dicho desarrollo en forma sustentable.


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La CMNUCC constituye un marco de referencia dentro del cual los gobiernos puede colaborar para aplicar nuevas políticas y programas. En ella se subraya que los PI tienen una responsabilidad innegable en las emisiones de GEI pasadas y presentes (ya que tanto históricamente, como en la actualidad, la mayor parte de estas emisiones ha tenido origen en dichos países) y, por lo tanto, se plantea la necesidad que actúen sobre la base de prioridades claras que tomen en cuenta todos los GEI, con la debida consideración de sus contribuciones relativas a la intensificación del Efecto Invernadero. Tanto los PI como los PVD se comprometen a presentar información sobre la cantidad de emisiones de GEI, discriminados por fuente, y sobre la cantidad y calidad de los sumideros nacionales (en especial los bosques). Además, se establece el compromiso de aplicar programas nacionales para mitigar el Cambio Climático, fortalecer la investigación científica y técnica (desarrollando tecnologías apropiadas), y promover programas de educación y toma de conciencia acerca del Cambio Climático y sus posibles efectos. Por su parte, los países incluidos en el Anexo I, aceptan una serie de compromisos adicionales, entre los que se incluyen la presentación de información detallada sobre políticas y medidas de mitigación, sobre proyecciones y resultados de las emisiones antropogénicas y absorciones de GEI, como así también la de adoptar políticas encaminadas a reducir sus emisiones de GEI (y estabilizarlas, en el año 2000, a los niveles que presentaban en 1990), proteger y acrecentar sus sumideros, transferir recursos financieros y tecnológicos a los PVD y ayudarlos a costear los gastos de adaptarse a los cambios. Por último, se estableció que era necesario un procedimiento de ratificación de la Convención con posterioridad a su firma y, es así que la misma entró en vigor 90 días después de la 50º firma, el 21 de marzo de 1994. A partir de la entrada en vigor de la CMNUCC, debía convocarse a la Primera Reunión de la Conferencia de las Partes (COP-1), en el plazo de un año, para que desde ese momento, la COP quedara a cargo de la aplicación de la Convención, reemplazando al INC. La COP-1 se realizó en Berlín entre marzo y abril de 1995. En esta reunión se concluyó que era necesario un proceso de revisión periódica de políticas, teniendo en cuenta el incumplimiento de los compromisos originales asumidos por los PI y las EIT en la CMNUCC, aun de aquéllos más modestos como la reducción de las emisiones para el año 2000 al nivel de las correspondientes a 1990. Ante esta situación, surge la decisión de comenzar con un mecanismo de revisión periódica del cumplimiento de la CMNUCC y con un proceso de reforzamiento de los compromisos de los PI, respecto de las emisiones para períodos posteriores al año 2000, que dieran como resultado la elaboración de un instrumento legal complementario a la CMNNUCC, para el año 1997. La primera revisión del cumplimiento de la CMNUCC, se llevó a cabo en la COP-1 y determinó que los com-promisos asumidos no eran los más adecuados para cumplir con el objetivo de la Convención, de modo que debían ser profundizados. Esta decisión, denominada el “Mandato de Berlín”, se constituyó en el marco nor-mativo y político de la negociación de un instrumento jurídico con el objetivo de fortalecer los compromisos de reducción de emisiones a cargo de los países del Anexo I para el período posterior al año 2000. Para con-ducir las negociaciones destinadas a la elaboración de dicho instrumento jurídico, se estableció el denominado Grupo “ad hoc” para el Mandato de Berlín (AGBM). En el “Mandato de Berlín” (decisión 1/CP.1 de la UNFCCC) se acordó iniciar un proceso orientado a tomar acciones apropiadas para enfrentar el Cambio Climático en el período posterior al año 2000. Estas acciones incluían el fortalecimiento de los compromisos de los países incluidos en el Anexo I, a través de la elaboración de un Protocolo u otro instrumento jurídico. Los objetivos prioritarios propuestos para el fortalecimiento de dichos compromisos fueron la elaboración de políticas y medidas (en tanto la CMNUCC omitió especificar o coordinar las políticas y medidas que deberán aplicar los países del Anexo I para lograr reducciones en sus emisiones) y la fijación de Objetivos Cuantificados de Limitación y Reducción de Emisiones (QELRO), dentro de horizontes temporales determinados (años 2005; 2010 y 2020). Además, se aclaraba expresamente que este proceso no introduciría obligaciones adicionales para los PVD, pero reafirmaba la necesidad de avanzar en la aplicación de los compromisos ya aceptados por estos países y contenidos en el artículo 4.1. de la CMNUCC.21

21 Ver NACIONES UNIDAS (1992).


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Si bien en el “Mandato de Berlín” se trató de reforzar los compromisos de las Partes incluidas en el Anexo I, en la práctica significó una flexibilización de los compromisos asumidos por estos países, motivada en la certeza de que no iban a cumplir con los compromisos originales. En efecto, ya no se fijan metas de reducción de emisiones ni cronogramas estrictos, sino sólo objetivos de limitación y reducción de emisiones para los años 2005; 2010 y 2020. En cuanto a la situación de los PVD, no se les fijan nuevos compromisos, sino que sólo se reafirman los ya asumidos en la CMNUCC. No obstante, estos compromisos podrían surgir de las revisiones periódicas de la aplicación de la Convención y de eventuales futuras negociaciones, tal como quedó demostrado en las negociaciones previas a la COP-3 y a la COP-4. Los PI están presionando crecientemente, para que los PVD asuman compromisos de aceptación voluntaria de metas de emisiones de GEI, con el compromiso de negociar para los próximos años metas obligatorias.22 En la Segunda Conferencia de las Partes (COP-2), que se llevó a cabo en Ginebra en julio de 1996, se presen-taron los resultados de las Primeras Comunicaciones Nacionales de los Países del Anexo I de la CMNUCC. El análisis de las mismas confirma que ninguna de estas Partes va a alcanzar el objetivo de la Convención va-liéndose de políticas expresamente dirigidas a resolver la cuestión del Cambio Climático.23 En esta reunión se redactó la Declaración Ministerial de Ginebra en la que se acordó acelerar las negociaciones de un protocolo jurídicamente vinculante u otro instrumento legal, para ser adoptado en la COP-3 en 1997. En la Sexta Reunión del AGBM (que se realizara en Bonn, en febrero de 1997), se adoptó un texto de nego-ciación que incorporaba las propuestas de diversos países para la elaboración del citado protocolo. Este texto fue revisado y consolidado en la Séptima Reunión del AGBM en julio de 1997, continuando las negociacio-nes en octubre de ese mismo año e inmediatamente antes de la COP-3. En el Protocolo de Kioto24, cuyo texto fue aprobado en diciembre de 1997 por la Tercera Conferencia de las Partes (COP-3), se fijó una meta global de reducción de emisiones de GEI para un conjunto de países que, salvo excepciones, coinciden con los que habían ya asumido compromisos en la CMNUCC25. El cumpli-miento de estas metas implica que las emisiones agregadas de dióxido de carbono equivalente del período 2008-2012, en promedio, deben ser al menos un 5,2% inferiores a los niveles correspondientes a 1990; en lu-gar de la estabilización de las emisiones, hacia el año 2000, en los niveles que las mismas presentaban en 1990, como establecía la Convención26. Esta profundización de los compromisos de control de las emisiones, tuvo como contrapartida la introducción en el Protocolo de los denominados “Mecanismos de Cooperación en la Aplicación del Protocolo”, destinados a posibilitarle, a los países que asumieron obligaciones, el cumplimiento de las mismas a menores costos. Es-tos mecanismos son la Implementación Conjunta (JI)27, el Mecanismo para el Desarrollo Limpio (CDM)28 y la Comercialización de Emisiones (ET)29. 22 ZAMMIT CUTAJAR (1995) y BOLIN (1995). 23 Ver UNFCCC (1996). FCCC/CP/1996/12/Add.1 y FCCC/CP/1996/12/Add.2. Tal como se podrá observar en la Sección en la que

se trata este tema con más detalle, los únicos países que aparecen en condiciones de cumplir con los compromisos que asumieran en la CMNUCC son las EIT (como consecuencia de una reestructuración económica que trajo consigo una significativa reducción de emisiones de GEI con posterioridad a 1990) y algunos casos excepcionales en la OECD, como Alemania y Gran Bretaña (en estos casos, como resultado de situaciones particulares de ambos no relacionadas con la mitigación del Cambio Climático).

24 Ver CONFERENCE OF THE PARTIES (1997). 25 Las partes que asumieron compromisos en el protocolo de Kioto (Anexo B del mismo) son: Australia, Austria, Bélgica, Bulgaria

(*), Canadá, Croacia (*), República Checa (*), Dinamarca, Estonia(*), Unión Europea, Finlandia, Francia, Alemania, Grecia, Hun-gría (*), Islandia, Irlanda, Italia, Japón, Letonia (*), Liechtenstein, Lituania (*), Luxemburgo, Mónaco, Países Bajos, Nueva Zelan-da, Noruega, Polonia (*), Portugal, Rumania (*), Federación Rusa (*), Eslovaquia (*), Eslovenia (*), España, Suecia, Suiza, Ucra-nia (*), Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte y Estados Unidos de América. El símbolo (*) indica aquellos países que se encuadran bajo la denominación de “Economías en Transición”.

26 NACIONES UNIDAS (1992), Artículo 4°, Inciso 2.b. En realidad las metas señalan el objetivo, pero no definen el contenido de las acciones destinadas a conseguirlos.

27 La “Joint Implementation” está enunciada en el artículo 6° del Protocolo y consiste en la transferencia de Unidades de Reducción de Emisiones (REU) a cambio de la financiación de proyectos para reducir emisiones o aumentar sumideros de GEI, en cualquier sec-tor económico y sólo entre países del Anexo I de la CMNUCC. Los antecedentes de la JI se encuentran en el artículo 4° de la CMNUCC, en el que se establecía que los países integrantes del Anexo I debían estabilizar en el año 2000 sus emisiones de GEI a los niveles de 1990. El mismo artículo permite a cualquiera de las Partes realizar medidas individual o conjuntamente con otras Par-tes de la Convención para conseguir dicho objetivo. Originariamente, la JI estaba pensada como un mecanismo voluntario mediante el cual países con compromisos de mitigación invertirían en proyectos de reducción de emisiones de GEI (o aumento de la absor-ción de GEI) en países sin compromisos de mitigación, imputándolas como reducciones propias y aprovechándose del diferencial entre los precios de mitigación de un país y otro. El mecanismo nunca tuvo consenso suficiente para ser aplicado tal cual estaba


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Si bien estos instrumentos están aún en proceso de definición (e incluso algunos de ellos, como en el caso de la JI y la ET, están por el momento previstos sólo para funcionar entre países integrantes del Anexo B del Pro-tocolo), su aplicación puede implicar algún tipo de consecuencia sobre los países que no tienen compromisos asumidos de reducción de emisiones. No obstante, la lógica de estos mecanismos (obtener “créditos de emi-siones de GEI” a cambio de tecnología y recursos financieros), lleva indefectiblemente hacia el establecimien-to de un mercado en el cual poder intercambiar dichos “créditos”30. Esta situación introduce un elemento significativo, desde el punto de vista político, en las negociaciones internacionales sobre Cambio Climático, en tanto abre la posibilidad de realizar medidas de mitigación en los países que no están obligados aún a llevarlas a cabo. Es evidente la importancia que el diseño que presenten los mismos va a tener sobre los resultados finales que, en términos de cargas sobre los diversos sectores socioeconómicos, tengan para los distintos países. Se esperaba avanzar sobre esta tarea en el transcurso de la Cuarta Conferencia de las Partes (COP-4; realizada en Buenos Aires entre el 2 y el 13 de noviembre de 1998). No obstante, sólo se fijó un cronograma para el tratamiento del tema que, en realidad, posterga la resolución del mismo, al menos hasta el año 2000 (COP-6).31 No obstante, durante la COP-4 se produjo un hecho muy significativo desde el punto de vista de las negocia-ciones internacionales referidas al Cambio Climático, en tanto por primera vez, un país no incluido en el Ane-xo I de la CMNUCC (y, por ende, sin compromisos cuantificados de limitación de emisiones de GEI), manifiesta su predisposición para asumir una meta cuantificada de emisiones de GEI. En efecto, en su discur-so del 11 de noviembre de 1998, el Presidente de la República Argentina anunció el compromiso del Gobier-no Argentino de establecer sus metas de emisiones de GEI para el período 2008-2012 durante el transcurso de la COP-5 a realizarse en Bonn en octubre de 1999. El asumir compromisos voluntarios de limitación/reducción de emisiones de GEI, por parte de Partes no incluidas en el Anexo I de la CMNUCC ni en el Anexo B del Protocolo de Kioto, se constituye en una situación no prevista en los dos principales instrumentos jurídicos que rigen las negociaciones internacionales relacionadas con el Cambio Climático y abre numerosos interrogantes acerca de cómo se van a desenvolver dichas negociaciones en el futuro. No sólo queda pendiente el análisis de las implicancias de la adopción de los Mecanismos surgidos del Protocolo de Kioto, tanto en sus aspectos ambientales como económicos (principalmente en lo relacionado con la distribución internacional de los costos de mitigación), sino también de qué manera se van a incorporar estos compromisos voluntarios en la CMNUCC y el Protocolo de Kioto y qué ventaja les reporta el asumir de manera voluntaria estos compromisos a países que no están en lo inmediato obligados a asumirlos. 1.3 Una visión desde un pequeño emisor en Vías de Desarrollo El desarrollo de cualquier estudio de mitigación de Gases de Efecto Invernadero constituye una oportunidad para debatir en forma integral el enfoque propuesto y aportar elementos de juicio al proceso de negociación internacional sobre cómo enfrentar el problema del cambio climático, contribuyendo así a la búsqueda de consenso en la comunidad internacional. Desde esta perspectiva, se presentan aquí algunos comentarios generales sobre las implicaciones de la mitiga-ción del cambio climático en la situación de los PVD y los cambios de enfoque que podrían ayudar a contem-

previsto. Por ello, a partir de la Primera Conferencia de las Partes (COP-1), realizada en Berlín en marzo - abril de 1995, se imple-mentó una “fase piloto” (1995-2000) aún en vigencia denominada “Activities Implemented Jointly” (AIJ), cuya principal caracterís-tica es la de servir como test del funcionamiento del mecanismo, pero todavía sin transferir REU a favor de los países financiadores de los proyectos de reducción de emisiones. Ver GIRARDIN (1997d).

28 El “Clean Development Mechanism” (artículo 12°) es un mecanismo entre países integrantes del Anexo I y países no incluidos en el Anexo I. En este caso, los primeros ganan créditos de emisiones de GEI mediante la financiación de proyectos de reducción de emi-siones en los segundos.

29 Artículo 17°. En líneas generales consiste en el establecimiento de un sistema en el cual los participantes deben tener en su poder permisos por cantidades equivalentes a las emisiones que realicen. Si hay diferencias pueden comprarle o venderle permisos al resto de los participantes.

30 GIRARDIN (1998a). 31 Para mayores detalles de las resoluciones tomadas en la COP-4, ver CONFERENCE OF THE PARTIES (1999).


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plar las dificultades crecientes que enfrentarán los PVD en el nuevo contexto internacional, así como algunos datos significativos de un país pequeño emisor como es El Salvador. 1.3.1 El cambio climático: una preocupación planetaria. Si bien los países en vías de desarrollo (PVD) no están obligados, en lo inmediato, a asumir compromisos de reducción o limitación de las emisiones de gases con efecto invernadero (GEI) de acuerdo con los compromi-sos contenidos en la Agenda 21 y los Protocolos posteriores, el aumento de la concentración de GEI en la at-mósfera y sus potenciales consecuencias sobre el clima merecen la atención de todos los países del planeta. El hecho de que un número creciente de PVD haya firmado y ratificado la Convención marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y se hallan abocados a la realización de sus Comunicaciones Nacionales sobre el Inventario de emisiones de GEI es una prueba de la rápida toma de conciencia de los PVD sobre la urgencia para enfrentar el problema. Ya se ha hecho referencia a que existe consenso en el campo científico que las características que observa el proceso de calentamiento global es de origen antropogénico, si bien aún existe un amplio margen de incerti-dumbre al respecto. En este contexto de incertidumbre, deben tomarse decisiones sobre el desarrollo o no de acciones tendientes a mitigar los eventuales efectos del cambio climático, teniendo en cuenta que dichos efectos pueden ser signifi-cativos en términos socioeconómicos, como ya se ha sido expuesto más arriba. No cabe duda que frente a la gravedad del problema en un plazo relativamente breve será necesario intervenir para mitigar estos efectos. Pasar de una etapa de investigación y mayor conocimiento sobre el fenómeno a la de acción, requiere la construcción de consensos en los foros internacionales asegurando la equidad de las de-cisiones que se tomen, considerando tanto el aspecto de los impactos como la responsabilidad de contribución al problema original. En ese marco de referencia, es importante explicitar ciertos aspectos relacionados con las opciones de mitiga-ción y evaluar el problema desde la óptica de un país en vías de desarrollo. Un primer aspecto se relaciona con los impactos de la mitigación, dado que, en general, cuando se habla de los impactos de las acciones de mitigación del cambio climático sobre los PVD se piensa en las consecuencias que tendría una política de mitigación implementada en un PVD sobre su propio desarrollo económico y so-cial. Dejando de lado las dificultades metodológicas, interesa aquí destacar la importancia de analizar el impacto que produciría un contexto internacional cada vez más restrictivo respecto de las emisiones de GEI sobre las posibilidades de desarrollo económico de los PVD. La magnitud de los impactos que produciría el mantenerse dentro de la senda actual de emisiones de GEI, está despertando reclamos crecientes de organizaciones ecologistas y está forzando a los gobiernos a mostrar ac-ciones positivas hacia la mitigación del cambio climático. A medida que estas acciones combatan más drásti-camente los patrones de consumo vigente en los países industrializados, que son el origen último de las emi-siones de GEI, podría verse afectado el mercado internacional de ciertos productos vitales para financiar el desarrollo de los PVD, entre ellos la propia exportación de energía. Una situación similar podría darse en el mercado de otros productos energointensivos, especialmente de bie-nes básicos como el acero y otros metales, si bien en este caso la importación de los países industrializados puede ser un mecanismo efectivo para asignar la responsabilidad de las emisiones de GEI a los países expor-tadores. Por otra parte, desde que la globalización comenzara a mostrar la necesidad de realizar ajustes económicos en las economías industrializadas fue tomando cuerpo la idea de que el comercio internacional debería tener al-gún tipo de regulación para prevenir cualquier tipo de competencia desleal en los mercados. Al margen de los


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acuerdos alcanzados por el GATT, algunas voces clamaron por la consideración de aspectos sociales y am-bientales en dichas regulaciones. El contexto internacional ha implicado que casi todos los países en desarrollo se han visto en la necesidad de efectuar ajustes estructurales en sus economías, afectando notablemente la capacidad de sus mercados inter-nos para sostener el crecimiento de la actividad económica dentro de sus fronteras. En las actuales circunstan-cias, su crecimiento económico depende y dependerá de su capacidad para insertarse en los mercados de los países desarrollados. Por tanto las condiciones que impongan los países industrializados para abrir sus merca-dos al comercio internacional son de vital importancia para el desarrollo de los PVD. En consecuencia, las regulaciones ambientales sobre el comercio internacional podrían forzar a los PVD a asumir un costo de mitigación del cambio climático sólo para asegurar su inserción en los mercados interna-cionales. Estas consideraciones sobre los impactos en el desarrollo no intentan argumentar sobre la inconveniencia de mitigar el cambio, que de acuerdo con todos los análisis debería concretizarse a corto plazo. Parece importan-te, tener presente estos aspectos a la hora de acordar las acciones a desarrollar y en la distribución de los cos-tos de las mismas. Por otra parte, si bien desde el punto de vista climático, lo que incide es la concentración de los GEI en la at-mósfera, todos los debates sobre mitigación se han concentrado exclusivamente sobre las reducciones futuras de las emisiones anuales. La irreversibilidad de las emisiones ya realizadas no debería, sin embargo, limitar el debate a las responsabilidades futuras de los diferentes países en incrementar los niveles actuales de concen-tración de GEI. Es cierto que, dada la característica global del problema, es importante motivar la acción voluntaria de todos los países para reducir las emisiones de GEI en el futuro y evitar que los PVD recorran en el futuro sendas de desarrollo que ya han probado su falta de sustentabilidad ambiental. Pero una limitación efectiva requeriría cambiar profundamente los patrones de consumos vigentes y a las formas de producción. Aún si el esfuerzo de reconversión se hiciera fundamentalmente en los países industrializados, los PVD afrontarían el costo de mantener las angustiantes condiciones de vida de una parte importante de su población por las dificultades en asegurar un adecuado ritmo de crecimiento de sus economías. Asumir, adicionalmente, el compromiso de aplicar dentro de sus fronteras acciones para reducir las emisiones de GEI significaría para los PVD incrementar estos costos que difícilmente se reparten homogéneamente en-tre todos los agentes sociales y económicos que lo componen. Por tanto, la evaluación de los reales costos de mitigación del cambio climático debería ir indisolublemente ligada a consideraciones sobre la equidad. Si bien podría considerarse a este tipo de problemas como de política interna de los PVD y de la valoración ética y política que realice cada gobierno en particular, es importante que el tema de la equidad se incluya en los debates, guías metodológicas y cursos de entrenamiento destinados a establecer un enfoque consistente para los estudios de mitigación en los PVD. De igual forma, es necesario considerar la responsabilidad histórica en la generación del problema del cambio climático, esto es en haber llegado a los actuales niveles de concentración de GEI en la atmósfera y los que se alcanzarán en los próximos 100 años. Para ello se requerirá un debate serio sobre la extensión del período histórico a analizar, la forma de apropia-ción de los sumideros de CO2 compartidos por la comunidad internacional y el establecimiento de criterios de asignación de emisiones entre exportadores e importadores de bienes con emisiones de GEI intensivas en el comercio internacional. Sobre la base del conocimiento acabado de estos aspectos a penas podrá avanzarse en el cálculo de los costos de mitigación del cambio climático y, fundamentalmente, en el establecimiento de ba-ses equitativas para repartir dichos costos en la comunidad internacional. En el caso particular de los países de América Latina, su contribución histórica a la mitigación del cambio climático a través del desarrollo hidroeléctrico es internacionalmente reconocida. Menos mencionado es el costo económico y social que estos países pagaron por su contribución “ambiental” a la comunidad interna-


