t CO2/MWh

Fotografía archivo fotográfico Ministerio del Ambiente

Diagramación e impresión: ISIS

Quito - Ecuador, 2013

Para disminuir el impacto ambiental, este documento ha sido

impreso en su totalidad en papel Enviroment Vellum

Algodón Ecológico, 50% reciclado y 30% post consumo.

Publicado por:

Ministerio del Ambiente (MAE)

República del Ecuador

www.ambiente.gob.ec

Volcán Carihuairazo - Provincia de Chimborazo

3

COMISIÓN TÉCNICA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO

MINISTERIO DEL AMBIENTE - MAE

Ing. Alexandra Buri Blga. Liliana Sánchez

MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE - MEER

Ing. Andrés Cepeda Ing. Patricio Cañizares

CORPORACIÓN CENTRO NACIONAL DE ENERGÍA - CENACE

(Equipo técnico responsable del cálculo)Ing. Lenin Haro Ing. Verónica Cárdenas

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CONELEC

Ing. Wilson Calvopiña

Río Pastaza

4

Contenido

Introducción 5

1. Antecedentes 6

Sistema de información 6

1.1. Aspectos considerados para la realización del cálculo 7

2. Desarrollo del cálculo del factor de emisión de CO2 8 del Sistema Nacional Interconectado

2.1. Definiciones generales 8

2.2. Parámetros de cálculo 9

2.3. Procedimiento de línea base 9

Paso 1 - Identificación del sistema eléctrico relevante 9

Paso 2 - Selección del método de determinación del margen 9 de operación OM

Paso 3 - Cálculo del factor de emisión de CO2 del margen de 11 operación con el método seleccionado

Fuentes de información utilizadas para el cálculo 13

Paso 4 - Resultados obtenidos para el margen de operación 14

Paso 5 - Cálculo del factor de emisión del margen de construcción 16

Cálculo del factor de emisión del margen combinado 20

3. Conclusión 22

ANEXOS 22

5

Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2013

El efecto invernadero es un proceso natural, sin él, la vida en el planeta no sería posible. En este proceso, el dióxido de carbono (CO2) y el vapor de agua son importantes gases de efecto invernadero (GEI) para mantener esta-ble la temperatura atmosférica. Sin embar-go, antes de 1950, la concentración de CO2 en la atmósfera nunca pasó de 330 partes por millón (ppm), mientras que a partir de la revolución industrial los incrementos en las emisiones son evidentes.

En mayo del presente año, la Administración Nacional de Océanos y Atmósfera de Estados Unidos - NOAA, por su sigla en inglés, reportó que la concentración de CO2 en la atmósfera superó por primera vez las 400 partes por millón (ppm). Este hecho, reclama acciones urgentes y nos compromete a intensificar los esfuerzos para dar respuesta al cambio cli-mático y sus efectos.

Las experiencias del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL), están inspirando nuevas iniciativas y las herramientas ge-neradas para su implementación son útiles para el desarrollo de propuestas de accio-nes de mitigación. Entre ellas, la estimación del factor de emisión de CO2 es clave para el cálculo de la línea base de proyectos de energías renovables o eficiencia energética

Introducciónque apliquen al MDL o a cualquier estándar del Mercado Voluntario.

Es así, que la Comisión Técnica de Deter-minación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero, continuando con el mandato otorgado en el 2010 de mantener actualizado el cálculo del Factor de CO2 del Sistema Nacional Interconectado del Ecua-dor, presenta el informe correspondiente al año 2013, en base a los datos de operación de los años 2010, 2011 y 2012, de acuerdo a la “Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico”, versión v4.0.0.

Los procedimientos contenidos en esta he-rramienta pueden aplicarse para estimar el Factor de Emisión al calcular:

· Las Emisiones de Línea Base de proyec-tos que sustituyen electricidad de la red, por ejemplo: actividades de proyectos que ge-neran electricidad y la suministran a la red eléctrica, o actividades de proyecto que re-sulten en ahorro de electricidad que habría sido suministrada por la red eléctrica (como proyectos de eficiencia energética).· Las Emisiones de Proyecto cuando una actividad de proyecto consume electricidad desde una red eléctrica.

6

La Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (CTFE), es responsable del cálculo y actualización del Fac-tor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interco-nectado del Ecuador - SNI, que se formó en el año 2010 y está integrado por el Ministerio del Ambiente (MAE), Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), y Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

Las publicaciones del Factor de Emisión para los años 2011 y 2012, han facilitado a los proponentes de proyectos que aplican al MDL, la realización de los correspondientes cálculos de las reducciones de emisiones de CO2. Durante el año 2013, la CTFE ha gestionado el intercambio de información para la ela-boración y actualización del presente informe.