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cional al haber financiado estas obras con sus recursos propios y préstamos de la banca internacional que en-grosaron su deuda externa. Podrá argüirse que estos efectos nocivos se vieron potenciados por cierta inefi-ciencia en el manejo de los fondos, pero no podrá negarse el beneficio internacional de esa política de asigna-ción de capital de los países latinoamericanos en detrimento del consumo inmediato y el bienestar económico de sus pueblos. No puede negarse, sin embargo, que el reconocimiento de la deuda ambiental no soluciona por sí sólo el pro-blema. Es cierto que si la discusión se centra en el grado de concentración de CO2 en la atmósfera y se tiene en cuenta la diferencia de magnitudes en el volumen de las emisiones pasadas y presentes, la contribución de las diferentes regiones del planeta, aún asumiendo drásticas modificaciones en el volumen de emisiones, se-guirían mostrando significativas asimetrías y manteniendo el grado de mayor responsabilidad en los países industrializados. Algunos estudios relativamente recientes(32) demuestran que si se supone una reducción del 40% de las emisiones de los países del Anexo 1 para 2016 y un incremento del 300% en las emisiones en el resto del mundo para el mismo año, el resultado en cuanto a la contribución adicional al calentamiento global en 2096 mostraría que los primeros contribuyen un 30% más que los segundos. Por otra parte, las consideraciones éticas y el principio de equidad no puede estar ausente. El Artículo 3 de La Convención sobre el Cambio Climático establece “... Las Partes deberían proteger el sistema climático en be-neficio de las generaciones presentes y futuras, sobre la base de la equidad y de conformidad con sus respon-sabilidades comunes pero diferenciadas y sus respectivas capacidades..”. En la aplicación del Art.3 se han su-puesto diferentes conceptos de equidad: paridad, proporcionalidad, prioridad, utilitarismo y justicia distributi-va. En principio, equidad significa el derecho a tener el mismo nivel de emisiones per capita. Lo cierto es que la equidad es un punto de controversia en la discusión sobre la limitaciones de las emisiones de GEI, que re-quiere que se tengan en cuenta ciertos principios básicos: todos los seres humanos son iguales, todos, inclu-yendo los pobres, tienen iguales derechos sobre bienes de propiedad común, incluyendo la atmósfera, el desa-rrollo sustentable no es posible sin la debida atención al problema de la pobreza. Los procesos de negociación internacional están marcados por la defensa de los intereses económicos de cada participante y sus resultados no dejaron de reflejar las relaciones de poder dentro de la comunidad internacio-nal. Pero nunca como ahora estuvo tan clara la interdependencia de todos los países para encarar las solucio-nes de un problema que por su carácter planetario nos afecta por igual a todos los habitantes del mundo. Por tanto nos encontramos frente a una oportunidad única de trascender los intereses nacionales y colaborar en la búsqueda de acciones de mitigación del cambio climático efectivas y viables. Si el riesgo y la vulnerabilidad resultante del calentamiento global conlleva consecuencias negativas tanto pa-ra países desarrollados como en desarrollo y, por lo tanto ambos grupos deben colaborar para resolver el pro-blema, una actitud prescindente no es posible. Lo cierto es que resulta necesario desarrollar acciones compati-bles con principios éticos ineludibles.

Estos principios éticos ineludibles, relacionados con la responsabilidad, el diferente grado de desarrollo rela-tivo, la distribución del ingreso, la capacidad de técnica y económica de enfrentar el problema, etc., constitu-yen un argumento válido a la hora de observar el problema y sus potenciales soluciones desde un PVD.

La situación socioeconómica se expresa en indicadores cuyos valores son críticos: tasas de analfabetismo que superan el 20%, 47% de la población en situación de pobreza y 18% en situación de pobreza extrema y un PIB per capita (en U$S dólares de 1990) de alrededor de U$S 1,200, son un claro referente que las priorida-des nacionales se asientan en la necesidad de un crecimiento económico importante y equitativo para superar los niveles imperantes.

El consumo de energía, en cuanto a su estructura y niveles, refleja, a su modo, la misma situación, la Leña re-presenta casi el 50% del consumo total de energía, una participación de la cocción con el mismo combustible que está cercana al 60% en las áreas urbanas y supera el 85% en las áreas rurales, sumado a un proceso de de-forestación creciente, muestra la clara necesidad de abordar un inmediato proceso de sustitución de combusti-bles, fomentando la penetración de fuentes más nobles, más limpias a nivel local, de mayor calidad e, incluso,

32 Pinguelli, L. Kahn Ribeiro, S. “The present, past and future contributions to global warming”. COPPE/UFRJ, 1996.


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menor costo para el usuario. La consecuencia de un desarrollo en dicha dirección no puede tener otro efecto que un incremento en las emisiones tanto totales como per capita.

A efectos de colocar en su justa dimensión la situación y responsabilidad de El Salvador, resulta importante destacar algunas cifras globales y su comparación relativa con los valores locales.

Cuadro 1.3.1 Emisiones de CO2 por Quema de Combustibles GtC – WEC – 1997

Regiones 1990 % 1996 %

USA – CANADA 1.618 26.4 1.706 27.0

América Latina 0.287 4.7 0.310 5.0

Unión Europea 0.949 15.5 0.936 14.7

Economías en Transición 1.311 21.4 0.925 13.8

Cercano Oriente 0.177 2.9 0.241 3.8

Africa 0.183 3.0 0.208 3.3

Asia/Pacifico 1.126 18.4 1.465 23.7

OECD/Pacifico 0.469 7.7 0.558 8.6

Mundo 6.120 100.0 6.513 100.0

De acuerdo con los datos surgidos de este informe, las emisiones de CO2 No Biogénico de 1995 alcanzaron 4,364 Gg (0.0012 GtC), es decir, aproximadamente un 0.02 ‰ de las emisiones totales mundiales.

Por su parte, el cuadro 1.3.2. es elocuente por si mismo, las emisiones de CO2 de El Salvador (en 1995) repre-sentan alrededor del 3.2% de las emisiones de EEUU en 1990 y un porcentaje mucho menor que las de 1995 y las actuales.

Resulta más que evidente que los esfuerzos que puedan desarrollarse en El Salvador y que se identifican a lo largo de este estudio, pueden ser de significativa importancia en el contexto local, pero su contribución a la problemática global no deja de ser absolutamente marginal.

No obstante lo cual, los recursos abocados a lograr una mejor comprensión del funcionamiento del sistema energético, desarrollar escenarios futuros que permitan inferir o medir la posible evolución futura del sistema socioeconómico y la identificación de opciones de uso racional de energía que, sin sacrificar los objetivos prioritarios de crecimiento y equidad a nivel nacional, resulten de una contribución positiva a la problemática global, no dejan de ser válidos.

Con tal fin, los capítulos siguientes vuelcan las hipótesis, supuestos, resultados y observaciones más relevan-tes sobre la potencialidad de El Salvador en esta área.


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Cuadro 1.3.2 Los Grandes Emisores.

Emisiones por habitante (Ton CO2/hab)

Países 1990

Luxemburgo 30.41

EEUU 24.06

Canadá 17.44

Australia 16.91

Rusia 16.11

Alemania 12.76

Promedio Anexo I 13.34

El Salvador 0.77 (1995)


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II. CONSIDERACIONES METODOLÓGICAS 1. Introducción En este capítulo se presentan los lineamientos metodológicos seguidos en el Análisis de la Mitigación del Cambio Climático para El Salvador. No se pretende describir en detalle la metodología, ampliamente desarro-llada en documentos del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (FMAM) y la propia Convención Marco sobre Cambio Climático, a través de los Paneles Intergubernamentales Científico - Técnicos, sino especificar la forma en la que se aplicó al caso salvadoreño. 2. La metodología general para los Estudios de Mitigación Siguiendo los lineamientos definidos por el FMAM/BM para la realización de estudios de mitigación del cambio climático se desarrolla la comparación de dos escenarios de evolución futura del sistema analizado. Uno de ellos (Escenario de Referencia) asociado con la evolución previsible, dada la dinámica actual del sis-tema y ante la falta de acciones o políticas explícitas para reducir las emisiones de gases con efecto invernade-ro (GEI) o bien para incrementar la capacidad de absorción de GEI (sumideros). El segundo escenario (Esce-nario de Mitigación), por el contrario, supone elegir un conjunto de acciones u opciones de mitigación del cambio climático, a fin de evaluar la conveniencia de promover su aplicación. En el caso particular de analizarse las posibilidades de mitigación en el sistema energético (abastecimiento y consumo de energía), el planteo de los escenarios se basa en un Diagnóstico que permita tanto comprender las relaciones economía-energía y energía-medio ambiente, como la dinámica propia con la cual se desenvuelven la actividad económica y el sistema energético objeto del estudio, así como también su impacto sobre la acu-mulación de GEI en la atmósfera. Tal como se desprende del Esquema de la página siguiente, concluida la etapa del Diagnóstico y previo al ar-mado del Escenario de Mitigación, es necesario identificar y caracterizar las opciones de mitigación disponi-bles en los sectores analizados. En rigor, el planteo del Escenario de Mitigación supone una preselección de aquellas opciones juzgadas como más interesantes para mitigar los efectos del cambio climático. Las Guías Metodológicas dejan librado a los equipos nacionales la definición de los criterios a aplicar para la preselección de las opciones de mitigación a incluir en el Escenario de Mitigación, en un claro reconocimien-to de la diversidad de situaciones y preferencias a la hora de definir una estrategia nacional para la mitigación del cambio climático. La evaluación de las opciones de mitigación incluidas en el Escenario de Mitigación debe realizarse sobre la base de los costos y beneficios que presentan en relación con la situación esperada en el Escenario de Refe-rencia. Es importante notar que dentro de esta definición, el término costos se refiere tanto a los recursos eco-nómicos adicionales que deberían comprometerse en la aplicación de las opciones de mitigación contenidas en el Escenario, como a cualquier otro sacrificio que deba asumir la sociedad en su conjunto, o alguno de sus integrantes, para mitigar el cambio climático. Análogamente y si bien el principal beneficio de las opciones analizadas es su contribución a la reducción de la concentración de GEI en la atmósfera, el término “benefi-cios” también debe ser interpretado en forma amplia, incorporando otros efectos positivos de las medidas de mitigación.


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La amplitud de estos conceptos supone un análisis detallado de los impactos que producirían las opciones de mitigación, las barreras que podrían oponerse a su efectiva aplicación y la identificación de mecanismos apropiados para superar tales obstáculos. Un aspecto al cual la metodología del FMAM le presta particular atención en los Estudios de Mitigación es la curva de costos incrementales de las opciones de mitigación. En términos muy generales, se trata de calcular el incremento de costos por unidad de ahorro de emisión de GEI, ordenados en forma creciente para esfuerzos de mitigación también crecientes. A pesar del profuso debate que el tema ha concitado, la especificación precisa de la forma de calcular tales curvas, está lejos de haberse alcanzado. Al margen de si las curvas deben corresponder a los costos medios, incrementales medios o marginales, cuya viabilidad de cálculo depende fuertemente del tipo de modelos que se empleen, aún resta por definir qué tipo de costos se incluyen y desde qué óptica deben ser medidos. En efecto, ¿se trata sólo de costos monetarios asociados a la adopción de medidas de mitigación o es necesario incluir también alguna valorización de los impactos negativos producidos por dichas medidas?. Si bien la res-puesta podría ser simple en términos de la situación ideal, la aplicación no es sencilla en la medida que los re-sultados pueden verse influenciados por la modalidad con la que se valoricen impactos negativos no moneta-rios. Dado que se trata de costos incrementales respecto del Escenario de Referencia, a las dificultades se agrega la perspectiva desde la cual se contabilizan dichos costos: pública o privada. Esto es, si deben usarse precios so-ciales o de mercado en el armado de la curva. Estos y otros aspectos se deberían analizar con mayor detalle en un trabajo específico, aquí sólo interesa mostrar las dificultades prácticas y teóricas de su cálculo y remar-car que la falta de compatibilidad en la perspectiva desde la cual se contabilizan los costos es uno de los moti-vos por los cuales en algunos estudios de mitigación han aparecido costos incrementales negativos, dando origen a las opciones de mitigación denominadas win-win (ventajosas tanto desde el punto de vista ambiental como de sus costos). Estos aspectos resultan críticos en el caso del sistema salvadoreño donde, a partir de la reestructuración del sistema energético (privatización y modificación regulatoria), los estudios para la definición de políticas de-ben poner el acento en la efectividad de los mecanismos de aplicación y no limitarse sólo a la definición del tipo de cambios que se desea promover. Este tipo de análisis supone, en primer lugar, la definición de la trayectoria deseada del sistema energético y, en segundo lugar, la evaluación de las respuestas esperables de los principales actores del sistema frente a los diferentes instrumentos de política que pudieran utilizarse. El alcance establecido en los Términos de Referencia para el presente Proyecto y, consecuentemente, la esca-sa dotación de recursos disponibles impidieron encarar la etapa de evaluación de los mecanismos de aplica-ción de una política de mitigación. Bajo estas condiciones se ha preferido no calcular la curva de costos de mitigación ante la imposibilidad de incorporar los costos indirectos asociados a las opciones de mitigación. En consecuencia, el estudio se limita, esencialmente, a las dos primeras etapas de la metodología, si bien in-corpora un capítulo relacionado con las barreras más relevantes. 3. Los instrumentos metodológicos En el caso del Escenario de Referencia, se trató de reproducir lo más ajustadamente posible las estrategias empresariales, en el contexto del desarrollo esperado del sistema socioeconómico. Este conjunto de hipótesis constituye la base del escenario, tanto en lo que se refiere a la inserción en los mercados energéticos y a los precios como a las elecciones tecnológicas para la expansión de la oferta y a la disposición a invertir en dicha expansión. Para el armado del Escenario de Mitigación se analizaron las opciones disponibles en el transporte y en las propias industrias energéticas, seleccionando en primera instancia aquellas consideradas de más fácil aplica-


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ción, aún cuando el objetivo fue la incorporación de un número suficiente de opciones a fin de que pueda apreciarse el potencial de mitigación del país A partir de estas hipótesis básicas, en ambos Escenarios se analizó el funcionamiento detallado del sistema energético controlando la consistencia de los flujos de energía, desde las reservas hasta el consumo, mediante el uso del modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockolm Environment Institute - Boston Center at the Tellus Institute. Si bien el modelo LEAP ha tenido una amplia difusión, tanto en estudios estrictamente energéticos como en la medición de impactos ambientales del funcionamiento del sistema energético, haremos aquí una breve des-cripción de sus características más importantes. El LEAP es un modelo de simulación compuesto por 6 módu-los y una base de datos ambiental a partir de la cual se calculan los impactos ambientales asociados a la evo-lución prevista del sistema energético. Los módulos están destinados a:

Módulo 1

Análisis de la Demanda: una estructura arborescente que permite calcular los requerimientos de energía, partiendo de los usos finales y con el nivel de desagregación definido por el usuario en función de la disponibilidad de información. El modelo admite un máximo de 4 elementos o niveles, organizados je-rárquicamente, para caracterizar cada uso final de energía considerado. La definición típica de estos ni-veles puede ser: Sector, Subsector, Uso y Artefacto-Fuente. Dependiendo de la forma en la que se defi-nan los niveles de desagregación, el análisis puede partir de la energía útil efectivamente utilizada o de la energía neta empleada. En cualquier caso, los resultados del módulo de Demanda deben corresponder a la energía neta por fuente a ser abastecida.

Módulo 2

Análisis del Abastecimiento (Transformation Program): destinado a la representación de las cadenas energéticas y los procesos requeridos para abastecer la demanda de energía del sistema analizado. Tam-bién en este caso se trata de una estructura flexible en la cual el usuario puede reflejar las características propias del sistema analizado. Recorriendo los flujos desde la demanda hacia las reservas de energía primaria, el módulo permite contabilizar el nivel de actividad en cada proceso de producción, las nece-sidades de expansión de la capacidad instalada y el comercio exterior de cada una de las fuentes consi-deradas. Por tratarse de un modelo de simulación, la participación de cada fuente o proceso en los mer-cados energéticos es definida exógenamente y el modelo traduce las participaciones dadas en niveles de actividad, dependiendo de la evolución prevista de la demanda de energía. Esto es, las decisiones son exógenas y el propósito de este módulo es analizar las consecuencias de tales decisiones manteniendo el equilibrio oferta-demanda en todos los mercados o nodos de la red.

Módulo 3

Análisis Ambiental: es un marco contable destinado a calcular los impactos ambientales del funciona-miento del sistema energético, tanto en lo que se refiere a los requerimientos de energía como a su abas-tecimiento. Estos impactos surgen multiplicando los niveles de actividad de cada proceso en el sistema energético por los coeficientes unitarios de impacto contenidos en la Base de Datos Ambientales del LEAP para cada proceso.

Módulo 4

Análisis de la Biomasa: pensado para aquellos sistemas en los cuales buena parte de los requerimientos de energía son satisfechos a partir del uso de combustibles de la biomasa, este módulo analiza las conse-cuencias del uso energético en términos de su impacto sobre el uso de la tierra.


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Módulo 5

Evaluación de Escenarios: A partir de información sobre los costos asociados a cada proceso, tanto en el consumo como en el abastecimiento de energía, el programa realiza una evaluación económica del escenario analizado en comparación con un escenario de referencia. En este proceso es posible incorpo-rar una valorización económica de los recursos energéticos empleados, así como externalidades asocia-das a cada proceso.

Módulo 6

Agregación de resultados: Este módulo permite agregar los resultados obtenidos en el análisis de un es-cenario particular, a diferentes niveles, para la confección de los informes.

El uso del LEAP permitió controlar la consistencia de las hipótesis de los Escenarios en dos sentidos, ya que la proyección de los balances energéticos para el período de análisis brinda una visión panorámica del funcio-namiento futuro del sistema energético y de la interrelación entre las cadenas energéticas. Al relacionar la representación de los procesos de producción y consumo de energía con la base de datos am-bientales propuesta por la metodología del IPCC e incorporadas ya en el modelo, el LEAP proveyó las emi-siones de GEI compatibles con las calculadas en el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero.

III. DIAGNOSTICO ENERGETICO AMBIENTAL 1. Diagnóstico del sector energético de El Salvador 1.1 Introducción El suministro energético de El Salvador está fundamentado en el uso intensivo de la leña, como principal re-curso nacional, y en la importación de petróleo crudo y sus derivados. Siendo el consumo de hidrocarburos la principal fuente de emisión de gases de efecto invernadero en la industria energética mundial, se expone en el presente capítulo la evolución histórica y estructura actual tanto del suministro como del consumo de energía en el caso particular de El Salvador, cuyo análisis, permitirá posteriormente establecer las tendencias y patro-nes de consumo más probables en el desarrollo futuro del sector. Actualmente, como resultado de las políticas de libre mercado y el programa de ajuste estructural, el sector energético está experimentando un proceso de transformación en el marco legal, la fijación de políticas y su estructura institucional, caracterizado principalmente por una mayor apertura a la participación de agentes privados en la economía energética. Esta transformación esta produciendo cambios de relevancia en el sector de transformación de la energía y en los sistemas de comercialización de la misma, que deben ser tomados en cuenta en el análisis de la posible evolución futura del sector, por lo que la discusión de estos aspectos es par-te importante en el diagnóstico del sector. La parte final del capítulo examina los efectos ambientales de la actividad del sector energético, especialmen-te desde el punto de vista de las emisiones de gases de efecto invernadero, cuya mitigación es el objeto prin-cipal del presente estudio. 2. Evolución histórica de los requerimientos de energía.


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2.1 El consumo energético nacional. La satisfacción de los requerimientos nacionales de energía se ha fundamentado históricamente en una mezcla de energéticos secundarios y primarios. Los energéticos secundarios utilizados consisten esencialmente en de-rivados del petróleo y energía eléctrica, en tanto que los energéticos primarios destinados directamente al con-sumo final son combustibles tradicionales como los residuos vegetales y la leña. La evolución del consumo total desde 1970 hasta 1995 se muestra en la figura 2.1.1, en ella puede apreciarse un período inicial de cre-cimiento moderado durante la década de los setenta seguido por una brusca contracción y estancamiento du-rante el período comprendido entre 1981 y 1992, como resultado del conflicto armado. Durante los años sub-siguientes a la firma de los acuerdos de paz puede apreciarse nuevamente una tendencia creciente en el con-sumo, a una tasa promedio anual del 12%, valor que es superior al experimentado durante los años setenta (4.6%).