Para el cálculo del Factor de Emisión del SNI se ha utilizado la información proporcionada por el CONELEC, CENACE y MAE; obtenida de boletines estadísticos y sistemas de gestión de información, conforme se detalla a continuación.

CENACE:• Generación neta mensual y horaria para el perío-do 2010-2012.

CONELEC:• Consumo de combustible por cada unidad de ge-neración.

MAE:• Proporciona el poder calorífico que fue entregado por PETROECUADOR EP para cada combustible: el gas natural, fuel oil 6, fuel oil 4, diésel, y residuo que se utiliza para el consumo del sector eléctrico del país1 .

1 Antecedentes

Sistema de información

1 Mediante oficio MAE-DNMCC-2013-0040 y MAE-DNMCC-2013-001, se solicita

a PETROECUADOR, la información correspondiente a “Datos de combustible de gas natural” y “Poder calorífico de los combustibles”.Amazonía Ecuador

7

Con la finalidad de obtener un factor de emisión que refleje la situación actual del SNI, carac-terísticas operativas y expansión del Sistema Eléctrico Ecuatoriano se consideró las siguien-tes particularidades:

1.1. Aspectos considerados para la realización del cálculo

• Para el caso de los sistemas eléctricos ais-lados, la afectación se consideró a través de la demanda abastecida por la generación térmica del SNI.

• En el año 2012 ingresaron a la red eléc-trica 238 MW de generación termoeléctrica distribuida en las siguientes centrales:

• Celso Castellanos (unidad de Negocio Termopichincha) con 7.6 MW

• Payamino (unidad de Negocio Termo-pichincha) con 1.8 MW

• Santa Elena III (unidad de Negocio Electroguayas) con 39 MW

• Jaramijó (unidad de Negocio Ter-moesmeraldas) con 135.8 MW

• Jivino I (unidad de Negocio Termopi-chincha) con 3.6 MW

• Jivino II (unidad de Negocio Termopi-chincha) con 10 MW

• Jivino III (unidad de Negocio Termopi-chincha) con 44 MW

• Para el caso de la interconexión eléctrica con Colombia, ya que en el año 2008 existió una repotenciación del sistema de transmi-sión de 230kV, se consideró la energía regis-trada en los medidores en barras de Ecuador por los circuitos adicionales con un factor de emisión de CO2 igual a cero, como indica la “Herramienta para calcular el factor de emi-sión para un sistema eléctrico v4.0.0.” en el paso 1.


Laguna Negra - Chimborazo

El factor de emisión para cada tipo de combustible se tomó de los valores determinados en el Informe 2006 de Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero publicado por el Panel Intergubernamental para el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés).

8

2.2 Parámetros de cálculoDe acuerdo a la última versión de la “Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico” (Tool to calculate the emission factor for an electricity system), v4.0.0, se calculará los siguientes parámetros:

3 Definiciones CONELEC Boletín 2009.2 Definiciones CONELEC Boletín 2009.

2 Desarrollo del cálculo del factor de emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado.

2.1. Definiciones generales:

Factor de Emisión de CO2: es la masa estimada de toneladas de CO2 emitidas a la atmósfera por cada unidad de MWh de energía eléctrica generada.

Unidad de Generación: es el equipamien-to mínimo que se requiere para la genera-ción de electricidad.

Red eléctrica: se establece como una red eléctrica a la cual están asociadas las unida-des de generación y los consumidores; en el caso del Ecuador la red eléctrica está dada por el Sistema Nacional de Trasmisión.

Sistema Nacional de Transmisión: “Es el sistema de transmisión de energía eléc-

Parámetros Unidades Descripción

EFgrid,BM t CO2 /MWh Margen de construcción de CO2 para el año y

EFgrid,OM t CO2 /MWh Margen de operación CO2 para el año y

EFgrid,CM t CO2 /MWh Margen combinado de CO2 en el año y

trica o medio de conexión entre consu-midores y centros de generación, el cual permite el paso de la energía a todo el territorio nacional”. 2

Sistema Nacional Interconectado SNI: “Es el sistema integrado por los elementos del Sistema Eléctrico, conectado entre sí, que permite la producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de genera-ción y consumo”. 3

Generación Neta: es la diferencia entre la generación total y el consumo de los servi-cios auxiliares de la unidad de generación, es decir, es lo que se entrega a la red eléc-trica para el usuario final.