Desde el punto de vista de la participación de los distintos energéticos en el consumo total puede apreciarse que los más significativos en términos de la energía bruta final son la leña y los derivados del petróleo. En 1970, la leña constituyó el 69.1% del consumo energético nacional, participación que ha disminuido gradual-mente hasta un valor del 50.0% en 1995, por el contrario los productos derivados del petróleo incrementaron su participación del 22.9% al 37.7% durante el mismo período. Considerando únicamente el consumo final de energía comercial33, se pone de manifiesto la alta dependencia de los derivados del petróleo en la economía nacional, los cuales constituyeron el 75.4 % de este consumo en 1995. Respecto de las restantes formas de energía comercial cabe destacar la creciente participación de la energía eléctrica, cuyo consumo ha crecido continuamente durante todo el período analizado. El consumo de residuos vegetales y otros energéticos está asociado a ramas industriales específicas y ha mostrado poca va-riación durante el período considerado

Figura 2.1.1: Evolución del consumo total de energía 1970 - 1995. 2.2 Estructura sectorial del consumo. En términos de los sectores puede apreciarse que históricamente la mayor participación ha correspondido al sector residencial y comercial, en 1970 el consumo de este sector representó el 71.2% del consumo total y en 1995 el 52.2%. Como puede apreciarse en la figura 2.2.1, en 1970 el segundo sector en importancia fue el in-dustrial y agropecuario, el cual representó el 14.9% del consumo; por su parte el sector transporte representó el 11.7%. Por el contrario para 1995 el transporte incrementó su participación al 23.5 %, desplazando al sector industrial y agropecuario cuya participación fue del 21.9 %.

33 Se denomina energía comercial a aquella comercializada dentro del sector formal de la economía en tanto que aquellos energéticos

cuyo aprovisionamiento ocurre por mecanismos no formales de mercado o por recolección directa, como en el caso de la leña, es denominada energía no comercial.


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Figura 2.2.1: Evolución del consumo total de energía por sectores 1970 - 1995.

Cuadro 2.2.1 Participación sectorial el consumo total de energía

Año Residencial y comercial

Industrial y agropecuario

Transporte Otros

1970 71.2% 14.9% 11.7% 2.1% 1975 64.8% 19.8% 13.3% 2.1% 1980 65.6% 18.5% 14.3% 1.5% 1985 67.8% 14.4% 16.0% 1.8% 1990 51.9% 22.1% 22.7% 3.2% 1995 52.2% 21.9% 23.5% 2.4%

Conviene destacar que el consumo del sector residencial y comercial está constituido principalmente por leña, la cual representó el 94.1 % del consumo del sector en 1970 y disminuyó a un 84.6 % en 1995. Tomando en consideración solamente la energía comercial, el sector residencial y comercial tiene poca relevancia en el consumo, representando solamente el 16 % de la energía comercial consumida en 1995. En ese mismo año las participaciones del sector industrial y agropecuario y del sector transporte en el consumo de energía comercial fueron respectivamente de 32.3% y 42.9%.

Cuadro 2.2.2 Participación sectorial el consumo de energía comercial

Año Residencial y comercial

Industrial y agropecuario

Transporte Otros

1970 13.7% 41.6% 38.0% 6.7% 1975 9.7% 49.0% 35.6% 5.6% 1980 13.0% 45.1% 37.9% 4.0% 1985 14.5% 35.6% 44.8% 5.0% 1990 15.1% 33.4% 45.1% 6.4% 1995 16.0% 32.3% 46.9% 4.8%


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Figura 2.2.2: Consumo total de energía por fuentes del sector Residencial y Comercial Excluyendo la leña, los energéticos de mayor relevancia en el sector residencial y comercial son actualmente la energía eléctrica (51%) y el GLP (36.2%). Según los datos reportados por DIGESTYC34 en los censos de 1971 y 1992, el porcentaje de hogares urbanos que utilizan leña como combustible principal para cocinar disminuyó de 48.75% en 1970 a 28.26% en 1992. Los hogares rurales mostraron una tendencia similar aunque menos pronunciada en el período intercensual. Lo anterior señala una tendencia a la sustitución de la leña por GLP la cual se ve reflejada en el comporta-miento de la participación de estos energéticos en el consumo del sector. Este proceso de sustitución se debe principalmente a la creciente escasez de la leña y al incremento de su precio en aquellos lugares donde es co-mercializada.

Cuadro 2.2.3 Participación de las fuentes en el consumo total de energía del sector residencial y comercial (%)

Año Leña Electricidad GLP Kerosene Otros 1970 94.1 1.8 0.7 3.1 0.3 1975 94.4 2.4 1.2 1.9 0.1 1980 92.5 3.5 2.0 1.9 0.1 1985 92.3 4.0 2.1 1.4 0.1 1990 85.3 7.8 4.4 1.4 1.1 1995 84.6 7.8 5.6 1.0 1.0

Por otra parte, el proceso de electrificación a nivel nacional ha favorecido la sustitución del kerosene utilizado para iluminación por energía eléctrica. En 1970 el 23.8% de los hogares urbanos y el 89.9% de los hogares ru-rales utilizaban kerosene para fines de iluminación, en tanto que el 72.5 % de los hogares urbanos y el 6.8% de los rurales utilizaban energía eléctrica. En 1992 solamente el 6.4 % de los hogares urbanos utilizaban kero-sene para iluminación y en las áreas rurales el porcentaje había disminuido a un 53.8%, mientras que el uso de energía eléctrica para iluminación se había extendido al 92% de los hogares urbanos y al 42.3% de los rurales. El porcentaje de hogares que utilizan energía eléctrica para cocción en las áreas urbanas ha crecido muy len-tamente entre 1985 (8.5%) y 1992 (9. 6%), por el contrario el porcentaje de hogares que utilizan GLP se ha incrementado del 44.4% al 56.4% en este mismo período lo cual es indicativo de una preferencia cada vez mayor por este último energético. 34 Dirección General de Estadística y Censos.1995. Quinto Censo Nacional de Población y Cuarto de Vivienda, 1992. San Salvador.


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Figura 2.2.3: Consumo de energía comercial por fuentes del sector Residencial y Comercial

Cuadro 2.2.4 Participación de las fuentes en el consumo de energía comercial del sector residencial y

comercial Año Electricidad GLP Kerosene Otros 1970 30.4 12.7 51.8 5.1 1975 43.6 21.0 33.2 2.2 1980 47.2 26.6 24.8 1.4 1985 52.5 26.9 18.8 1.8 1990 53.1 29.9 9.7 7.3 1995 51.0 36.2 6.2 6.6

Figura 2.2.4: Consumo total de energía por fuentes del sector industrial y agropecuario. El sector industrial y agropecuario es el sector que utiliza una mayor diversidad de fuentes para su aprovisio-namiento, la evolución del consumo de este sector se muestra en la figura. 2.2.4, en ella puede apreciarse que los tres energéticos más importantes para el sector son el fuel oil, la leña y los residuos vegetales. El fuel oil es utilizado principalmente para generación de vapor y calor de proceso en la mediana y gran industria , en tanto que la leña es utilizada para la generación directa de calor en industrias artesanales como caleras, ladri-lleras y panaderías; el consumo de ambos energéticos muestra una tendencia creciente tanto en términos abso-lutos como relativos. Por otra parte el consumo de residuos vegetales está constituido principalmente por el bagazo de caña el cual es utilizado por los ingenios azucareros del país. Puesto que los tres principales energé-ticos del sector están asociados a distintos subsectores, las variaciones en sus participaciones en el consumo total no pueden interpretarse como reflejo de sustitución entre fuentes, estas responden más bien a las fluctua-


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ciones en la actividad del subsector que las consume.

Cuadro 2.2.5 Participación de las fuentes en el consumo de energía del sector industrial y agropecuario.

Año Leña Residuos vegetales

Electricidad GLP Diesel Fuel Oil Otros

1970 14.0 30.6 9.6 2.2 13.2 28.3 2.2 1975 7.7 36.8 9.8 2.9 10.0 30.8 2.1 1980 8.2 29.0 14.1 3.6 10.5 33.7 1.0 1985 11.5 25.6 15.7 4.5 7.2 34.3 1.3 1990 28.3 20.7 13.3 2.9 6.9 27.2 0.7 1995 26.7 18.0 10.9 3.0 7.6 33.4 0.4

Los requerimientos energéticos del sector transporte son satisfechos exclusivamente con derivados del petró-leo, siendo los más relevantes el diesel y la gasolina que tradicionalmente han constituido más del 90 % del consumo y son utilizados en el transporte terrestre de cargas y personas. El consumo de kerosene o Jet fuel de este sector se debe exclusivamente al transporte aéreo, el cual es casi completamente transporte internacional.

Figura. 2.2.5: Consumo total de energía por fuentes del sector transporte.

Cuadro 2.2.6 Participación de las fuentes en el consumo de energía del sector trans-

porte. Año Gasolina Kerosene Diesel Fuel Oil 1970 51.9 6.2 38.9 3.0 1975 47.9 5.7 45.8 0.6 1980 47.1 5.7 47.1 0.1 1985 42.4 9.8 47.8 0.0 1990 38.7 7.7 53.6 0.0 1995 40.2 6.7 53.1 0.0


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3. Relaciones entre el sistema energético y el sistema económico nacional. La figura 3.0.1 muestra el comportamiento histórico de la intensidad energética, puede apreciarse un compor-tamiento relativamente errático de este indicador, cuando se toma en consideración el consumo total de ener-gía. Lo anterior es debido principalmente a la alta participación de la leña en el consumo nacional y al hecho de que ésta es utilizada principalmente en el sector residencial para fines no productivos, y por lo tanto no guarda una relación directa con el producto interno bruto. Adicionalmente conviene señalar que la metodolo-gía utilizada para estimar el consumo de leña esta sujeta a mayores incertezas que la utilizada para cuantificar el consumo de energía comercial, y muchas de las variaciones observadas están asociadas con cambios en esta metodología. Tomando en cuenta solamente el consumo de energía comercial, se observa por el contrario una clara tenden-cia creciente durante el período considerado, la cual se acentúa durante el último quinquenio. En general esta variación muestra una reducción en la eficiencia con que es utilizada la energía par fines productivos y es in-dicativa de un crecimiento económico sin una adecuada incorporación de programas de conservación de ener-gía, así como de sistemas y equipos más modernos y eficientes.

Figura 3.0.1: Intensidad energética en El Salvador, período 1970-1995. ( en TJ/ millón de colones de 1990)

Dado el predominio del sector transporte y el sector industrial en el consumo de energía comercial ,es oportu-no analizar el comportamiento de la intensidad energética de estos sectores respecto del resto de actividades productivas, en base a los datos mostrados en el cuadro 3.0.1. La intensidad energética ha sido calculada co-mo el cociente del consumo de energía comercial de cada sector entre el valor agregado, a precios constantes de 1990, producido por el mismo. Los sectores de la agricultura, comercio, construcción, servicios financieros y otros de menor relevancia han sido agregados en la última columna.

Cuadro 3.0.1 Intensidad energética por sectores (TJ/mill colones)

Año Industria Transporte Resto de sectores 1970 0.80 4.54 0.17 1975 1.30 4.81 0.19 1980 1.45 4.83 0.16 1985 1.40 6.12 0.20 1990 1.54 7.02 0.23


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1995 1.84 8.48 0.23 Como puede apreciarse, la mayor intensidad energética ha correspondido históricamente al sector transporte, lo cual es explicable pues, además de ser por naturaleza un sector energéticamente intensivo, su consumo in-cluye además aquel destinado al transporte privado no destinado a fines productivos. En general se observa en todos los sectores un deterioro en la eficiencia del uso de la energía durante el período de 1970 a 1995. El sec-tor industrial aumentó su intensidad energética en un 129 %, este incremento es debido tanto a los cambios en la estructura del sector en términos de los productos y volúmenes de producción, ocurridos durante la década de los años setenta, así como al deterioro subsecuente del parque industrial durante los años ochenta y princi-pios de los noventa. En el sector transporte el incremento correspondió al 87%, debido principalmente a la sa-turación de los sistemas viales de los principales centros urbanos, al envejecimiento del parque vehicular y al crecimiento del mismo durante el último quinquenio. En el resto de sectores hubo un incremento más mode-rado de 37%, ocasionado especialmente por la introducción de nuevos usos energéticos y a un incremento en el confort asociado con el comercio y los servicios. Figura 3.0.2: Consumo per cápita de energía en El Salvador, período 1970 –1995. El consumo per cápita de energía ha aumentado en un 27% durante el período de 1970 a 1995, observándose un período de estabilización entre 1980 y 1990. Entre 1990 y 1995 se observan signos de un incremento más acentuado. Si se considera la energía comercial únicamente se observa un incremento relativo aún mayor du-rante este mismo período. El comportamiento observado indica que durante los años de la guerra, el consumo energético creció a un ritmo ligeramente menor que la población, pero durante los años subsiguientes al fin de la misma, el rápido incremento en la actividad económica, y la persistencia de las ineficiencias apuntadas an-teriormente han hecho crecer el consumo energético a un ritmo mayor que el del crecimiento poblacional. 4. Abastecimiento energético. Para suplir la demanda de energía final que se ha descrito en los párrafos anteriores, el sistema de transforma-ción es alimentado por una mezcla diversa de energéticos primarios y secundarios. Los energéticos primarios utilizados incluyen aquellos obtenidos de los recursos naturales nacionales, principalmente leña, residuos ve-getales, energía hidráulica y energía geotérmica, y de energéticos primarios importados constituidos casi ex-clusivamente por petróleo crudo. Adicionalmente se importa como energéticos secundarios, derivados de pe-tróleo constituidos principalmente por gasolina y diesel.


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Durante el período considerado el abastecimiento energético nacional ha sido cubierto en más del 55% con recursos nacionales renovables, sin embargo durante el período del 1990 a 1995 se observa una disminución en la participación de las fuentes renovables y un sensible incremento en la participación del petróleo crudo y sus derivados como puede apreciarse en el cuadro 4.0.1. Esta evolución en el suministro es consistente con los cambios en la estructura del consumo final que ya han sido señalados, especialmente en el consumo del sector transporte, así como con los cambios ocurridos en la estructura de la generación de electricidad, los que en conjunto han acentuado la dependencia de la importación de hidrocarburos.

Figura 4.0.1 Evolución del abastecimiento energético nacional, período 1970 –1995.

Cuadro 4.0.1 Participación de las fuentes en el abastecimiento energético nacional.

Año Fuente 1970 1975 1980 1985 1990 1995

Energía hidráulica 2.7% 1.7% 4.7% 5.7% 7.5% 4.2% Energía geotérmica 0.0% 2.4% 10.0% 12.2% 11.0% 7.2% Petróleo 10.7% 30.7% 26.6% 29.2% 28.0% 19.5% Derivados del petróleo 14.8% 1.0% -1.6% -1.8% 5.1% 22.6% Carbón mineral 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.1% Leña 67.1% 57.2% 55.2% 48.0% 41.7% 41.6% Residuos vegetales 4.7% 7.0% 5.1% 6.6% 6.7% 4.9% Renovables 74.5% 68.3% 75.0% 72.6% 66.9% 57.9% No renovables 25.5% 31.7% 25.0% 27.4% 33.1% 42.1%


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4.1 Subsector biomasa Como se ha mostrado en la sección precedente los recursos biomásicos constituyen la principal fuente energé-tica nacional y están constituidos por leña y residuos vegetales, estos dos rubros exhiben comportamientos muy diferentes en cuanto a su producción, distribución y consumo por lo que es conveniente discutir separa-damente la problemática relativa a cada uno de ellos. 4.1.1 La oferta potencial de leña La leña consumida en El Salvador proviene de los diversos tipos de vegetación existente en el país, recurso cuyo uso energético debe competir con otros usos como la producción de madera y la protección ambiental. La explotación de las distintas clases de vegetación productora de leña, ocurre en su mayor parte en forma asistemática según su accesibilidad, ya sea con fines comerciales o para el consumo de los mismos recolecto-res; las plantaciones de café, en las que la leña es producto de las podas periódicas y la renovación de los ca-fetales, constituyen la excepción a esta regla. El cuadro 4.1.1 resume las áreas de los distintos tipos de vege-tación productora de leña y su variación en el período de 1975 a 1987.

Cuadro. 4.1.1 Superficies por clase de vegetación

Superficie en hectáreas Clase de vegetación

1975 1987

Vegetación arbustiva 77,790 180,303

Matorral 213,900 451,775

Vegetación latifoliada 90,759 251,790

Vegetación de coníferas 48,477 28,334

Plantaciones de café 210,542 184,951

Bosque Salado 45,283 45,008 Las variaciones en las superficies por clase de vegetación son explicadas en parte debido a que los métodos utilizados para su cuantificación fueron diferentes; sin embargo, pueden apreciarse incrementos significativos en las superficies de vegetación arbustiva, latifoliada y matorral, debidas muy probablemente al abandono de tierras ocasionado por el conflicto armado durante este período. La vegetación de coníferas muestra por el contrario una considerable disminución, debido a la explotación de la misma para la producción de leña utili-zada en la industria productora de cal. La superficie de cafetal también muestra una disminución, condiciona-da en este caso por la baja de los precios del café y el abandono de los cafetales en zonas conflictivas.

Cuadro 4.1.2 Estimación de la oferta sostenible de leña

Clase de vegetación Superficie (ha) † Rendimiento (m3/ha - año) Oferta sostenible (m3/año) Vegetación arbustiva 180,303 1.0 180,303 Matorral 451,775 1.0 451,775 Vegetación latifoliada 251,790 6.0 1,510,740 Vegetación de coníferas 28,334 1.8 51,001 Plantaciones de café 185,794 Bajío 113,171 13.70 1,550,443 Media altura 48,001 10.85 520,811


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Estricta altura 24,622 5.15 126,803 Bosque salado 45,008 5.4 243,043 Bosque plantado 2,334 6.2 14,471 Sin cubierta forestal 952,676 0.5 476,338 Total 2,285,795 5,125,731 Total en (TM) 3,884,298

Fuente: Current y Juárez , AID El Salvador, El estado presente y futuro de la producción y consumo de leña en El Salvador,1992.

† Datos de superficie para 1986, excepto para las plantaciones de café y bosque plantado, las cuales corresponden a 1992 y 1991 respectivamente.

Además de las áreas antes señaladas, según el estudio de Current y Juárez , para 1991 se reportaba una exten-sión de 2,334 ha de bosque plantado. Asimismo el estudio antes indicado señala que la superficie esencial-mente sin cubierta forestal, incluye árboles aislados y cercas vivas que son aprovechadas para la obtención de leña, esta superficie es de aproximadamente 952,676 ha. Utilizando los datos antes indicados y sustituyendo la superficie de cafetal por su valor real en 1992, Current y Juárez estiman la oferta sostenible de leña según se muestra en el cuadro 4.1.2. 4.1.2 Relación oferta demanda El estudio realizado por Current y Juárez, reporta una estimación de la demanda de 4,459,266 toneladas, este nivel de consumo implica un déficit de 574,968 TM de leña por año, lo cual indica que el recurso esta siendo consumido a un ritmo mayor que el del crecimiento natural del mismo. Por su parte CEL reporta en el balance energético correspondiente a 1991, un suministro de leña equivalente a 2,900,000 TM aproximadamente, ni-vel de consumo para el cual la oferta sostenible de leña sería más que suficiente. Para 1994 la Secretaría Eje-cutiva del Medio Ambiente (SEMA) reportó que el consumo anual de productos forestales ascendía a un total aproximado de 4.9 millones de metros cúbicos por año, de los cuales el 93.5% (4.6 millones de m3) corres-pondían al consumo leña, en tanto que la oferta potencial sostenible de los mismos ascendía aproximadamente a 2.9 millones de metros cúbicos. Los datos citados permiten calcular un déficit de 1.7 millones de metros cú-bicos, correspondientes a 1.3 millones de toneladas métricas aproximadamente. La discrepancia en estos estimados pone de manifiesto la necesidad de realizar estudios periódicos detallados, que permitan cuantificar la oferta y la demanda de leña sobre una base comparable y que posibilite la formu-lación de políticas adecuadas para el manejo del recurso. Pese a lo anterior, resulta evidente que el suministro de leña se encuentra actualmente en condiciones muy precarias, generando presiones para la sustitución de es-te energético por otros más modernos y accesibles como el GLP, en aquellos estratos de la población cuyo ni-vel de ingresos posibilite tal sustitución. Para los estratos de menores ingresos, la escasez de leña implicará en el corto plazo el racionamiento en su consumo energético, con el consecuente impacto negativo en su calidad de vida. 4.1.3 Canales de comercialización de la leña. De acuerdo con el estudio realizado para USAID - El Salvador, se estima que un 83% del volumen total es consumido en el área rural, de este volumen un 76% es obtenido por recolección directa lo que a nivel nacio-nal implica que aproximadamente el 63% del consumo residencial es abastecido por este medio. El restante 37% del consumo residencial así como el consumo industrial y comercial de leña son abastecidos por medio de un sistema de comercialización poco desarrollado, en el que individuos particulares desempeñan las fun-ciones de extracción, transformación, transporte y distribución de la leña. La producción consiste principalmente en la extracción de la leña de las áreas de vegetación productoras, da-do que no existen plantaciones cultivadas específicamente para la producción de leña. La extracción se realiza generalmente con medios manuales, lo que implica una operación a pequeña escala. Las principales fuentes de extracción de la leña comercializada son los cafetales, los matorrales y los árboles aislados. La leña extraí-


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da es vendida a transportistas, distribuidores o directamente a los consumidores locales sin mayor procesa-miento, por lo que la transformación de la leña a una forma adecuada para el uso final es realizada por estos agentes. El transporte de la leña ocurre también en operaciones de pequeña escala, en las que la leña es llevada a los centros urbanos. Existen indicios de que la leña transportada hacia los grandes centros urbanos proviene prin-cipalmente de los cafetales, en tanto que la leña consumida en centros urbanos de menor importancia es obte-nida de los matorrales, arboles aislados o cafetales cercanos y transportada hasta éstos por el productor. Asi-mismo se ha podido identificar negocios dedicados exclusivamente a la distribución y venta de leña al por menor, ubicados en los centros urbanos. Aunque actualmente el conocimiento sobre los canales de comercialización de la leña es limitado, puede apreciarse que ésta es realizada en pequeña escala por un gran número de agentes y que a excepción de los grandes centros urbanos, la producción y consumo de la leña reviste un acentuado carácter local, lo que puede implicar patrones regionales de consumo muy diversos. Lo anterior implica que aún cuando se alcanzase un balance entre la oferta sostenible y el consumo de leña a nivel nacional, podrían persistir zonas de escasez re-lativa. 4.1.4 Residuos vegetales Los residuos vegetales más ampliamente utilizados en El Salvador son el bagazo de caña y los residuos de ca-fé (pulpa y cascarilla), estos residuos son generados como subproducto de los procesos de producción del azúcar y de beneficiado del café, y su uso está limitado a las respectivas agroindustrias. En los ingenios azu-careros el bagazo es quemado en calderas para la producción de vapor que posteriormente se utiliza para la generación de energía eléctrica y calor de proceso. La energía eléctrica generada es utilizada exclusivamente para el suministro de la misma agroindustria, aunque eventualmente ocurran intercambios de energía con la red de distribución. Por su parte la cascarilla y la pulpa de café son utilizados exclusivamente para la genera-ción de calor de proceso en los beneficios de café. De acuerdo con la información reportada por CEL, en los balances energéticos nacionales, la energía potencialmente obtenible de los residuos vegetales es utilizada únicamente en forma parcial, por lo que anualmente se originan excedentes no utilizados, de los mismos.

Cuadro 4.1.3 Potencial energético y consumo de energía proveniente de residuos vegetales Año Potencial (TJ) Consumo (TJ) Potencial no utilizado

(TJ) 1990 8074.2 3779.4 4294.8 1991 10632.4 4644.4 5988.0 1992 10750.9 5219.7 5531.2 1993 10153.8 5025.8 5128.0 1994 9157.4 4452.7 4704.7 1995 9716.3 5177.8 4538.5 1996 9504.9 4523.4 4981.5


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4.2 Subsector Hidrocarburos 4.2.1 Evolución del suministro de petróleo y sus derivados El Salvador carece de pozos productores de petróleo y hasta la fecha no se han descubierto yacimientos co-mercialmente explotables, por esta razón los requerimientos de petróleo son actualmente satisfechos por me-dio de la importación de crudo o de sus derivados, situación que difícilmente cambiará en el futuro. Dada la alta participación de los hidrocarburos en el suministro energético nacional, este hecho implica que se man-tendrá el patrón de dependencia externa desde el punto de vista energético. La evolución del suministro de pe-tróleo y sus derivados se muestra en la figura 4.2.1. Como puede apreciarse durante la presente década se ha intensificado la importación directa de derivados del petróleo, particularmente de la importación de diesel el cual es consumido en el sector transporte y en la gene-ración termoeléctrica

Figura 4.2.1: Evolución del suministro de petróleo y su derivados, período 1990-1996 4.2.2 El sistema de refinación de petróleo En El Salvador existe únicamente una refinería de petróleo, la Refinería Petrolera de Acajutla, S.A. (RASA), la cual inició sus operaciones en 1962. Dicha refinería cuenta con el equipamiento siguiente: a) Unidad de destilación atmosférica, con una capacidad nominal de 17,000 Bbls/día b) Unidad de reformación catalítica, para la producción de gasolinas de alto octanaje y GLP, con una capa-

cidad nominal de 3000 Bbls/día. c) Sistema de eliminación de azufre, para el tratamiento de la nafta y destilados intermedios. d) Unidad de destilación al vacío, para la producción de asfaltos, con capacidad nominal de 2,000 Bbls/día. e) Separadoras de propano y butano. f) Tanques de almacenamiento para crudo y derivados. La refinería ha realizado modificaciones leves en el equipamiento que le han permitido optimizar el uso de los mismos de manera que la capacidad nominal actual de la misma es de aproximadamente 20,500 Bbls/día. Pe-se a lo anterior las unidades de procesamiento continúan siendo poco flexibles, debido a que no existen insta-laciones para la realización de craqueo catalítico o reducción de viscosidad que permitan ajustar el perfil de destilación a la estructura de la demanda. Los rendimientos por tipo de destilado, resultan por lo anterior al-tamente dependientes del crudo procesado. La estructura promedio de la destilación y de la demanda para el año 1996, según lo reportado en el balance energético nacional, se muestra en el cuadro 4.2.2. De acuerdo con la estructura de la demanda, satisfacer los requerimientos de diesel oil habría implicado el procesamiento


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de aproximadamente 27 millones de barriles de petróleo en ese año, lo que habría requerido una capacidad instalada de 74,000 Bbls/día, y aún si tal capacidad hubiese estado disponible se habría generado grandes ex-cedentes de los restantes derivados, especialmente de fuel oil. Durante la década de los ochenta, esta deficiencia fue superada con la importación de crudos reconstituidos, es decir crudos mezclados con proporciones adecuadas de productos refinados o semi refinados, de manera que la composición del mismo se ajustase mejor a la estructura de la demanda. Esta práctica significó una ele-vación de los costos de producción, debido a la doble refinación de los componentes del crudo reconstituido. Actualmente la demanda de GLP y Diesel han crecido a tal punto que esta práctica resulta totalmente inade-cuada y el desbalance entre la estructura de refinación y la demanda se ha resuelto con la creciente importa-ción de productos terminados.

Cuadro 4.2.2 Estructura de la refinación de petróleo y de la demanda de derivados de petróleo para 1996. Producción de RASA Demanda

Energético Energía (TJ) Rendimiento(%) Energía (TJ) Participación (%) Gas de refinería 641.4 2.0% GLP 610.9 1.9% 5,172.0 8.7% Gasolinas de motor 8,395.4 26.1% 12,714.9 21.4% Kerosene 2,825.3 8.8% 2,818.6 4.7% Diesel 4,575.3 14.2% 22,772.4 38.3% Fuel Oil 13,385.2 41.7% 14,633.7 24.6% Asfaltos (N.E.) 1,024.1 3.2% 1,377.0 2.3% Pérdidas 657.7 2.0% Total† 32,115.3 100.0% 59,488.6 100.0%

† El total de 32,115.3 TJ equivale a un volumen de 5.5 millones de barriles de petróleo, lo que im-plica un promedio de 15,000 barriles de petróleo procesados diariamente por la refinería, es decir una utilización promedio del 75% de su capacidad nominal.

4.2.3 Sistema de distribución de los derivados del petróleo La distribución de los derivados del petróleo es realizada por las empresas EXXON, Shell, Texaco, Tropigas de El Salvador y Corporación Casa Castro. La participación de estas empresas en el mercado de los derivados de petróleo de mayor demanda se resume en el cuadro 4.2.3. EXXON y SHELL son los principales accionistas de RASA, y retiran los derivados directamente de las insta-laciones de la refinería utilizando camiones cisterna y transportándolo por carretera directamente hasta las es-taciones de servicio. TEXACO posee actualmente instalaciones de almacenamiento para la importación dire-cta de derivados del petróleo, las que ha utilizado en forma combinada con compras realizadas a RASA para el abastecimiento de su red de estaciones de servicio, el transporte de los productos hasta el consumidor final es realizado por esta empresa de manera semejante a la utilizada por EXXON y SHELL. El mercado del GLP es cubierto por Tropigas y SHELL, quienes comercializan este producto tanto a granel como envasado. EXXON posee una participación de poca importancia en la distribución de GLP a granel. La Corporación Casa Castro se dedica exclusivamente al aprovisionamiento diesel y fuel oil para la empresa ge-neradora de energía eléctrica Nejapa Power.


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Cuadro 4.2.3 Ventas de las compañías distribuidoras de derivados del petróleo para 1996

GLP Gasolina Diesel Fuel oil Compañía Venta Bbls Part. Venta Bbls Part. Venta Bbls Part. Venta Bbls Part.

EXXON 28,539 2.6% 913,249 36.3% 1,128,225 34.6% 1,041,429 73.6% Shell 232,910 21.5% 896,620 35.6% 1,206,831 37.1% 102,318 7.2% Texaco 0 0.0% 708,248 28.1% 852,274 26.2% 183,739 13.0% Tropigas 822,505 75.9% 0 0.0% 0 0.0% 0 0.0% Casa Castro 0 0.0% 0 0.0% 69,680 2.1% 87,615 6.2% Total 1,083,954 100.0% 2,518,117 100.0% 3,257,010 100.0% 1,415,101 100.0% 4.3 Subsector generación de energía eléctrica 4.3.1 Evolución de la generación de electricidad. La estructura de la generación de energía eléctrica en El Salvador durante las dos décadas anteriores estuvo fundamentada en la explotación de los recursos hidráulicos y geotérmicos nacionales, durante la presente dé-cada, sin embargo, la generación térmica a base de combustibles fósiles, ha incrementado considerablemente su participación, este hecho es apreciable si se considera el suministro de energía del Subsector. Para el año 1996, el consumo de derivados del petróleo para la generación de energía eléctrica constituyó el 19.1% del consumo total de estos energéticos.

El cuadro 4.3.2. muestra la evolución de la generación bruta del sistema, según la fuente utilizada, los datos muestran que la generación térmica pasó de representar el 4.0% de la generación bruta total en 1986 a repre-sentar 31.8% en 1996, actualmente la generación térmica representa más del 40% de la generación bruta. 4.3.2 La distribución de energía eléctrica. La distribución de la energía eléctrica es realizada actualmente por cuatro Compañías distribuidoras privadas; cada una propietaria de una red de distribución: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador, S.A. de C.V. (CAESS) que opera en la región Centro-Norte; Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana, S.A. de C.V. (CLESA) cuya área de distribución es en la región Occidental; Distribuidora de Electricidad del Sur. S.A. de C.V. (DELSUR) en la región Centro- Sur del país y Empresa Eléctrica de Oriente, S.A. de C.V. (EEO) en la región Oriental. Las características más relevantes de estas compañías se muestran en el cuadro 4.3.3.

Cuadro 4.3.1 Suministro del sistema de generación por fuente (TJ)

Térmica Año Energía Hidráulica

Energía Geotérmica Diesel Fuel Oil Subtotal

Total

1986 5,769.8 10,366.5 808.5 449.2 1,257.7 17,394.1 1987 5,208.0 11,731.0 1,022.0 3,253.1 4,275.1 21,214.1 1988 6,024.0 11,577.8 1,079.4 2,268.8 3,348.2 20,949.9 1989 6,702.2 12,081.4 500.3 1,854.3 2,354.7 21,138.3 1990 7,715.4 11,272.1 458.9 1,674.7 2,133.6 21,121.1 1991 5,894.6 11,312.3 3,657.2 4,794.7 8,451.9 25,658.8 1992 6,459.8 10,983.7 3,215.9 4,956.3 8,172.2 25,615.7 1993 7,273.3 9,729.3 6,557.4 4,660.7 11,218.1 28,220.7 1994 6,732.0 8,709.8 11,203.0 5,098.7 16,301.7 31,743.5 1995 6,778.0 11,596.2 12,495.1 3,917.2 16,412.3 34,786.4 1996 8,733.2 12,602.7 3,817.5 7,574.3 11,391.9 32,727.8


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Cuadro 4.3.2 Generación bruta por tipo de recurso (Gwh)

Año Hidráulica % Geotérmica % Térmica % Total 1986 1,231.0 73.7% 372.8 22.3% 67.5 4.0% 1,671.3 1987 1,137.4 60.0% 434.5 22.9% 324.3 17.1% 1,896.2 1988 1,302.4 65.7% 430.0 21.7% 249.1 12.6% 1,981.5 1989 1,425.5 70.2% 440.9 21.7% 164.0 8.1% 2,030.4 1990 1,647.8 74.3% 418.7 18.9% 150.7 6.8% 2,217.2 1991 1,268.5 55.2% 424.5 18.5% 604.1 26.3% 2,297.1 1992 1,415.7 59.4% 390.9 16.4% 575.3 24.2% 2,381.9 1993 1,518.1 54.6% 379.6 13.6% 884.9 31.8% 2,782.6 1994 1,447.6 46.0% 406.7 12.9% 1,291.7 41.1% 3,146.0 1995 1,471.3 44.1% 442.7 13.3% 1,423.7 42.7% 3,337.7 1996 1,882.6 55.5% 430.6 12.7% 1,078.2 31.8% 3,391.4

Cuadro 4.3.3 Características de las compañías distribuidoras de energía eléctrica en 1997

Compañía CAESS CLESA DELSUR EEO No. de clientes al 31/12/96 385,425 189,252 193,723 129,566 No. de empleados 650 359 290 195 Energía comercializada. 1997 (Gwh) 1,457 737 677 268

La participación de las compañías distribuidoras de energía eléctrica y los grandes usuarios de la red, puede observarse en la figura 4.3.1, donde se ve que CAESS abastece clientes que representan un 46 % del Consu-mo Nacional de energía eléctrica, siguiendo DELSUR con un 22 % del Consumo. Las otras dos distribuidoras (CLESA y EEO) alcanzan un 25 % del Consumo entre ambas. Un usuario final significativo dentro del siste-ma es la Administración Nacional de Acueductos y Alcantarillados ( ANDA) que por su plantas de bombeo consume un 5 % de la energía eléctrica producida.

Figura 4.3.1 Proporción del consumo de energía eléctrica por Operador Distribuidor


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5. La política energética y el proceso de transformación del sistema. El diseño y fijación de políticas en el sector energético de El Salvador se ha caracterizado por su fraccionamiento a nivel de subsectores, sin que haya existido un concepción integrada; la política se ha reducido en la mayoría de los casos a una mera interpretación de las políticas económicas y sociales a nivel nacional aplicables al sector. El único subsector en el cual se han definido políticas efectivas ha sido el de la energía eléctrica, en tanto que los subsectores de hidrocarburos y fuentes renovables de energía se han desarrollado de manera inercial, respondiendo a las necesidades coyunturales del país. En 1987, CEL realizó el primero y único intento para establecer una política integrada para abordar el problema energético en el país, la cual se resume en el Primer Plan Nacional de Desarrollo Energético Integrado 1988 – 2000. Este documento fue en realidad el resultado de un proceso en el que el Ejecutivo fue gradualmente asignando responsabilidades a CEL dentro del sector. Para 1980 CEL era responsable de desarrollar, administrar y utilizar los recursos energéticos de El Salvador. Durante la década siguiente las debilidades estructurales del sistema institucional del sector se hicieron cada vez más evidentes, especialmente porque debido a las presiones generadas por el conflicto armado sobre el sistema eléctrico, los recursos de CEL resultaron insuficientes para el adecuado desarrollo de todas las funciones asignadas a esta institución. Dado el cambio de gobierno experimentado en el país en 1989, ocurrió un significativo cambio en la política nacional pasándose del esquema de alta intervención estatal a un modelo de libre mercado. Para el sector energético esto implicó que el plan energético propuesto no fuera puesto en práctica, y marcó el inicio de significativos cambios en la estructura institucional del sector. El nuevo modelo implicaba la no-intervención estatal en las actividades productivas, la reducción y modernización del aparato estatal, así como la liberación del mercado interno y la reducción de las barreras arancelarias. En cuanto el sector energético el modelo de libre mercado ha originado una profunda transformación la cual consiste básicamente en la privatización de las empresas estatales, la liberación de los precios de la energía, la eliminación de los subsidios, y la promoción de la inversión privada en el sector. La transformación más compleja y profunda está ocurriendo en el subsector eléctrico, el cual esta pasando de una estructura monopólica, controlada en forma centralizada por el Estado por medio de CEL, a un esquema de libre mercado en manos de empresas privadas, que operan en un ambiente competitivo, determinando el precio de la energía eléctrica por medio del comportamiento natural de la oferta y la demanda. Los esfuerzos de privatización han incluido también, la importación y distribución de los hidrocarburos, funciones que pasan, de ser desarrolladas por CEL, a ser manejada por empresas privadas. Igualmente se ha puesto en marcha un proceso gradual de liberación de los precios de los derivados del petróleo. Finalmente, pese a haberse demostrado que la leña es el recurso energético de mayor demanda no se ha definido hasta el momento ninguna política o mecanismos que permitan el uso racional de ese recurso. 5.1 El proceso de transformación en el sector hidrocarburos 5.1 1 Aspectos Institucionales y Regulatorios. El proceso de transformación del subsector hidrocarburos no ha requerido de la promulgación de nuevas leyes, de modo que las actividades del mismo son reguladas por la "LEY REGULADORA DEL DEPOSITO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE PRODUCTOS DE PETRÓLEO" y su respectivo reglamento 35. Esta ley establece el marco para el funcionamiento de los agentes privados o estatales que deseen desarrollar actividades de importación y comercialización de productos de petróleo. Sin embargo esta ley es de alcance limitado por cuanto no regula la exploración y explotación de yacimientos, ni menciona en forma expresa las actividades relacionadas con otros hidrocarburos como el gas natural o el carbón mineral. El vacío antes indicado fue subsanado en 1981 por medio del decreto ejecutivo número 626 de La JUNTA

35 Decreto No. 169, Diario Oficial, San Salvador, 23 de diciembre de 1970.


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REVOLUCIONARIA DE GOBIERNO, denominado "LEY DE HIDROCARBUROS"36, este decreto designaba al Ministerio de Economía como la autoridad encargada de su aplicación y confería a CEL amplias atribuciones para el desarrollo de las actividades en el sector. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, así como el transporte de los mismos, quedaron reservadas exclusivamente para CEL, institución que podría ejecutarlas directamente o por medio de contratos. La ley confiere al Ministerio de Economía la autoridad para fijar los precios de los derivados del petróleo y del gas natural, destinados para el consumo interno. En 1980 se firmó el convenio de San José, por el cual México y Venezuela suministrarían petróleo crudo a los países de Centro América y El Caribe bajo condiciones preferenciales, como resultado de este acuerdo, se atribuyó a CEL la importación de crudos de PEMEX y PEDEVESA, de esta manera, durante la década de los ochenta RASA debió comprar el crudo a CEL como único proveedor, si bien las actividades de refinación y distribución permanecieron en manos privadas. El nuevo modelo económico impulsado durante la presente década ha modificado la situación monopólica en la importación de hidrocarburos, autorizándose la importación directa de petróleo y sus derivados a RASA y a las compañías distribuidoras. Actualmente cualquier empresa que desee importar o comercializar hidrocarbu-ros, está en libertad de hacerlo sujeta a los requisitos establecidos en las leyes antes indicadas. Por otra parte los aranceles para la importación de hidrocarburos han sufrido una drástica disminución. La promulgación de la LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD, la cual se discutirá en detalle en la sección 5.2, reduce las responsabilidades de CEL en el sector energético, transformándola en un empresa dedicada exclusivamente a la generación de energía eléctrica, sin que se haya regulado por ley el cumplimiento de las funciones que ésta cumplía como ente rector del sector. Aunque la Ley de Hidrocarburos no ha sido deroga-da, la aplicabilidad de la misma ha quedado fuertemente comprometida por esta nueva ley, dado que se ha hecho desaparecer al ente responsable de la Ley de Hidrocarburos, generándose vacíos en la legislación reguladora del sector. 5.1.2 La política de precios de los combustibles Hasta 1992 la política de precios de los combustibles al consumidor era acordada por el Comité Económico del Ejecutivo en base a las recomendaciones del Ministerio de Economía y CEL. Como parte de esta política se establecieron los subsidios al diesel utilizado por el transporte público y al GLP para consumo residencial, estos subsidios han sido cubiertos por medio de recargos adicionales en los precios de los restantes derivados del petróleo. Los precios de venta al consumidor eran determinados tomando en consideración el precio de la materia pri-ma, los costos de refinación, los costos de distribución, los impuestos y subsidios, y los márgenes de utilidad reconocidos a la refinería y a los distribuidores, siendo estos últimos establecidos por el Ministerio de Eco-nomía. A partir de 1992, se ha iniciado un proceso gradual de liberación de los precios, liberándose totalmente los precios al consumidor de todos los derivados a excepción del diesel y el GLP, a partir de septiembre de ese año. El precio del diesel al consumidor se liberó completamente a partir del mes de junio de 1994 y en 1996 se liberaron los precios del gas propano a granel y en envases de 100 lbs. Los precios del GLP en envases de 35 lbs o menos continúan siendo regulados y subsidiados hasta el presente, asimismo persiste el subsidio al diesel consumido por el transporte público. Aunque los precios al público han sido liberados en su mayor parte, los precios RACK-RASA, o precios de venta a los distribuidores en el cargadero de la refinería continúan siendo regulados por el Ministerio de Eco-nomía, si bien sobre la base de los precios internacionales de los derivados del petróleo y de manera que fluc-túen junto con éstos. La figura 5.1.1. muestra el comportamiento de los precios promedio mensuales de la gasolina y el diesel (no subsidiado) durante los años 1994, 1995 y 1996. Como puede apreciarse los precios de los combustibles 36 Decreto No. 626. Diario Oficial, San Salvador, 17 de marzo de 1981


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muestran relativamente poca variación durante el año, a excepción del año 1996 en el que puede apreciarse un considerable incremento en los precios. Actualmente los precios han caído a niveles comparables a los del año 1994. Puede apreciarse una sensible diferencia entre los precios de las gasolinas y el diesel, diferencia creada artificialmente por la mayor carga impositiva y recargos para el financiamiento de los subsidios agregadas al precio de las primeras. Considerando la actual política de precios, es razonable esperar que, como se ha mostrado en las secciones an-teriores, la demanda de GLP en el sector residencial y la demanda de diesel en el sector transporte, muestran un rápido crecimiento durante la presente década.