9

2.3 Procedimiento de línea base

Paso 1. Identificación del sistema eléctrico relevante

La red eléctrica considerada para el presente estudio está limitada por el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador, donde no se encuentran consideradas las unidades que están fuera (Galápagos, Isla Puná, sistema eléctrico PETROECUADOR).

Paso 2. Seleccionar un método de cálculo para el margen de operación OM

Existen cuatro métodos para el cálculo del margen de operación OM, los cuales se describen a continuación:

El Método Simple Margen de Operación OM, es utilizado solo si la generación de bajo costo representa menos del 50 % del total de la generación. Como se muestra en la Tabla 1.

(1) Generación de bajo costo (2) Generación térmica


2008 2009 2010 2011 2012 Promedio %

Low cost/must run (1) 11677.15 10199.31 9571.56 12398.28 12457.97 11260.86 64.3%

No low cost/must run (2) 4409.64 6156.23 7758.48 6041.42 6861.78 6245.51 35.7%

TOTAL 16086.79 16355.54 17330.04 18439.71 19319.75 17506.37 100.0%

Fuente: Plantilla de cálculo “Matriz Factor Emisión _CO2_S.N.I._2012.xlsx” hoja “GEN”

Tabla 1. Generación Eléctrica del SNI anual (GWh)

Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2013 Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2013

El factor de emisión de CO2 del margen de construcción, representa las emisiones asociadas al ingreso de nuevas unidades de generación para el período que es calculado, cuya cons-trucción y operación sería desplazada por la actividad de proyecto MDL.

El factor de emisión de CO2 del margen de operación, estima como la operación de centrales actualmente conectadas a la red sería afectada por la actividad de proyecto MDL.

El factor de emisión de CO2 del margen combinado, corresponde a la ponderación asignada en el cálculo de los dos anteriores.

10

El Método OM Simple Ajustado, puede ser usado solamente si la generación de energía eléctrica de las plantas de bajo costo de la red eléctrica representa más del 50% del total de la generación.

El Método por Análisis de Datos del Despacho, está sujeto al nivel de información que se dispone en el país, puesto que son necesarios los datos horarios de la producción de energía.

El Método Promedio, es calculado mediante el uso del rendimiento promedio en el pe-riodo de análisis de la generación de todas las plantas termoeléctricas que forman parte de la red.

De acuerdo con la estructura del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador y la infor-mación disponible, el método que se acopla a estas condiciones, es el Método OM Simple Ajustado, con los valores de la generación neta y consumo de combustible por unidad.

Amazonía Ecuatoriana

11

Paso 3. Cálculo del factor de emisión de CO2 del margen de operación con el mé-todo seleccionado

Ecuación 1

EFEL.m.y =Ʃi FCi,m,y .NCVi,y .EFCO2,i,y

EGm,y

Para la determinación del factor de emisión de CO2 de las unidades de generación del SNI se ha tomado en cuenta las siguientes opciones:

Opción A1. Para las unidades de generación que se tenga la información de consumo de combustible y energía neta entregada a la red, se utiliza la siguiente ecuación 1.

donde:

EFEL,m,y

FCi,y

NCVi,y

EFCO2,i,y

EGm,y

Factor de Emisión de CO2 de las unidades de generación m en el año y (t CO2/MWh)

Cantidad de combustible fósil tipo i consumido en el año y de las unidades de generación m

Poder calorífico neto (contenido de energía) del combustible fósil tipo i en el año y (TJ/unidad de masa o volumen)

Factor de emisión de CO2 por tipo de combustible i en el año y (t CO2 /tJ)

Energía neta generada en el año y a excepción de las unidades de bajo costo (MWh)

m

i

y

Todas las unidades de generación conectadas a la red en el año y a excepción de las unidades de bajo costo

Todos los combustibles utilizados por las unidades de generación m en el año y

Año correspondiente a los datos utilizados para el análisis

Opción A2. Si sólo se posee los datos de energía y tipo de combustible que utiliza la unidad de generación, el factor de emisión se lo puede determinar utilizando la ecuación 2.


Central Hidroeléctrica Agoyán - Tungurahua

12

donde:

EFEL,m,y

EFCO2m,i,y

ƞm,y

Factor de Emisión de CO2 de las unidades de generación en el año y (tCO2/MWh)

Porcentaje del factor de emisión de CO2 por tipo de combustible i en el año y (t CO2/tJ)

Porcentaje de energía neta generada en el año y

Todas las unidades de generación conectadas a la red en el año y a excepción de las uni-dades de bajo costo

Año correspondiente al período de cálculo

m

y

Ecuación 2

EFEL,m,y =EFCO2m,i,y . 3,6

ƞm,y

donde:

Ecuación 3

EFgrid,OM-adj,y =(1-λy).