Figura 5.1.1: Precios de los derivados del petróleo durante el período 1994-1996 (precios corrientes)


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5.2 El proceso de transformación del subsector eléctrico. 5.2.1 Aspectos Institucionales y Regulatorios. El sector eléctrico salvadoreño está ahora regulado por la Ley General de Electricidad y su reglamento37, la cual reemplaza la Ley de Servicios Eléctricos de 1936 y las concesiones que previamente regularon las opera-ciones de la industria. Mediante esta nueva ley se persigue principalmente: desarrollar mercados competitivos de generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, el libre acceso de los genera-dores a las instalaciones de transmisión y distribución, el uso eficiente de los recursos y la protección de los derechos de todos los usuarios y operadores del sector eléctrico. Hasta 1997, el sistema eléctrico funcionaba bajo un esquema monopólico, CEL era una empresa autónoma de servicio que integraba verticalmente toda la cadena de abastecimiento desde la producción hasta la distribu-ción de la energía eléctrica a nivel nacional. Bajo este esquema, no existía un ente que regulaba el sector y controlaba las tarifas de la energía eléctrica, sino que era el Ministerio de Economía que dictaba por decreto los pliegos tarifarios a los consumidores finales. La concesión de los derechos para la explotación de los re-cursos naturales, estaba concentradas en CEL, siendo ésta la propietaria de las redes de transmisión y distri-bución. La operación y despacho de la energía eléctrica era centralizado y llevado a cabo por el Centro de Operaciones de CEL, el cual a su vez manejaba en forma centralizada los embalses de las centrales hidroeléc-tricas. La demanda, por medio de las compañías distribuidoras, tomaba libremente toda la energía necesaria para suplir las demandas de sus consumidores finales, a un precio único dictado por las tarifas aprobadas y sin respetar ninguna restricción de tipo técnica, ni comercial. En el nuevo esquema iniciado en Enero de 1998, se da la libre competencia en el mercado, al existir varias empresas generadoras y distribuidoras horizontalmente integradas, con libre acceso a las redes de transmisión y distribución. Estas empresas generadoras han surgido de la reestructuración de CEL y de la venta al sector privado de las cuatro compañías distribuidoras de energía eléctricas. El control del sistema se realiza actual-mente en forma independiente por la Unidad de Transacciones, siguiendo un criterio Comercial y Operativo para asegurar la calidad y confiabilidad del suministro. Contrariamente al esquema anterior, en el cual la optimización de los recursos de generación se realizaba por medio de un despacho económico, en el nuevo marco regulatorio se tienen precios que siguen el comporta-miento y el equilibrio natural entre la oferta y la demanda de energía eléctrica. La ley establece libre conce-sión de explotación de los recursos naturales a cualquier operador que lo solicite y las tarifas son fijadas por la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), la entidad reguladora, en base al comportamiento del mercado de energía eléctrica. En resumen los principales puntos contenidos en la Ley General de Electricidad son los siguientes: a) Libre competencia entre los Participantes del Mercado b) Libre acceso a redes de transmisión y distribución c) Precios libres al nivel de generación y consumidor final d) Cargos regulados en transmisión y distribución e) Mercado mayorista operado por la Unidad de Transacciones (UT) f) Despacho programado con base en contratos g) Mercado Regulador del Sistema (MRS) h) Concesiones para generación hidroeléctrica y geotérmica La Ley de Electricidad establece un esquema de competencia abierta para desarrollar la capacidad de genera-ción termoeléctrica en El Salvador. Dichos proyectos deben ser registrados en la SIGET, pero no requieren su aprobación específica. Esta competencia y la apertura arancelaria del gobierno central para la importación de hidrocarburos para la generación termoeléctrica, son unos de los focos más apremiantes en un proyecto de mi-tigación de Gases Efecto Invernadero ( GEI). 37 Decreto 843. Diario Oficial, San Salvador, 25 de octubre de 1996


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Las partes que deseen desarrollar proyectos de generación geotérmica o hidroeléctrica. deberán obtener con-cesión de la SIGET para el uso de los recursos Naturales. La Ley de Electricidad y su Reglamento estab1ecen el procedimiento y requisitos para éste proceso. La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) es responsable de asegurar el cumplimiento de todas las leyes aplicables y regulaciones relacionadas con los sectores de electricidad y tele-comunicaciones en El Salvador. La SIGET es una institución autónoma cuya máxima autoridad es el Super-intendente General nombrado por el Presidente de la República, quien servirá por un período de siete años. Las responsabilidades de la SIGET incluyen, la fijación de las tarifas máximas para los usuarios finales del sector residencial con bajos consumos de electricidad, la aprobación de las tarifas establecidas por los Distri-buidores en sus propias áreas de distribución, hacer cumplir los requisitos regulatorios en el sector de electri-cidad, penalizar por el incumplimiento a dicha regulación y resolver conflictos entre operadores. Además dentro de sus funciones operativas se encargará de: a) Regular los cargos por usos de transmisión y distribución, b) Monitorear el desarrollo del mercado, c) Resolver disputas entre operadores, d) Regular los cargos de la Unidad de Transacciones, e) Otorgar las concesiones para explotación de recursos hidráulicos y geotérmicos para generación f) Solicitar y publicar información relativa al sector g) Velar por la exclusión de prácticas contra la libre competencia en el mercado Finalmente, considerando que bajo este nuevo marco regulatorio, la decisión de expandir la red eléctrica, ha quedado totalmente a juicio del Transmisor o Distribuidor; con el objeto de facilitar el desarrollo del suministro eléctrico, particularmente a las áreas rurales, se ha creado el Fondo de Inversión Nacional en Electricidad y Telefonía (FINET) 38. Mediante este fondo se financiarán los servicios de electricidad a los sectores rurales y de menores ingresos donde los Distribuidores o Transmisores, basándose en sus criterios de factibilidad económica, no efectuarían expansiones a su red. 5.2.2 Principales Operadores en el Mercado de Energía Eléctrica A continuación se listan los principales operadores participantes en el nuevo marco regulatorio del subsector electri-cidad, junto con las principales características conferidas de acuerdo a la Ley General de Electricidad: a) Generadores: Estos tiene libertad para fijar sus precios, sin regulación, no tienen obligación de servir excepto la establecida en sus contratos, deben tener contratos con transmisores, (y con distribuidores si venden a usuarios finales). Requieren concesión para centrales a base de recursos hidráulicos y geotérmicos y pueden participar en el Mercado Regulador del Sistema (MRS). Si desean entrar al mercado, haciendo uso de hidrocarburos (Recurso termoeléctrico), solo deberán inscribirse en el registro de operadores de la SIGET y presentar un Estudio de Factibilidad Técnica de su interconexión con el sistema de transmisión. b) Transmisores: Están obligados a permitir el uso de sus redes para transporte de energía, sus cargos están regulados y no hacen transacciones de energía. Entregan el control de sus equipos a la UT, realizan mantenimiento de sus instalaciones y pueden hacer inversiones cuando lo solicitan los operadores o cuando la UT lo establece como una expansión de la red de beneficio común. Si efectúan inversión esta es recuperada por medio de la tarifa

38 Decreto 354. Diario Oficial, San Salvador, 29 de julio de 1998


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c) Distribuidores: Están obligados a permitir el uso de sus redes para transporte de energía. Sus cargos están regulados y no tienen áreas de concesión, ni tienen obligación de servir más que lo establecido en sus contratos. Realizan la operación y mantenimiento de sus instalaciones. Hacen las inversiones que requieran pero lo cargan en sus tarifas en base a una metodología de empresa eficiente. Para realizar ventas a usuarios finales deben registrarse como comercializadores. d) Usuarios finales: Pueden elegir libremente el suministrante de energía, los contratos incluyen compensación por energía no ser-vida y pueden ser servidos por comercializadores, distribuidores o generadores. Pueden contratar precios de energía que varíen con el Mercado Regulador del Sistema e) Comercializadores: Compran energía a otros operadores para revenderla, no poseen instalaciones ni participan en el Mercado Regulador del Sistema. f) Unidad de Transacciones (UT): La Ley General de Electricidad asigna la función de Administrador del Mercado y Operador Independiente del Sistema de Transmisión a la sociedad Unidad de Transacciones (UT), en la cual tienen participación ac-cionaria todos los operadores y usuarios finales conectados con el sistema de transmisión. Maneja el sistema de potencia de El Salvador, velando por la calidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica y la operación comercial de los mercados establecidos por la Ley General de electricidad. Dichos mercados son el de Contratos y el Mercado Regulador del Sistema (MRS) Así para el Mercado de Contratos se tienen las siguientes características: a) Se encuentra basado en transacciones bilaterales "físicas" entre operadores de mercado (Volúmenes de

Energía) b) No se detallan las condiciones financieras de los contratos, ni las condiciones comerciales. c) Son despachadas según se informan, excepto en casos de no ser factibles técnicamente d) No se requiere tener documento contractual a la vista e) La UT solo registra transferencias físicas f) Las desviaciones de lo programado con lo real son saldadas en el MRS (Bolsa de Energía) Por otro lado para el Mercado Regulador del Sistema, se remarcan los siguientes puntos: a) Se basa en ofertas de generadores, distribuidores y usuarios, tanto en bloques de energía como en precios b) Las ofertas son para cada período de despacho c) Para cada período de despacho, todos los generadores que participan reciben el precio de la unidad des-

pachada más cara; todos los compradores pagan a su vez dicho precio d) Se pueden recibir ofertas de cargas desconectables y son pagadas al MRS e) Los precios resultantes del MRS serán publicados periódicamente La UT dispone de un Sistema de Administración de Energía (EMS), con el cual dispone de medios eficientes para garantizar la calidad y seguridad de la operación del sistema de transmisión; actualmente se realizan ges-tiones para proveer de los recursos informáticos para manejar adecuadamente el mercado mayorista de acuer-do a como lo requiere el nuevo marco legal del sector eléctrico. 5.2.3. Funcionamiento actual del sistema energético La operación del Mercado Mayorista y la coordinación del transporte de energía desde las plantas generado-res, así como la seguridad y 1a calidad de servicio, serán las principales actividades de la Unidad de Transac-


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ciones (UT). La UT será responsable también por la operación de la red de transmisión, y calcular e informar a los participantes del mercado sobre los efectos económicos de las transacciones en el Mercado Regulador del Sistema ( MRS ) 5.2.3.1 Generación y despacho Tradicionalmente, el despacho de energía ha estado basado en la asignación de generación utilizando diferen-tes métodos pero que tiene como características comunes la búsqueda del costo mínimo y la toma de decisio-nes centralizadas; la mayoría de los sistemas de administración de energía están orientados en tal dirección y su empleo es bastante frecuente en los centros de control. Sin embargo, la reciente tendencia a compartir las decisiones operativas y los riesgos que involucran, a través de mercados competitivos, ha motivado a las empresas que asumen las funciones de Administradores del Mercado, a desarrollar nuevos algoritmos que permitan ejercer el control del flujo de energía en las redes bajo las indicaciones económicas de los operadores y las restricciones técnicas propias del transporte de electrici-dad. El modelo de Mercado Mayorista de Energía Eléctrica de El Salvador, está basado en la competencia a nivel de generación y demanda a través de dos instancias, cuyas principales características ya fueron enumeradas anteriormente: el Mercado de Contratos, en el cual los operadores presentan sus acuerdos de transacciones fí-sicas establecidas libremente entre las partes que deseen vender y comprar electricidad a través de la red de transmisión, sin necesidad de declarar los precios de sus acuerdos; el Mercado Regulador del Sistema (MRS), un mercado tipo “spot”, en el que los generadores ofrecen al mercado su disponibilidad de inyectar sus exce-dentes a un precio mínimo, mientras que la demanda está facultada para presentar sus ofertas de lo que está dispuesta a comprar y el precio máximo que desea pagar. El mercado mayorista también tiene instancias secundarias para el manejo en una forma competitiva de la provisión de los Servicios Auxiliares, tales como potencia reactiva, control de frecuencia, reserva rodante, etc., de tal forma que permita a los operadores tomar decisiones sobre la forma más económica de transar en el mercado, permitiendo la competencia de sus intereses particulares en un marco de reglas de mercado claras. 5.2.3.2 Comportamiento de los volúmenes de energía en el Mercado de Energía Eléctrica Para los primeros nueve meses de 1998, el volumen de energía inyectada en el sistema de potencia desde los generadores, siguiendo el despacho con las nuevas reglas del mercado, asciende a 2,739 Gwh. La proporción de esta energía que ha sido entregada por medio de contratos de compra-venta de energía con precios libre-mente acordados por ambas partes asciende a 1,798.1 Gwh lo que representa un 70.2 % de la energía produci-da. El restante 29.8 % , se negoció en el mercado Spot ( Bolsa de energía ), que de acuerdo a lo establecido en la Ley General de Electricidad se conoce como MRS, con un volumen de 761.7 Gwh. En la figura 5.2.1, se muestra la proporción de la energía negociada en los contratos con respecto a la negociada en el MRS para el primer semestre del presente año. De acuerdo a consultas realizadas con la SIGET y con la UT, el comportamiento de los precios promedio en el MRS para los primeros ocho meses de año se muestran en la figura 5.2.2, y se observa como su comporta-miento esta influenciado por las condiciones climáticas, del país y sobre todo por la diferente proporción de energía hidroeléctrica que se posee en los meses de invierno (Mayo - Octubre) comparada con los meses de verano(Noviembre - Abril) Lógicamente, cuando se tiene una gran cantidad de recurso hidroeléctrico sincronizado en el sistema, el com-portamiento de los precios en el MRS es hacia la baja, tal como queda demostrado en la figura 5.2.2. Caso contrario ocurre en los meses de verano, donde la generación termoeléctrica tiene una mayor participación, para completar la producción de energía eléctrica en el sector, pues se está administrando el agua embalsada en las represas, para que alcancen los niveles mínimos al inicio de la siguiente estación lluviosa.


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De acuerdo a lo establecido en la Ley General de Electricidad y su Reglamento General, los precios promedio de los trimestre ocurridos en el Mercado Regulador del Sistema (MRS) , servirán de base para el ajuste de los precios a usuarios finales, contenidos en los pliegos tarifarios de las compañías distribuidoras; por lo que una baja en el precio promedio traería un ajuste automático de las tarifas a los usuarios finales del servicio. Es requisito que al momento de presentar a la SIGET para su aprobación, los pliegos tarifarios para el siguiente año de operaciones de las distribuidoras, se considere el comportamiento del MRS del último año.

Figura 5.2.2: Comportamiento de los precios promedios al MRS período de enero a septiembre de 1998


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5.2.4 Demanda de Energía Eléctrica La Privatización de la distribución inició en marzo de 1993, cuando se iniciaron los estudios para la privatiza-ción en el sector energía, y continuó con la creación de las cuatro sociedades que aglutinaron los activos de las empresas distribuidoras a privatizar y la posterior aprobación de la Ley de Privatización de las Distribui-doras de Electricidad. Según esta última, la venta de acciones observaría las siguientes proporciones: 75% pa-ra inversionistas extranjeros, 20% para los empleados de las cuatro sociedades distribuidoras y de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa, y el restante 5% para inversionistas nacionales. Entre septiembre y noviembre de 1997 se vendió el 20% correspondiente a los trabajadores; el 20 de enero de 1998 se subastó el 75% correspondiente a los inversionistas extranjeros y, próximamente, se proyecta comple-tar la venta del restante 5% destinado a los inversionistas nacionales en el mercado de valores. De acuerdo a versiones periodísticas, como resultado de la subasta de las distribuidoras se obtuvo un poco más de 586 mi-llones de dólares, pagados por empresas de Venezuela, Chile y Estados Unidos. 5.2.4.1 Privatización de la distribución Después de analizar los primeros estudios CEL, solicitó autorización para elaborar un proyecto propio, que dio origen a la LEY TRANSITORIA PARA LA GESTION DEL SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA la cual fue aprobada mediante Decreto No. 142, por unanimi-dad en la Asamblea Legislativa el 22 de septiembre de 1994. En esa ley se encomendó a CEL la formación de un plan Integral de Gestión del Servicio Púb1ico de Distribución que fue aprobado por la Presidencia de la República mediante el acuerdo No. 283, el 22 de febrero de 1996. En el plan de Gestión fue definida la necesidad de que las compañías eléctricas retornasen al sector privado, y además se estableció el mecanismo por medio del cual se podrá transferir a 1os trabajadores, empleados y funcionarios del sector, parte del capita1 de las sociedades distribuidoras. En abril del 1998, la Asamblea Le-gislativa aprobó mediante Decreto No. 1004 la "LEY PARA LA VENTA DE ACCIONES DE LAS SOCIEDADES DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA" que establece que el 20 % de las distri-buidoras serán reservadas para los trabajadores del sector o "Inversionistas Prioritarios". De acuerdo con el plan Integral de Gestión del servicio Público de Distribución, ésta se ha reorganizado, conformándose las cuatro compañías distribuidoras que actualmente abastecen el mercado, CAESS. CLESA, DELSUR y EEO. CAESS y CLESA ya existían antes de la reorganización aunque con un tamaño de operaciones diferente. An-tes de la reorganización CAESS incluía parte de las divisiones que ahora son DELSUR y EEO; con la rees-tructuración, CLESA por su parte incluyó dos compañías distribuidoras vecinas. Las nuevas empresas absor-bieron las diferentes zonas de electrificación rural de CEL, que se encontraban dentro de su área de distribu-ción, e iniciaron operaciones bajo la estructura corporativa actual en mayo de 1996. La sociedad de Econo-mía Mixta DEUSEM no formó parte de esta etapa del proceso de privatización, sino que fue absorbida en Agosto de 1998, por capital privado venezolano. Las Compañías distribuyen electricidad en una base regional a clientes cuyas conexiones están dentro de su área de distribución. Bajo el nuevo marco legal para el suministro de electricidad, las compañías también po-drán comercializar energía en base a contratos, a cualquier cliente fuera de su área de distribución. La zona de distribución de CAESS cubre la mayor parte del área metropolitana y por tanto, el mayor número de consumidores de electricidad Urbanos e Industriales En el caso de CLESA, la actual compañía fue formada por la unión de la ya existente CLESA con las compa-ñías CLES y CLEA y las actividades de electrificación de CEL, en el área occidental de El Salvador. CLESA se beneficia de una proporción relativamente grande de usuarios con tarifas industriales dentro de su área. Se espera que el desarrollo turístico y las actividades de libre comercio contribuyan al crecimiento de la demanda


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DELSUR fue creada mediante la integración de las operaciones de CAESS en el Sur, los distritos del sur de la ciudad capital y las actividades de electrificación rural de CEL en esa zona. Se espera un crecimiento en la demanda de las zonas cubiertas por DELSUR propiciado por una combinación del aumento en la demanda industrial, principalmente en área comprendida entre San Salvador y Comalapa, actividades de turismo y de-manda residencial en áreas urbanizadas al sur de San Salvador EEO fue creada con 1a integración de los activos de CAESS que anteriormente fueron de la Compañía Eléc-trica de Oriente y las actividades de electrificación rural de CEL en el oriente del país. De las cuatro compañí-as distribuidoras el perfil de ventas de EEO es el más dedicado al cliente residencial. El desarrollo de turismo y de un puerto marítimo ofrece potenciales fuentes de crecimiento de la demanda para EEO. 5.2.4.2 Comportamiento de la Demanda de Energía Eléctrica en el Nuevo Marco

Regulatorio El comportamiento del consumo de energía eléctrica se ha desacelerado en los últimos meses del presente año, al igual que la principales variables macroeconómicas del país. La tasa de crecimiento anual de la energía eléctrica ha oscilado entre el 5 al 8 % desde principios de 1997. A partir de Enero del presente año el ritmo de crecimiento de la energía ha disminuido presentando un valor de aproximadamente un 6 % al finalizar el pri-mer semestre de 1998. Esta situación puede observarse en la figura 5.2.3. 5.2.5 Oferta de Energía Eléctrica El Salvador poseía una estructura de generación eléctrica hasta 1997, donde predominan la explotación de los recursos naturales: tanto hidroeléctricos como geotérmicos. Dado que a partir del presente año se tiene en funcionamiento un modelo de libre mercado en el sector, la empresa propietaria de los recursos de generación (CEL) siguiendo el mandato de la Ley General de Electricidad, ha iniciado un proceso de reestructuración, pretendiendo con ella el fomentar la competencia e independizar las empresas de generación. Según la propuesta de reestructuración de CEL, se crearían cuatro empresas diferentes que manejarían los re-cursos con que cuenta CEL, así: Alto Lempa (Empresa Hidroeléctrica 1), que comprende las represas de Gua-joyo y de Cerrón Grande; Bajo Lempa (Empresa Hidroeléctrica 2), que comprende las represas 5 de noviem-bre y 15 de septiembre; Parque Térmico, que comprende los generadores de Acajutla, Soyapango y San Mi-guel; y el Parque Geotérmico, con pozos en los municipios de Berlín y de Ahuachapán. CEL sería siempre la propietaria de las cuatro empresas, pues, de acuerdo al presidente de CEL, no se tiene ningún plan de privati-

Figura 5.2.3 Tasa anual de crecimiento de la energía período 1993-1998


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zar la generación, además si la decisión política de privatizar se da, va a ser mucho más fácil al tener dividida la institución en empresas funcionalmente independientes, y por lo tanto sería un caso similar al que se dio con las distribuidoras. Sin embargo, según el funcionario, los asesores de CEL recomendaron "que el gobierno no se deshaga jamás de su generación (de energía eléctrica) con recursos naturales"; es decir, los medios geotérmicos e hidráulicos. Esto implicaría que la privatización de la generación por estos medios es desaconsejable, aun desde el punto de vista de los asesores en materia de privatización de CEL. Cabe aclarar a este punto que la reestructuración de CEL no implica en realidad que se estén cerrando las puertas para la entrada del sector privado al negocio de la generación eléctrica. De hecho, según la misma CEL, existen al menos tres compañías extranjeras interesadas en venir al país a invertir en la generación eléc-trica por medios térmicos; es decir, con plantas que utilizan combustibles derivados del petróleo. De hecho, ya existe en El Salvador una empresa privada de generación de este tipo, que realiza inyecciones de energía por medio de un contrato entre ella y la CEL. Para 1997, la participación de la generación por recurso se observa en la figura 5.2.4, en ella se ve como el re-curso hidroeléctrico alcanzó un 40 % que sumado al geotérmico alcanzan un 52 % de participación en recur-sos naturales. La generación térmica incluyendo al generador privado (Nejapa Power Plant) alcanzó el 46 % de participación. El total de la energía producida durante 1997 ascendió a 3,637.3 Gwh. 5.2.6 Aspectos Regulatorios con respecto a los precios al consumidor final De acuerdo a la Superintendencia General de Energía y Telecomunicaciones (SIGET), los grandes consumi-dores pagan por la electricidad un precio con el cual subsidian los bajos precios que pagan los pequeños con-sumidores. Con el ajuste tarifario se pretendería incrementar las tarifas de los pequeños consumidores, ac-tualmente subsidiadas, y disminuir la de los grandes consumidores. Según el artículo 122 de la Ley General de Electricidad, existe un programa trimestral de incremento de precios para los usuarios residenciales con un consumo mensual inferior a los 500 kilovatios hora. Así, se planea una disminución gradual de los subsidios hasta llegar a eliminarlos en noviembre de 1999. Hasta ahora, el Estado asignaba un subsidio de 262 millones de colones a los pequeños consumidores de electricidad. Para finales de 1998 se estima que el kilovatio pasa-ría de un precio de 0.39 colones a otro de 0.86 colones, lo cual implica un incremento de 120% sólo en el primer año. En cambio, la misma SIGET acepta que los sectores que consumen más electricidad verán reducido el precio del kilovatio hora, aunque sin especificar cuál sería el monto de la reducción. Como es evidente, esto benefi-ciará fundamentalmente a la grande y mediana empresa, y especialmente a la industria.

Figura 5.2.4.: Participación de la energía inyectada por recurso durante 1997


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La modificación de las tarifas eléctricas fue presentada como un hecho consumado a partir de enero de 1998. Se incrementó de forma considerable el valor de la electricidad para los consumidores medianos y pequeños y se disminuyó la factura de los grandes. Los diputados que aprobaron la ley que permitió privatizar la distribu-ción de electricidad se mostraron sorprendidos por el aumento. 6. El proceso de interconexión eléctrica centroamericana. Tal como se ha comentado en los apartados anteriores, todos los países del área centroamericana se encami-nan hacia un proceso de apertura de los mercados de energía eléctrica, aunque con diferente velocidad dada la diferente problemática existente en cada país, y de acuerdo a las leyes de electricidad vigentes. Las interconexiones entre los países posibilitarán los intercambios de oportunidad entre sistemas, llevando la competencia a contextos regionales, pudiéndose aprovechar los excedentes de un sistema eléctrico en otro, por medio de ofertas de oportunidad coordinadas por medio de un organismo coordinador regional. Actualmente en Centroamérica, existen dos bloques de países interconectados: por un lado el bloque norte formado por Guatemala y El Salvador y por el otro el bloque Sur formado por Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá. A finales del año 2001 se encuentra programada la entrada en operación de la interconexión entre Honduras y El Salvador que integrará todos los sistemas eléctricos de Centroamérica. Guatemala posee una gran cantidad de generación que se encuentra en manos privadas y que operan en base a contratos de energía firme celebrados con empresas distribuidoras locales. La empresa generadora estatal INDE, posee actualmente excedentes que puede propiciar intercambios de oportunidad con El Salvador o eventualmente con otros países al estar Centroamérica interconectada. La línea que une a estos dos países so-porta más de 120 MW de intercambio sin poner en peligro la estabilidad de los sistemas. Honduras y Nicaragua, se encuentran en el proceso de transformación, definiendo los reglamentos de opera-ción e implementando todos los cambios que marcan sus leyes de electricidad vigentes. En estos países no se han detectados excedentes importantes en la estación seca, aunque pueden existir en la época de invierno cuando la Central Hidroeléctrica El Cajón pueda almacenar excedentes para la región. Costa Rica es el país donde todavía no se han dado los primeros pasos, hacia la transformación del sector, continuando con empresas públicas dando el servicio de Producción, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Panamá, avanza a pasos agigantados en el proceso de modernización del sector electricidad, habiendo hasta el momento privatizado la distribución y vendido parte de sus generación, que actualmente se encuentran en manos privadas. La compañía estatal IRHE, prácticamente ha desaparecido y empresas extranjeras poseen el control de la producción de la energía. La evolución de los mercados de Guatemala y El Salvador, avanza hacia la integración de los mercados ma-yoristas de energía eléctrica y ya se han dado pasos firmes en la formación del organismo coordinador. Las empresas administradoras de los mercados de energía de los dos países están trabajando en la firma de un acuerdo que posibilitará la apertura e integración de ambos mercados en un corto plazo. Las importaciones o exportaciones de energía eléctrica por medio de las interconexiones internacionales, que serán potenciadas con la integración de los mercados, también formarán alternativas viables para la mitiga-ción de gases en la región, aunque esto constituya trasladar a otro país el problema de emisión de gases, sol-ventando los problemas locales. Dados todos los indicios de la integración de Centroamérica por medio de los mercados de energía eléctrica, se podrían aprovechar iniciativas como el gasoducto, para abaratar la energía eléctrica y sustituir una alterna-tiva de abastecimiento de alta emisión por otro de baja con lo cual también se contribuye al proyecto de Miti-gación de Gases de Efecto Invernadero Regional.


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7. Diagnóstico Ambiental 7.1 Introducción El objetivo de este apartado es presentar el resultado de la cuantificación e identificación por fuentes de las emisiones de Gases de Efecto de Invernadero (GEI) en el Sector Energético de El Salvador. Con este diagnós-tico se establece prácticamente el punto de partida para la evaluación de la evolución de las emisiones de GEI de las diferentes actividades socioeconómicas de la sociedad salvadoreña. Este análisis prospectivo permitirá así, identificar las medidas y políticas que podrían desarrollarse con el objetivo de mitigar el nivel de emisio-nes de GEI esperado en el país. De acuerdo con el Inventario Nacional de Gases de Efecto de Invernadero elaborado para el año de 1994, se atribuye a las actividades asociadas con el sector energético la emisión de 4,024.53 Gg de Dióxido de Car-bono (CO2), 18.09 Gg de Metano (CH4) y 0.52 Gg de Oxido Nitroso (N2O). Esta cantidad de CO2 reportada, se considera de la categoría No-Biogénico, es decir, Dióxido de Carbono proveniente exclusivamente de la quema de combustibles fósiles. Las emisiones de CO2 provenientes de la quema de biomasa; a saber, bagazo de caña, leña, cáscara de arroz etc. se consideran emisiones Biogénicas y, de acuerdo a la metodología del IPCC, para poder incluirlas como emisiones netas debe hacerse la siguiente consideración. Se deberá hacer un balance entre las emisiones bio-génicas y la cantidad de CO2 que la cobertura boscosa del país es capaz de secuestrar. Si se determina que se emite más de lo que se secuestra, se considera que la emisión de CO2 proveniente de la quema de biomasa es únicamente esa diferencia. Para el caso de El Salvador, el Inventario de Gases de Efecto de Invernadero de-muestra que el país contribuye también al calentamiento de la tierra con emisiones biogénicas. Considerando la perspectiva de este trabajo, Opciones de Mitigación de Gases de Efecto de Invernadero, la particularidad con que debe de abordarse las emisiones biogénicas y la falta de información puntual sobre el consumo de biomasa por sector, por ejemplo, especies, consumo y procedencia de la leña, resulta difícil identificar opciones de mitigación en sectores donde no se sabe exactamente en que porcentaje su contribu-ción biogénica contribuye a ese desbalance; con base en lo anterior, el énfasis del presente diagnóstico se cen-tra en las emisiones de CO2 de carácter No Biogénico y se hará referencia a ellas como simplemente emisio-nes de CO2. 7.2 Emisiones totales de CO2 atribuibles al sector energía Para una adecuada identificación de la fuente emisora, el sector energía se divide en los siguientes subsecto-res: Transporte, Industria Energética, Industria de Manufactura y Residencial y Comercial. En el Subsector Transporte, se incluyen las emisiones atribuibles a los diferentes tipos de transporte terrestre y aéreo. Al Subsector Industria Energética se le atribuyen las emisiones producidas durante la transformación del petróleo crudo en sus derivados y en la generación termoeléctrica. En el Subsector Industria de Manufac-tura se contabilizan las emisiones de CO2 asociadas al consumo de hidrocarburos para la generación de vapor o algún otro uso propio de las diferentes industrias que operan en el país. Finalmente, dentro del Subsector Comercial y Residencial se incluyen las emisiones de CO2 producidas por la quema de hidrocarburos en las diferentes actividades comerciales y el sector doméstico. De acuerdo al Inventario Nacional de Gases de Efecto de Invernadero elaborado para 1994, la cantidad de CO2 producido por el Sector Energía, a partir de la cantidad de carbón contenida en los combustibles fósiles importados y consumidos en el país durante el año base (1994) fue de 4,024.53 Gg. Esta cantidad se estimó utilizando el método de cálculo de Emisiones por Categorías de Fuentes para los diferentes sectores, y los re-sultados se muestran en el Cuadro 7.2.1. Esta emisión total de CO2 distribuida por Categorías de Fuentes se indica en el Cuadro 7.2.2


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Cuadro 7.2.1 Emisión de CO2 por Subsector (Año 1994)

Subsector Gg % Transporte 1,815.56 45.11 Industria Energética 1,303.98 32.40 Industria Manufactura 656.40 16.31 Residencial y Comercial 248.59 6.18 TOTAL 4,024.53 100.00

Cuadro 7.2.2 Emisiones por Categorías de Fuentes

Tipos de Combustible Emisiones CO2 (Gg) Petróleo Crudo Combustibles

Primarios Gas natural líquido Gasolina 770.65 Kerosene de Avión 0.37 Kerosene 51.29 Diesel 1,996.34 Fuel Oil residual 948.64 LPG 214.45 Etano Nafta Asfalto Lubricantes Coke de Petróleo Gas de Refinería 41.05

Líquidos Fósiles Combustibles

secundarios

Otros aceites Total de Fósiles líquidos 4,022.79

Antracita Carbón para coque Otro carbón bituminoso 0.13 Carbón Sub-bituminoso Lignito Esquistos petrolíferos

Combustibles Primarios

Turba BkB

Fósiles Só-lidos

Combustible Secundario Coke 1.61

Total de Fósiles Sólidos 1.74 Fósiles Gaseosos Gas natural (seco) Total 4,024.53


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7.3 Emisiones de CO2 por subsector A continuación se detalla cada uno de los subsectores que forman el sector energía indicando el tipo de com-bustible y la emisión de CO2 asociada.

7.3.1 Subsector Transporte.

Las emisiones de Dióxido de Carbono reportadas en el Inventario Nacional de Gases de Efecto de Invernade-ro según el Medio de Transporte y Combustible utilizado se presentan en el Cuadro 7.3.1.

Cuadro 7.3.1.1 Emisiones de CO2 por Medio de Transporte y Combustible Utilizado

Medio de Transporte CO2 (Gg) Aviación Nacional 0.37

Turbo kerosene 0.37 Transporte de carreteras 1,812.69

Gasolina 770.65 Diesel 1,042.04

Transporte Férreo 2.50 Diesel 2.50

Total 1,815.56 El deficiente servicio de transporte público, el existente parque vehicular viejo y en malas condiciones de fun-cionamiento, el crecimiento del parque vehicular debido principalmente a la introducción al país de vehícu-los usados, el tamaño de la actual red vial insuficiente para manejar los actuales volúmenes de tráfico, la dis-paridad en el costo del diesel comparado con la gasolina, el notable crecimiento de los centros urbanos, la aglomeración de la población y el crecimiento de los sectores comercio y servicios hace prever un incremen-to en las emisiones atribuibles a este subsector. Aun cuando, de acuerdo a la metodología del IPCC, para estimar sectorialmente las emisiones de GEI la in-formación básica requerida es la cantidad y el tipo de combustible consumido, una política de mitigación re-quiere de un riguroso análisis del consumo de energía por categorías mas desagregadas del parque vehicular ya que el consumo específico de combustible como el grado de utilización de los diferentes tipos de vehículos es muy variable. Esta información estadística al momento no está disponible. Considerando la seguridad, movilidad, comodidad y conveniencia que proporciona el poseer un vehículo, au-nado con la deplorable situación del transporte público, existe un deseo creciente en cierto estrato de la po-blación de adquirir un vehículo lo más pronto posible; sin embargo, estos beneficios se traducen en mayor contaminación del aire, ruido, gran congestionamiento urbano y accidentes. El crecimiento del parque vehicu-lar se evidencia en el Cuadro 7.3.2. Básicamente, el parque se ha dividido en vehículos que consumen gasolina y Diesel. Considerando la varie-dad de vehículos que usan Diesel, esta categoría se subdivide en Vehículos, Buses, Pick up y Camiones. Bajo la categoría Pick up se han considerado los vehículos cuya capacidad es menor de 2 Toneladas dedica-dos al transporte de carga y con frecuencia al transporte de pasajeros. La cantidad de Diesel asignado a cada categoría se ha estimado partiendo de las ventas de combustibles repor-tadas por las compañías petroleras y asumiendo consumos específicos promedio y un porcentaje de participa-ción en el consumo por categoría de vehículos. Así, se asumió 40 km/galón y 7% para vehículos livianos, 20 km/galón y 25% para Buses, 40 km/galón y 15% para Pick Up, 25 km/galón y 50% para los camiones.


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Cuadro 7.3.2 Evolución del parque vehicular y su consumo de combustible

Gasolina Diesel Vehícu-

los Galones (Miles) Vehículos Galones

(Miles) Buses Galones (Miles) Pick Up Galones

(Miles) Camio-

nes Galones (Miles)

Tren Galones (Miles)

1990 85,869 59,070 6,404 5,757 6,306 20,561 13,102 12,336 14,464 41,122 2,467

1992 107,734 76,951 9,347 7,424 7,244 26,516 18,884 15,910 18,859 53,033 3,182

1994 149,473 92,119 12,900 8,631 8,811 30,828 27,288 18,496 24,843 61,656 3,699

1995 172,220 101,253 14,795 9,340 9,594 33,358 32,288 20,015 28,409 66,717 4,003 Elaboración propia Fuentes: Ministerio de Economía Dirección de Hidrocarburos y Minas y Oficina de Registro Público de Vehículos El problema de la emisión de gases de invernadero en el sector transporte va aunado a la emisión de otros ga-ses nocivos para la salud; a saber, Monóxido de carbono (CO), Hidrocarburos no quemados (HC), Oxidos de Nitrógeno (NOx), Ozono (O3), Acido Sulfuroso (H2SO3), Oxidos y Haluros de Plomo, Dioxinas y Furanos y Material Particulado Suspendido (principalmente hollín o humo negro). Estudios publicados recientemente por Swisscontact El Salvador indican que en algunas zonas de San Salvador, durante las horas de intenso trá-fico, la cantidad de contaminantes alcanzan ya niveles totalmente perniciosos para la salud; por ejemplo, la cantidad de partículas suspendidas menores de 10 micrones (PM10) presente en el aire fue de 133 microgra-mos por metro cúbico, excediendo el nivel seguro recomendado por la organización Mundial de la Salud (OMS) de 50 microgramos por metro cúbico. El nivel de contaminación medioambiental debido al subsector transporte y el impacto que tiene sobre la sa-lud de la población, especialmente en San Salvador, es preocupante y deben iniciarse medidas que logren su disminución; sin embargo, es importante aclarar que una reducción de estos contaminantes, producidos prin-cipalmente por una deficiente combustión, implicará que el vehículo produzca una mayor cantidad de CO2 por lo que una política de disminución de los niveles de contaminación local, no debe de ser asociada como una medida de mitigación de gases de efecto de invernadero. 7.3.2 Subsector Industria Energética Considerando los energéticos consumidos en este subsector y la capacidad de procesamiento de petróleo crudo de la refinería local se puede concluir que el mayor generador de emisiones de CO2 es la generación termoeléctrica. Las emisiones de CO2 asociadas con la quema de hidrocarburos en las actividades propias de la Industria Energética se detallan en el Cuadro 7.3.2.1.

Cuadro 7.3.2.1 Emisiones de CO2 del Subsector Industria

Energética por Combustible Utilizado Combustible CO2 (Gg) Diesel Oil 831.67 Fuel Oil 430.61 LPG 0.65 Gas de Refinería 41.05 Total 1,303.98

A pesar de contar con un adecuado potencial hidráulico y geotérmico disponible, 388 MW y 105 MW respecti-vamente, las condiciones hidrológicas poco favorables imperantes durante los años 1994 y 1995, obligaron a que el incremento en la demanda de energía eléctrica fuese satisfecho básicamente por las centrales termoeléctricas con que contaba el sistema de CEL. Durante 1993 las centrales termoeléctricas contribuyeron con el 32.6 % de la generación bruta de energía eléctrica, mientras que en 1994 su contribución representó el 41.4%.


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El hecho climatológico mencionado, el incremento en la demanda y los cambios en política energética deta-llados anteriormente en el apartado de abastecimiento de energía han propiciado el aparecimiento de actores privados en la generación de energía eléctrica. Considerando las ventajas que la generación termoeléctrica tiene sobre el desarrollo de proyectos hidroeléctricos y geotérmicos, tales como el menor tiempo para la construcción y puesta en marcha de una central, la no-dependencia de una adecuada precipitación para su fun-cionamiento, etc. hace pensar que el desarrollo de la capacidad instalada de generación de energía eléctrica en el país será predominantemente termoeléctrico. El Cuadro 7.3.2.1 muestra las centrales termoeléctricas disponibles en el sistema de generación eléctrica. Se incluye acá la central Nejapa Power, instalada y puesta en marcha en 1995 por el contrato de compraventa con carácter de exclusividad que suscribió este generador privado con CEL. Con el afán de asegurar el abasteci-miento de energía eléctrica y dado que de acuerdo al marco legal existente para esta fecha CEL poseía la po-testad de administrar los recursos energéticos del país, contractualmente Nejapa Power se comprometía a no vender en forma independiente la energía generada y CEL por su parte se comprometía a comprarla.

¡Error! Marcador no definido.Cuadro 7.3.2.1 Capacidad de las centrales termoeléctricas operando en El Salvador al 31-12-97

CENTRAL TERMOELECTRICA MW (INSTALADA) MW (DISPONIBLE)

ACAJUTLA (Turbinas de Vapor) 63.0 62.0

ACAJUTLA (Turbinas de Gas) 157.1 125.0

SOYAPANGO (Turbina de Gas) 53.9 50.0

SAN MIGUEL (Turbina de Gas) 31.9 20.0

NEJAPA POWER (Motores) (Generador privado) 144.5 127.0

TOTAL 450.4 384.0 Fuente: Boletín de Estadísticas Eléctricas No. 28. Unidad de Planeamiento Corporativo CEL Marzo 1998. El Cuadro 7.3.2.2 muestra para el período 1993 – 1997 la generación bruta de electricidad por tipo de central eléctrica. Se puede observar que la participación de la generación termoeléctrica aumentó de 41.1% en 1994 al 47.0% en 1997. Antes de 1995 la generación termoeléctrica era básicamente para cubrir la demanda que las centrales hidroeléctricas y geotérmicas no podían cubrir; ahora, con el tipo de contrato celebrado entre CEL y Nejapa Power se cuenta con un recurso que contractualmente las partes están obligadas a utilizarlo. Conside-rando la relación directa que existe entre uso de hidrocarburos y la emisión de gases de efecto de invernadero se puede concluir que a partir de 1995 ha habido un incremento en las emisiones atribuibles al subsector in-dustria energética.

Cuadro 7.3.2.2 Generación bruta por tipo de central eléctrica (GWh)

CENTRAL 1993 1994 1995 1996 1997 GEOTERMICA 379.6 406.7 442.7 430.6 486.3 HIDROELECTRICA 1,518.1 1,447.6 1,471.3 1,882.6 1,428.9 TERMOELECTRICA 884.9 1291.7 1,423.7 1,078.2 1,699.2 TOTAL 2,782.6 3,146.0 3,337.7 3,391.4 3,614.4

Fuente: Boletín de Estadísticas Eléctricas No. 28. Unidad de Planeamiento Corporativo CEL Marzo 1998.


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7.3.3 Subsector Industria de Manufactura Es de notar que el hidrocarburo mayoritariamente utilizado en las diferentes industrias locales, ya sea para usos calórico directo o para la generación de vapor es Fuel Oil No. 6. El otro energético utilizado para estos fines es el Diesel. Desafortunadamente, no se cuenta con una estadística confiable para saber en que propor-ción el consumo de Diesel reportado en este subsector se utiliza también para la autoproducción de electrici-dad en la mayoría de fábricas en El Salvador. Debido al sabotaje a que fue sometido el sistema de transmisión de energía eléctrica durante el conflicto armado que sufrió el país durante la década de los 80, al racionamien-to de electricidad que se daba en los años de baja precipitación, al suministro de energía confiable y de buena calidad requerida por algunas industrias para sus procesos, por ejemplo, la industria textil y a la posibilidad de reducir su tarifa eléctrica, especialmente en las horas de mayor demanda (horas pico), muchas empresas han instalado una importante capacidad de generación de energía eléctrica. El uso de LPG y kerosene es marginal, mientras que los combustibles sólidos reportados se utilizan princi-palmente en la Industria Siderúrgica. A diferencia del incremento de las emisiones previsto en los subsectores Transporte e Industria Energética, en el subsector Industria de Manufactura la variación de las emisiones generadas en este sector estará directa-mente influenciada por la globalización de los procesos productivos y la formación de bloques comerciales regionales que enfrenta la industria local. Son numerosos ya los productos de fabricación local que han sido desplazados por productos importados. Durante los últimos 3 años la participación de la industria en el PIB se ha prácticamente estancado alrededor del 21%. Previendo una reducción mayor en los niveles de la produc-ción, la industria local debe, en orden de buscar una mayor competitividad a través de la reducción de los cos-tos de producción, adoptar tecnologías más eficientes en el uso de la energía. Estas medidas también influirán sobre el nivel de emisiones atribuibles a este sector. El Cuadro 7.3.3.1 muestra las emisiones del Subsector Industria de Manufactura por tipo de combustible utili-zado.

Cuadro 7.3.3.1 Emisiones de CO2 del

Subsector Industria de Manufactura por Combustible Utilizado

Combustibles CO2 (Gg) Fuel Oil No.6 (Bunker) 514.53 Diesel Oil 105.03 LPG 22.90 Kerosene 12.21 Coke 1.61 Carbón bituminoso 0.12 TOTAL 656.40

7.3.4 Residencial y Comercial Tal como se muestra en el Cuadro 7.3.4.1, las emisiones de CO2 en este subsector se debe principalmente a la quema de Gas Licuado de Petróleo (propano-butano) y kerosene. Por su facilidad de manejo, facilidad de combustión y precio comparado con la electricidad, el GLP es el energético mas ampliamente usado, para fines calóricos, en el sector doméstico urbano. En el sector comercial su mayor uso se da en las actividades asociadas con la preparación de alimentos. Considerando la escasa cobertura de la red de energía eléctrica en el área rural del país, el energético amplia-mente usado para iluminación en estas zonas es el kerosene. La forma ineficiente con que es utilizado este


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hidrocarburo, además de contribuir a la emisión de gases de efecto de invernadero, crea problemas de salud en la población usuaria. El Diesel Oil reportado en este subsector se debe, al igual que en el subsector Industria de Manufactura, a la instalación de plantas de emergencia en diferentes instituciones y centros comerciales con el objeto de paliar los problemas ocasionados por las irregularidades que presenta el suministro de energía eléctrica. Dada la creciente iniciativa de sustitución de la leña por GLP, junto con el crecimiento de la población urbana se prevé que las emisiones de CO2 generadas en este subsector vayan en aumento.

Cuadro 7.3.4.1 Emisiones de CO2 del

Subsector Residencial y Comercial por Combustible Utilizado

Combustibles CO2 (Gg) GLP 190.91 Kerosene 39.08 Diesel Oil 15.10 Fuel Oil (Bunker No.6) 3.50 TOTAL 248.59

La posible evolución de las emisiones de GEI para cada uno de los subsectores descritos se presenta en los capítulos V y VI, donde de acuerdo a las consideraciones metodológicas, se plantean los Escenarios Energé-ticos de Referencia y de Mitigación. Las pautas utilizadas para la elaboración de tales escenarios se basan en la tendencia de las variables socioeconómicas descritas a continuación.


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IV. CONTEXTO SOCIOECONOMICO 1. Introducción. El presente capítulo constituye una síntesis extraída del estudio “Escenarios socioeconómicos para la evalua-ción de los impactos del cambio climático en El Salvador hasta el año 2100” (Umaña, 1998)39. A los efectos del estudio de mitigación solo se han considerado las proyecciones hasta el año 2025, con cortes intermedios para los años 2005, 2010 y, eventualmente, 2020 – horizonte real del estudio de mitigación. La proyección de escenarios socioeconómicos se hace con base a la identificación y análisis de indicadores. Esto como ejercicio científico de proyección, presupone la identificación de factores y características princi-pales que expresan la situación y evolución de una sociedad, que permitan entender su dinámica y forma de movimiento. A estos se agregan aquellos elementos que por su dinamismo particular pueden alcanzar en corto tiempo o en el futuro de previsión, un carácter de mayor o menor importancia, pasando de ser superfluos a re-levantes o importantes, o viceversa . Estos factores, características o relaciones se traducen en indicadores susceptibles de ser medidos y analiza-dos. Como factores se identificaron cinco secciones. Estas son : demográfica, social, económica, territorial e institucional, a los efectos del escenario socioeconómico relevante para el estudio de mitigación solo se con-sideran las cuatro primeras. Al interior de estas se establecieron las relaciones o características más importan-tes que se tradujeron en indicadores. Así para cada factor se identificó una sección y para cada característica o relación un indicador, en el entendido que un indicador no explica nada si no mas bien señala un cambio o una relación. La selección de este conjunto de indicadores se realizó en consenso con dos partes: las instituciones fuentes, y los expertos responsables de los estudios de evaluación de impacto climático, creándose un sistema de mas de 40 indicadores claves organizado en cinco secciones. El estudio de escenarios socioeconómicos considera dos tipos de escenarios: El escenario programado: Generalmente coincide con la proyección con la cual trabajan las instituciones gubernamentales o líderes en su respectivas áreas, usualmente es el valor medio tendiendo hacia una visión optimista, y toma en consideración el impacto esperado probable que tendrán un conjunto de políticas, accio-nes y proyectos en marcha o factores cambiantes actuales. El escenario tendencial: Como su nombre lo indica presupone que la tendencia manifestada en los últimos años se mantendrá o variará muy poco. A los efectos del estudio energético de mitigación de gases de efecto invernadero se convino en utilizar como referencia el denominado Escenario Tendencial. Del punto 2 al punto 6 se realiza un análisis de cada sección o factor por medio del análisis de sus respectivos indicadores representativos o claves, luego, se hacen las vinculaciones y relaciones al interior de cada una de éstas secciones.

Las secciones analizadas son: demográfica, social, económica y territorial. En la primera se hace un análisis y proyección del crecimiento de la población y sus principales características, tales como tasa de crecimiento y fecundidad, estructura etárea, urbanismo, migración. En la sección social se analiza por ejemplo el alfabetis-mo, la cobertura escolar, la vivienda y acceso a electricidad, la carga social presupuestaria sobre el PIB, etc. En la sección económica se proyecta el PIB y su tasa de crecimiento; su estructura sectorial así como el com-portamiento de la Población Económicamente Activa. En la sección territorial se analizan los usos de suelo en

39 Para una explicación detallada de la metodología utilizada remitirse al estudio “Escenarios socioeconómicos para la

evaluación de los impactos del cambio climático en El Salvador “, Carlos Umaña Cerna, 1998.


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cuanto a cobertura boscosa, la mancha urbana y las relaciones de participación demográfica entre las diferen-tes partes o regiones, a fin de identificar sus tendencias en el espacio. Este análisis por sección confluye en una recapitulación e identificación en el ítem 7 de las macropolíticas que definen alternativamente, los escenarios para el punto de proyección 2025. Es decir, desde el punto actual de proyección las diferencias cualitativas sucederán antes del 2025, a partir de ese punto será difícil revertir ten-dencias ya consolidadas. 2. Indicadores demográficos. Tomando como referencia a 1990, sobresalen y se puede identificar cuatro procesos demográficos que están cambiando el perfil o características de la población en El Salvador: a) La disminución de la tasa crecimiento de la población y la tasa global de fecundidad . La tasa de crecimiento de la población ha caído sensiblemente en los últimos 25 años pasando de 3.17% en 1970 a 2.06% en 1995. En esta caída, uno de los factores que más han influido, ha sido la disminución a casi la mitad de la Tasa Global de Fecundidad, TGF40. El número promedio de hijos que tendría una mujer durante su vida varió de 6.3 hijos por mujer en 1970 a 3.4 en 1995.

Cuadro 2.1

Indicadores demográficos Indicadores demográficos Unidad 1970 1990 1995 Población Millones 3.598 5.110 5.669 Tasa de crecimiento de población anual % anual 3.57% 2.10% 2.06% Porcentaje de población Urbana % PU/PT 40.76% 61.77% 62.48% Saldo migratorio internacional Miles / año -18.0 -27.6 -7.7

b) La disminución del saldo migratorio internacional. El Salvador en el siglo XX ha tenido anualmente de manera regular, un saldo migratorio negativo, excepción de 1979 cuando con la guerra con Honduras se repatriaron miles de salvadoreños. El país ha sido un país ex-portador de población, primeramente hacia Centroamérica, especialmente a Honduras, luego hacia EEUU y a diferentes países del mundo con el conflicto armado. A partir de 1980 los saldos negativos crecen vertigino-samente y se mantienen altos hasta 1990. A partir de los Acuerdos de Paz en 1992 este saldo decrece y se convierte en positivo o nulo en 1992.

Se espera que el saldo recuperará un comportamiento normal negativo bajo y no jugará un rol preponderante en el comportamiento de la población como lo ha hecho en los últimos 18 años. Específicamente se proyecta un saldo de migración igual a cero.

El impacto a futuro de esta población en el exterior será más de carácter cultural y económico por las magni-tud de las remesas familiares, y los continuos viajes y red de relaciones que se están entretejiendo.

c) La relativa maduración o envejecimiento de la población. El proceso de maduración y envejecimiento de la población se manifiesta en el cambio de la estructura etárea, y en la mediana de edad. El segmento etáreo menor de 15 años ha disminuido significativamente su participa-ción en la población, pasando de representar el 46.37% al 37.40%. y la edad mediana paso de ser 16.73 años a 20.2 años de edad en el período 1970 a 1995. Esto, como se verá más adelante, tiene un significado grande en la tasa de dependencia económica.

40 La TGF es el número promedio de hijos que tendría una mujer durante su vida, si sus años de reproducción transcurrie-

ran conforma a las tasas de fecundidad por edad de ese año.


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d) La urbanización de la población. Por otra parte la relación porcentual de la población urbano y rural se ha invertido completamente. La pobla-ción urbana en 1970 representaba el 40.76%, es decir había casi un 60% de población rural. En 1995 la pobla-ción urbana había crecido al 62.48% y la población rural se había reducido al 37.5%.

En esta situación la población rural sería inferior a la de 1970 y su tendencia absoluta sería a la disminución. Lo que es importante considerar es que la población rural en el menor de los casos se verá estancada; en el es-cenario mas probable irá disminuyendo no solo su porcentaje de participación si no que su magnitud absoluta. Al proyectar los indicadores se tiene la siguiente situación:

Cuadro 2.2

Indicadores demográficos proyectados Indicadores demográficos 2005 2010 2020 2025 Población Millones 6.996 7.687 8992 9.726 Tasa de crecimiento de población % anual 1.59 1.38 1.21 1.27 Porcentaje de población Urbana % PU/PT 66.8 71.9 81.3 87.2 Saldo migratorio internacional Miles / año S/d S/d S/d 0.0

Para estas proyecciones son dos los elementos necesarios a considerar como determinantes: por un lado la Ta-sa Global de Fecundidad y por otro, el saldo migratorio internacional. La población será ampliamente urbana, cerca del 90% de la población vivirá en las ciudades y pueblos en el 2025. Esto último sería consecuencia de mantener la tasa de crecimiento de la participación urbana, tal como se ha mantenido en el periodo 1970-1995; de la decadencia de la agricultura y de un modelo territorial alta-mente centralizado. Esto acarrearía una mayor presión para los servicios urbanos y aparecerían o se incremen-tarían los pueblos completamente abandonados, especialmente en el norte del país. Los asentamiento huma-nos se caracterizarían por estar polarizados y concentrados. 3. Indicadores Sociales. Para la proyección social se consideraron 10 indicadores, de los cuales aquí se vuelcan los resultados de la to-talidad de ellos.

Cuadro 3.1

Indicadores Sociales Indicadores Sociales Unidad 1970 1990 1995 Alfabetismo % 56.6% 74.9% 79.0% Escolaridad E7-18/P7-18 42.46% 65.52% 71.86% Vivienda de construcción permanente % 57.9% 65.9% Vivienda con alumbrado de electricidad % 33.9% 69.3% 73.9% Vivienda con cocina de leña % 78.47% 63.50% 57.55% Vivienda rural con cocina de leña % 93.78% 88.26% 86.25% Mortalidad infantil <1año ‰ 107.5 47 36.4 Gasto social en el PIB % 5.19% 4.00% 4.06% Población en Pobreza % 58.7% 47.5% Población en Pobreza extrema % 27.7% 18.2%

Puede observarse del cuadro anterior que la leña como combustible es muy importante para las proyecciones de consumo energético y la proyecciones de indicadores ambientales vinculados a la cobertura boscosa. De especial importancia es medir el consumo de leña en el área rural donde esta adquiere valores mas significati-vos.


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Las viviendas con cocina de leña en el país han pasado de representar el 78% en 1970 hasta el 57.55% en 1995. Esto significa que en la actualidad en el país, el principal combustible para cocinar, sigue siendo la le-ña. En el área rural estos valores son aún más significativos, ya que en 1995 el 86% de las viviendas utilizan cocina de leña. La mortalidad infantil. o sea el número de niños menores de un año fallecidos entre el número total de meno-res de un año, es uno de los indicadores que ofrece el comportamiento más dinámico en los últimos 25 años, pasando en 1970 de 107.5 niños menores de un año que mueren por cada mil nacidos vivos, hasta el 36.4 en 1995. Se espera que este indicador baje aun más en los próximos años debido a la finalización del conflicto armado en El Salvador. Otro indicador importante es la carga social sobre el PIB que relaciona el presupuesto destinado a gastos so-ciales sobre el PIB del país a precios corrientes de cada año. Este expresa el esfuerzo en inversión social que hacen los gobiernos para cada año. El comportamiento de este indicador tiene tres momentos. El primero ca-racterizado por un sostenido ascenso hasta 1980, punto en el cual empieza a decaer hasta 1993. A partir de ahí se ha comenzado un tercer momento de pequeña recuperación sin haber alcanzado aún en 1995 con el 4.06% , la participación que tenía a finales de los setenta en torno al 7%. Para la estimación de la pobreza se ha tomado los datos y definiciones de las Encuestas de Hogares de Propó-sitos Múltiples. Estos datos existen de forma confiable a partir de 1992 para todo el país. Con funciones logís-ticas se han proyectado hacia 1990. Lo que sí es claro en la comparación interencuesta es la disminución de la pobreza en los últimos años. En este hecho ha tenido un papel muy claro el final del conflicto armado. La po-breza general ha bajado casi diez puntos pasando en 1990 de 58.7% al 47,5% y la pobreza extrema subcon-junto de la primera ha pasado del 27.7% al 18.2% . Se puede decir que poco menos de la mitad de los hogares salvadoreños viven en pobreza y un poco menos de una quinta parte de los hogares en pobreza extrema.

Figura 3.1: Pobreza general y extrema 1990 y 1995.

Cuadro 3.2 Indicadores sociales proyectados

Indicadores Sociales Unidad 2005 2010 2020 2025 Alfabetismo % 86.5 87.7 91.4 93.3 Escolaridad % 84.03 84.91 89.6 92.0 Vivienda de cons-trucc/permanente

% 71.0 76.8 77.3 77.5

Vivienda con luz eléctrica % 96.3 97.8 98.3 98.5 Vivienda con cocina de leña % 22.69 12.49 17.6 20.2 Vivienda rural con cocina de leña % 68.18 48.82 61.3 67.5 Mortalidad infantil <1ªño ‰ 23.7 14.2 12.3 11.4 Gasto social en el PIB % 7.59 9.51 8.2 7.6 Población en Pobreza % 40.4 32.3 31.7 31.4 Población en Pobreza extrema % 15.5 12.4 12.1 12.0

En la vivienda con construcción permanente esta se ha puesto en función inversa del comportamiento de la pobreza. Dicho de otra forma la construcción no permanente se comportara como una función directa de la pobreza en general .


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Con respecto a la mortalidad infantil se prevé una fuerte disminución con respecto a la actual. Obsérvese que la mortalidad infantil cae al 11.4 por mil en 2025.

Para la proyección del gasto social se ha respetado la proporcionada por el Ministerio de Hacienda. En la ac-tualidad se programa al 2025 que llegue a valores de 7.59% lo que no es muy distante de los valores que ya se habían alcanzado en 1980.

Para la proyección de la pobreza se ha asumido un comportamiento de disminución como el mostrado en los últimos años posterior a la guerra.

4. Indicadores Económicos

Para la sección económica se identificaron once indicadores. Entre ellos el valor del PIB real, su tasa anual de crecimiento, la composición sectorial del PIB, el peso de las exportaciones y las diferentes relaciones con res-pecto a la Población Económicamente Activa. El Producto Interno Bruto a precios constantes de 1990 se presenta en dólares a la tasa de cambio de ese año (7.60). Al comparar los valores de 1970 y de 1990 se pueden apreciar los efectos de las tasas negativas de crecimiento en los años del conflicto. Obsérvese que el PIB únicamente pasó de 4 millardos de dólares en 1970 a 4.8 en 1990, a 6.5 millardos en 1995. El valor real del PIB de 1978 sólo es de nuevo alcanzado y so-brepasado hasta 1994. En cambio, el PIB per cápita de 1995 es casi similar al de 1970.

Cuadro 4.1

Indicadores económicos Indicador Unid.Medida Años de Corte

1970 1990 1995 PIB dólares 1990 Millones $ 3,988 4,793 6,468 Tasa de crecimiento PIB % anual 3.9 4.8 6.4 PIB per capita Dólares 1990 1,108 938 1,141 PIB primario % PIB 18.7 17.1 13.6 PIB Industria % PIB 28.0 21.8 21.2 PIB servicios % PIB 53.3 61.1 65.2 Exportaciones en relación al PIB % PIB 12.9 17.5 PEA 15 años en millones Personas 1.160 1.796 2.131 Relación de dependencia Económica Per.depend. 2.2 1.9 Tasa Bruta de participación % 32.3 35.1 37.6 PEA ocupada % 90.4 91.9

Desde 1979 hasta 1989 las tasas del crecimiento del PIB fueron negativas o alrededor del 1%. Es hasta en la década de los noventa que realmente se recupera el crecimiento. Para 1995 la tasa de crecimiento es del 6.4% para caer en 1996 y luego recuperarse en 1997 y 1998 con un 4%. Durante este periodo de crisis, la estructura de la economía ha sufrido grandes transformaciones. En ello re-saltan fuertemente dos elementos: por un lado la transformación de la estructura del PIB y por otro, el creci-miento vertiginoso del valor de las exportaciones con respecto al PIB. En el primer caso se observa el decrecimiento de la participación del sector primario, pasando del 19% en 1970 al 17% (1990) y luego al 13.6% en 1995. Tendencia negativa que, por sus últimos valores se puede pre-ver que se mantendrá en los próximos años. Aunque se recupere la tasa de crecimiento su tasa de participa-ción seguirá disminuyendo. La industria también ha sufrido un descenso en su participación pero tiende a es-tabilizarse en los valores alcanzados entre 1990 y 1995 en torno al 21%. En cambio el sector terciario tiene un claro crecimiento de su participación, manteniendo este crecimiento aun en el último periodo. Pasa de repre-sentar en 1970 el 53% al 65% en 1995. Con respecto a las exportaciones se observa en los últimos años, un crecimiento sostenido del valor de éstas con respecto al PIB. En 1990 la relación era del 13% sobre el PIB. Para 1995 este ascendía al 17.5%, y en


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1997 este subió al 21% . Según las proyecciones de exportaciones y del PIB se espera que este crecimiento se sostenga en los próximos años. El último elemento a destacar en la sección económica son las referidas al recurso humano productivo, es de-cir la Población Económicamente Activa PEA. La PEA casi ha visto duplicado su tamaño pasando de 1.16 millones a 2.13 millones en 1995. Este crecimiento ha sido superior que el de la población y se puede obser-var el incremento de la Tasa Bruta de Participación o actividad, TBP. El escenario mantiene la tasa histórica promedio de 3.51% de los últimos 15 años (1984-1998), para proyectar el crecimiento desde 1999 hasta el 2025.

Cuadro 4.2

Indicadores económicos proyectados Años de Corte Indicador Unid.Medida

2005 2010 2020 2025 PIB dólares 1990 Millones $ 9,505 11,524 16900 20,533 Tasa de crecimiento PIB % 3.9 3.9 3.9 3.9 PIB per capita Dólares 1990 1.359 1.499 1907 2,111 PIB primario % PIB 12.0 11.1 9.5 8.7 PIB Industria % PIB 21.5 21.7 22.0 22.1 PIB servicios % PIB 66.5 67.2 68.5 69.2 Exportaciones en relación al PIB % 28.1 35.6 60.2 72.5 PEA 15 años en millones Personas S/d S/d S/d 4.493 Relación de dependencia Econó. Per.depend 1.7 1.6 1.4 1.34 Tasa Bruta de participación % S/d S/d S/d 46.2% Pea ocupada % S/d S/d S/d 92.39%

Con esta tasa de crecimiento tendencial de los últimos 15 años se obtiene un PIB a dólares de 1990 en 2025 de 20.5 millardos y un producto per cápita siempre a dólares constantes de $2,111. En esto, es de hacer notar que cuenta no únicamente el valor real del PIB si no también el crecimiento tenden-cial de la población (ver sección demográfica). En el escenario tendencial, la estructura del producto mantiene una propensión preocupante. La agricultura cae a valores de participación porcentual aun inferiores: 8.69% en el 2025. Los servicios llegan ha representar en este escenario el sector preponderante con el 69% del PIB en el 2025. 5. Indicadores Territoriales Para la sección territorial se elaboraron 9 indicadores. Los cuatro primeros orientados al uso del suelo, los si-guientes cuatro a los patrones de asentamiento y distribución de la población en el territorio. El último se re-fiere a la densidad demográfica.

Cuadro 5.1

Indicadores territoriales Indicador Uni. Medida Base

Indicadores territoriales ±1970 ±1990 1995

Cobertura de cultivos permanentes. HaAcp/HaT 8.30% 8.11% 9.15% Cobertura primaria (bosque denso y salado) HaB/HaT 8.63% 5.07% 3.85% Cobertura boscosa T1+T2 (1+2) 16.93% 13.18% 13.01% Cobertura urbana del suelo % HaUr/HaT 0.65% 1.40% 1.58% Concentración en AMSS P.AMSS/PT 19.91% 29.20% 29.94% Concentración en 5 principales ciudades P5C/PT 31.1% 40.8% 41.5%


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Concentr. en la costa (33 municipios) P 33 MC/PT 15.2% 13.8% 14.1% Participación de la Región Norte PN/PT 17.24% 12.78% 12.34% Densidad demográfica PT/Ext. km2 173 246 273

El primer indicador se refiere al área con cobertura permanente. Según los datos del FAOSAT el porcentaje de este tipo de área se mantiene entre 1970 y 1990 en valores un poco superiores al 8% . Esto mismo se ex-presa en los datos del Landsat con valores del 9.15% (1974-94). En cambio en el FAOSAT se reporta un in-cremento entre 1990 y 1995, pasando según sus datos de 8.1% a 10.5%. Fuera de esta contradicción entre Landsat y FAOSAT, por lo general se podría decir que el área de los cultivos permanentes se ha mantenido estática o con un tendencia muy leve al incremento. En cambio el área recubierta con bosques naturales o primarios mantiene una clara tendencia decreciente. En los veinticinco años comprendidos de 1970 a 1995, la cobertura primaria de bosques densos y salados (man-glares), ha pasado de representar el 8.63% al 3.85%, es decir se ha reducido en un 55% de lo que era en 1970.

Figura. 5.1: Tendencia de la cobertura boscosa en El Salvador.

Así, el comportamiento del tercer indicador que es la suma de los dos anteriores, se explica en su tendencia y movimiento en el periodo. Su comportamiento global es a la disminución, variando de 16.93% en 1970 a 13.01% en 1995, es decir una pérdida de casi cuatro puntos porcentuales, donde el componente que explica su dinámica degradante es la pérdida de la escasa cobertura de bosques densos y salados. El último de los cuatro indicadores de cobertura o uso de suelo, es el que se refiere a la mancha urbana o con-centraciones urbanas sensibles a la percepción remota y al procesamiento digital de las imágenes. Para 1970, se estimó el área urbana en 155.4 km2 que representa el 0.65% del territorio nacional. Esta se incrementó al 1.40% en 1990 y se elevo a 1.58% en 1995 (327 km2). La densidad urbana promedio es casi de once mil habitantes (10,835 por km2 urbano) y la tendencia en el periodo ha sido a una leve mayor densificación por kilómetro cuadrado. Sin embargo esta tendencia no se puede establecer con claridad debido a las diferencias de procesamiento y sensibilidad a las manchas urbanas en los puntos en los cuales se tomaron las imágenes. Los siguientes cuatros indicadores miden los pesos poblacionales de cuatro puntos de concentración o des-concentración. El primero, se refiere al peso demográfico del Area Metropolitana de San Salvador, AMSS, tomando como referencia 13 municipios. El AMSS así delimitado paso en 25 años, de concentrar casi el 20% en 1971 al 30% en 1995 de la población del país. El siguiente indicador de concentración demográfica aglutina las cinco principales ciudades o áreas urbanas del país. Esta son AMSS, Santa Ana, San Miguel, Area Metropolitana de Sonsonate, AMSO (Sonsonate, Son-zacate, San Antonio del Monte y Nahulingo) y Usulután (incluye Santa María). En conjunto las cinco princi-pales ciudades pasaron de representar en 1971 el 31.1% de la población al 41.5% en 1995. Como este indica-dor incluye al anterior, por diferencias se puede obtener el comportamiento con AMSS y sin AMSS. Es claro que la dirección de concentración es hacia el AMSS; en cambio las otro cuatro ciudades tienen una tendencia a mantenerse estáticas en su participación o a un incremento muy leve en el periodo de los 25 años. Con respecto a la concentración en la costa, es evidente que entre 1971 y 1992 el peso o participación costera ha disminuido de 15.2% al 13.8% y luego se recupera en 1995 a 14.1%. A partir de la finalización del conflicto armado esta zona ha manifestado una recuperación a la repoblación, esta ha sido leve y se espera que por el turismo que se mantenga su participación o que levemente se eleve hasta recuperar su antiguos valores. La región norte, representada por la población de los departamentos de Chalatenango, Cabañas, Morazán y Cuscatlán son las que manifiestan un clara pérdida en su peso relativo. Han pasado de representar el 17.24% en 1971 al 12.34% del total de la población del país, una perdida de 5 puntos porcentuales. Estos departamen-


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tos fueron los más afectados por el conflicto, son los que concentran la mayor cantidad de municipios pobres del país, con la menor inversión social del Estado y con los mayores porcentajes de población rural. Por el comportamiento entre 1990 y 1995 parece ser que esta tendencia a disminuir se mantendrá . Con todo esto, la densidad demográfica del país ha pasado de 173 personas por kilómetro cuadrado a 273 per-sonas en 1995. Esto significa una ganancia neta de 100 personas por kilómetro cuadrado en el periodo de aná-lisis. Los datos de proyección se sintetizan en el cuadro 5.2.


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Cuadro 5.2

Marco institucional y normativo Indicador Uni. Medida 2025

Cobertura de cultivos permanentes. HaAcp/HaT 7.96% Cobert. Primaria (bosq. denso y salado) HaB/HaT 0.75% Cobertura boscosa T1+T2 (1+2) 8.71% Cobertura urbana del suelo % HaUr/HaT 4.24% Concentración en AMSS P.AMSS/PT 51.90% Concentración en 5 ppales. Ciudades P5C/PT 65.0% Concentr. en la costa (33 municipios) P 33 MC/PT 15.2% Participación Reg. Norte PN/PT 8.82% Densidad demográfica PT/Ext. km2 469

Para la proyección de la cobertura boscosa, se parte de la hipótesis que para el 2000 se logra parar la degrada-ción de los bosques primarios o naturales, manteniendo valores estáticos por los primeros años y luego iniciar una lenta recuperación . Para esta recuperación se ha ocupado una proyección de espejo, es decir teniendo como punto de inflexión el año dos mil; se supone una recuperación por quinquenio hasta el 2025 a la misma proporción negativa que se realizó entre 1975 y el 2000. Así en el año 2025 se habrá logrado recuperar los va-lores de área con cobertura boscosa correspondiente a 1975.

Figura 5.2: Proyección a 2025 de espejo de recuperación de cobertura boscosa

Para los patrones de asentamiento y distribución, se asume que se mantienen los patrones de urbanización y degradación ambientales actuales, así como un modelo territorial centralizado y polarizante en el AMSS. 6. Identificación de factores y macropolíticas determinantes para los escenarios. Se pueden identificar cinco factores que determinan fundamentalmente las posibilidades de realización de un escenario en el futuro. Ellos son: 1. El proceso de globalización y formación de bloques regionales. 2. La política de El Salvador en materia comercial y de integración regional. 3. La política económica sectorial. 4. La política social. 5. La política territorial y ambiental. 6.1 El proceso de globalización y formación de bloques regionales. En primera instancia se encuentra el contexto internacional. En él se pueden destacar dos procesos o dinámi-cas. Por un lado, se tiene la globalización de los procesos productivos y por otro, los de formación de bloques comerciales regionales. ? ? Los cambios tecnológicos de los últimos años han modificado el valor económico internacional del espa-

cio y el tiempo de producción. En la actualidad para analizar la rentabilidad de un producto en un país, se tienen que considerar los costos de producción de otro como por ejemplo China (que será la principal po-tencia económica para el 2015). En la actualidad se está dando una alta movilidad de las industrias en el plano internacional. Se está produciendo una nueva reasignación de las actividades productivas, donde mas que naciones, son ciudades las que compiten por captar inversiones. Esta tendencia no se puede re-solver con políticas arancelarias, precisamente porque los cambios apuntan a disminuir el poder efectivo de los instrumentos de soberanía económica. La internacionalización e integración de los procesos pro-


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ductivos son de carácter inexorable y serán aun mas fuertes en el escenario próximo del 2025. Los con-ceptos de fronteras y soberanía económica serán mas débiles que los actuales.

? ? Junto con este proceso de reasignación de la planta productiva a nivel mundial transcurre la formación de

bloques regionales comerciales que crean espacios más amplios pero más específicos para la movilidad de factores. Para el futuro inmediato dos bloques regionales incidirán en la economía salvadoreña. Tarde o temprano se firmará un acuerdo o Tratado de Libre Comercio con México, y se establecerán mecanis-mos de integración de diferente naturaleza entre Centroamérica y el NAFTA o Tratado de Libre Comer-cio de América del Norte. En 1998 se iniciaron las conversaciones y negociaciones para que empiece a funcionar el ALCA en el año 2005. El ALCA creará un mercado regional que incluirá a todos los países de América.

Estos dos elementos hace prever una situación de internacionalización de la producción y una gran movilidad de la fuerza de trabajo, así como de todos los factores productivos. El fenómeno migratorio experimentado hasta ahora, cambiará cualitativamente en esta dirección, y la composición de la población nacional podrá te-ner un componente internacional mayor. 6.2 La política de El Salvador en materia comercial y de integración regional. En El Salvador no existe una política económica exterior de inserción internacional estratégicamente definida, que incluya el manejo claro y sostenido de la política arancelaria, la política de integración centroamericana (más allá de las declaraciones formales) y la línea estratégica sobre los tratados comerciales internacionales. En este aspecto la conducta de los dirigentes tanto de la política exterior como de la política comercial y de integración se ha caracterizado por prácticas conservadoras de negociación y acciones reactivas mas que con una política proactiva con una visión estratégica de como insertar al país en el nuevo escenario internacional. Es hasta esfuerzos recientes, como el de la Mesa 1 del Plan de Nación, que se empiezan a definir elementos realmente estratégicos que visualicen una forma más proactiva de integración. Fuera de este último esfuerzo se puede afirmar que en materia de política comercial y de integración, el país flota de manera pasiva en las corrientes del mercado internacional. Esto hace prever una integración pasiva y tardía a los escenarios inter-nacionales que implican las condiciones más desfavorables para el país. Si alternativamente a esto se logran resolver los problemas de política exterior y comercial, según la propuesta de la referida Mesa 1, esto permiti-rá la posibilidad de un escenario de integración económica internacional más controlado y autocentrado. Los conflictos entre Guatemala y El Salvador por la aplicación del CA-4 (convenio que permite la libre movi-lidad entre cuatro países centroamericanos) a finales de 1998 vuelven el panorama sombrío con respecto a la integración centroamericana. 6.3 La política económica sectorial. Los últimos 10 años, en El Salvador, se han caracterizado por la ausencia de políticas sectoriales definidas, dejando al mercado la asignación de recursos entre los diferentes sectores o ramas económicas. Esto en la práctica ha conducido al estancamiento y crisis del sector primario, una transformación de la planta industrial en el sector secundario de industrias tradicionales de base nacional a industria maquiladoras, el crecimiento del sector informal en el sector terciario y el desarrollo vertiginosos del sistema financiero al interior del sec-tor terciario. Se suponía que con la finalización del conflicto en 1992 el sector primario y secundario recupe-rarían su dinamismo pero esto no fue así. La pérdida del valor relativo o tasa de participación en el PIB, tanto del sector primario como secundario, es en gran parte consecuencia de la política macroeconómica, que en voz de los principales voceros de los sectores productivos, ha tenido en sus inicios y fundamentos un sesgo anti-agropecuario y anti-industrial nacional. La política sectorial agropecuaria tiene una gran incidencia para la distribución de la población entre regiones y en la relación urbana y rural. Fuera del Area Metropolitana de San Salvador, la principal actividad económi-ca en los departamentos del interior es sin lugar a duda el sector agropecuario. Afectar en términos de precio y de comercialización a este sector implica que la población emigre del interior o resto del país donde es la acti-vidad principal hacia donde están localizados los sectores más dinámicos actuales como son las actividades


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terciarias que están localizadas en el AMSS. Así la política sectorial se convierte por su dimensión espacial en una política de carácter territorial. Por el lado del sector secundario o industrial, el no definir una política clara de atracción de inversiones de más valor agregado y de ciertas características compatibles con los procesos de democratización en el país, permitiría la localización de industrias con tradiciones de poco respeto a los derechos laborales, de bajos sala-rios y bajo nivel educativo en la mano de obra. El desarrollo del sector secundario en esta dirección apunta con toda claridad a generar inestabilidad en el sector laboral desarrollándose conflictos que desestabilizan el proceso democrático y la economía salvadoreña. En el sector terciario llama la atención el desarrollo vertiginoso de la rama de finanzas que ha sido el más di-námico en los últimos años. Este sin embargo si se ha caracterizado por sustentarse en un ambiente falto de competencia y de proteccionismo que ha encarecido el crédito con altas tasas de interés y comisiones de trá-mite. Esta situación afecta las actividades de la economía real como son las de los sectores primarios y secun-darios. 6.4 La política social. El factor más característico en este aspecto ha sido la poca inversión y participación de la inversión social con respecto al PIB. No existen en la actualidad medidas drásticas que signifiquen un cambio en esta tendencia. Según datos del Ministerio de Hacienda es hasta el año 2015 que se recuperarán los niveles de carga social con respecto al PIB que se tenía en el año de 1980. En este punto el problema más delicado es la sostenibili-dad de la inversión en los rubros sociales. Según la Mesa 15 sobre educación del Plan de Nación uno de los más grandes desafíos es la sostenibilidad de la reforma educativa realizada en los últimos 5 años. Esta refor-ma educativa se ha sostenido fundamentalmente por créditos externos y no por esfuerzos financieros autosos-tenidos y propios. El problema sustancial en el trasfondo es la baja carga tributaria que limita las posibilidades de la carga social . En esta materia las previsiones del actual gobierno son conservadoras. La ampliación de las mejoras sociales especialmente en educación y salud tienen un gran impacto en la tasa de fecundidad y de crecimiento de la población así como en los indicadores de pobreza. De sostenerse estas previsiones financie-ras en materia de carga social lo más probable es que se materialice le escenario tendencial o pesimista en el punto más próximo que es del 2025. 6.5 La política territorial y ambiental.

Las políticas territoriales articulan la distribución en el espacio de los diferentes recursos de una sociedad de tal forma que optimice y equipare las relaciones entre los diferentes componentes o regiones. Una política ambiental tiene el propósito de establecer una relación sostenible en el tiempo de intercambio de masa y ener-gía entre la sociedad y su medio ambiente.

La actual situación de crisis territorial y ambiental en El Salvador tiene como fundamento el modelo de orga-nización económico territorial centralista en el país. Una organización política administrativa obsoleta en fun-ción de un modelo extinto agroexportador y minifundista; con escasa relación con su entorno de cuencas hidrográficas, la ausencia de una reglamentación de los asentamientos humanos, el uso descontrolado del re-curso suelo, la debilidad política y económica de los gobiernos locales, la crisis de la agricultura, la centrali-zación de la inversión pública y privada en la capital, la escasa inversión en medio ambiente, y un marco regulatorio formal sin capacidad de aplicación prefiguran mas bien un escenario pesimista para el país.

En El Salvador no existe un política territorial formalmente definida, lo que si existe es una tendencia territo-rial a la polarización entre el AMSS y el resto del país. En materia de política ambiental, es hasta 1998 que se ha comenzado un proceso de formulación que por los escasos recursos que actualmente se le dedican al MARN probablemente tenga deficiente capacidad de ejecución.

Una rápida valoración de la situación actual y de las acciones previstas en el corto plazo de los aspectos lega-les, institucionales y financieros en materia territorial y ambiental conduce a un escenario pesimista. Alterna-tivamente existen cuatro propuestas excelentes en los Temas Claves del Plan de Nación de la Comisión Na-cional de Desarrollo en los aspectos más importante y definitorios de la temática territorial, agrícola, social y ambiental: a. Descentralización y reorganización territorial (Mesa 2); b. Exclusión social y pobreza (Mesa 3)


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c. Desarrollo agropecuario y rural (Mesa 7) d. Medio ambiente y desarrollo (Mesa 12). En estos cuatros temas muy vinculados entre sí se apunta a generar un modelo descentralizado fortaleciendo la capacidad local de gestión, un ataque a la pobreza en las zonas rurales especialmente en la región norte del país; un rescate y re-conversión de la agricultura como principal generador de empleo en el interior del país y una reorganización y reconversión territorial y productiva como fundamento de una política ambiental. De aplicarse estas propues-tas se verían claramente afectados de forma positiva el recurso suelo, bosques y la sostenibilidad de abasteci-miento hídrico en el norte del país.

7. Confrontación sintética de escenarios tendenciales para el 2025. Los cinco factores mencionados, determinarán la posibilidad de los escenarios alternativos especialmente ha-cia el año 2025. Lo que ocurra en los próximos años definirán las subsiguientes etapas, pudiendo visualizar el carácter definitorio de esta etapa más próxima. Así alternativamente se pueden comparar dos imágenes para el año 2025 entre lo programado y lo tendencial : El escenario tendencial del 2025 es el que tiene mayor valor de diferenciación analítica desde la perspectiva actual. La población será de aproximadamente 10 millones de habitantes, altamente urbanizada con una eco-nomía dominada por la informalidad y terciarizada en más de sus dos terceras partes; la agricultura en aban-dono o con una participación marginal; el producto per cápita (PIB p/c) será de apenas $2,111 (precios 1990), una planta industrial dominada por la maquila y las exportaciones con uso extensivo de mano de obra de bajo nivel educativo y con poco valor agregado. La economía estará orientada y dominada por la dinámica del ex-terior, sin control de los factores internos. La ciudad capital tendrá casi 5 millones de habitantes y concentrará a más de la mitad de la población del país. El AMSS tendrá una periferia difusa y extendida, el sector infor-mal inundará las principales calles de San Salvador. El modelo será altamente centralista y privilegia la inver-sión en el AMSS marginando el norte y el interior. Esto contrastará con el gran número de pueblos abandona-dos o fantasmas que caracterizaran al interior y principalmente al norte del país. En lo ambiental será muy ex-tendida la degradación de los suelos, la extinción casi completa de los escasos bosques densos y salados, la disminución de los bosques secundarios por la urbanización y la falta de agua en los pueblos pequeños del norte por la deforestación. Las instituciones y normas, especialmente las ambientales, continuarán siendo dé-biles y de carácter formal sin instrumentos de aplicación y capacidad reguladora de las acciones con impacto ambiental. La Cordillera del Bálsamo, las faldas del Volcán de San Salvador y la planicie de Zapotitán estarán casi completamente urbanizadas. El anterior es el panorama más próximo a lo real con las actuales tendencias.

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