EFgrid,OM-adj,y

λy

EGm,yEGk,y

EFEL,m,y

EFEL,k,y

m

k

y

λy .+Ʃm EGm,y .EFEL,m,y Ʃk EGk,y .EFEL,k,y

Ʃm EGm,y Ʃk EGk,y

Factor de emisión de CO2 del margen de operación simple ajustado para el año y (t CO2/MWh)Factor que expresa el porcentaje de tiempo que la generación de bajo costo marginó en el año y

Energía neta entregada a la red por las unidades de generación m en el año y (MWh)

Energía neta entregada a la red por las unidades de generación k en el año y (MWh)

Factor de emisión de las unidades de generación m en el año y (t CO2/MWh)

Factor de emisión de la unidades de generación k en el año y (t CO2/MWh)

Todas la unidades de generación conectadas a la red en el año y a excepción de las unida-des de bajo costo

Todas las unidades de generación de bajo costo conectadas a la red en el año y

Año correspondiente a los datos utilizados para el análisis

El factor de emisión de margen de operación por el método Simple Ajustado se lo calcula mediante la ecuación:

13

Fuentes de información utilizadas para el cálculo

La cantidad de combustible fósil utilizado por las uni-dades de generación conectadas a la red eléctrica es proporcionada por CONELEC, presentada en la hoja de cálculo “Combustibles” del libro de cálculo “Matriz Factor de Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx”.

El factor de emisión de cada tipo de combustible fue obtenido de la Tabla 1.4 del Capítulo 1 de las Guideli-nes for National Greenhouse Gas Inventories, IPCC 2006, utilizándose el límite inferior del intervalo al 95% de con-fianza, los criterios para seleccionar los combustibles son similares a los indicados para el Poder Calorífico Neto como se indica en la Tabla 3.

La energía neta generada por cada unidad de genera-ción conectada a la red eléctrica es proporcionada por el CENACE, presentada en la hoja de cálculo “Ener-gía_NETA-SNI” del libro de cálculo “Matriz Factor de Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx”

Se consideró la información disponible del Poder Calorífi-co Neto utilizado para cada combustible fósil que fue pro-porcionado por PETROECUADOR EP para fuel oil 6, fuel oil 4, diésel, y residuo; los valores de Nafta y Gas Natural se tomaron de la Tabla 1.2 del Capítulo 1 de las Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories (IPCC, 2006) co-rrespondientes a Naphtha y Natural Gas. Los valores son los siguientes:

FUENTE: PETROECUADOR EP, 2013

FUENTE: IPCC, 2006, Directrices para los Inventa-rios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, Capítulo1, Tabla 1.4.

Combustible FE (kg CO2/TJ) (2)

Fuel Oil 4 75,500

Diésel 72,600

Gas Natural 54,300

Nafta* 69,300

Fuel Oil 6 73,300

Bunker 73,300

Combustible FE (t CO2/TJ)

Fuel Oil 4 75.50

Diésel 72.60

Gas Natural 54.30

Nafta* 69.30

Fuel Oil 6 73.30

Bunker 73.30

CombustiblePoder Calorífico Neto (TJ/1000 ton) (1)

Fuel Oil 4 39.8

Diésel 41.8

Gas Natural 46.5

Nafta* 41.8

Fuel Oil 6 (3)1 39.7

Bunker 39.7

Tabla 2. Poder Calorífico de los combusti-bles utilizados por el sector eléctrico

Tabla 3. Factor de Emisión de los combus-tibles utilizados por el sector eléctrico

Las fuentes de información empleadas para el cálculo del Factor de Emisión de CO2 del SNI del Ecuador son los siguientes:


4*Directrices del IPCC de 2006 para los Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero, Capítulo1Tabla 1.2.


FCi,m,y

EGm,y

NCVi,y

EFCO2i,y

14

Paso 4. Resultados obtenidos para el margen de operación

Parámetros Unidad

0,000

5,805,031.970 (t CO2)

7,758,480.224 [MWh]

0,000 (t CO2)

9,876,938.639 [MWh]

0.7482 [t CO2/MWh]

Parámetros Unidad

0.1045

4,500,607.779 (t CO2)

6,041,421.855 [MWh]

0.000 (t CO2)

11,115,717.240 [MWh]

0.6671 [t CO2/MWh]

λ2010

λ2011

EGm,2010 .EFEL,m,2010Ʃm


EGk,2010 .EFEL,k,2010

EGk,2011 .EFEL,k,2011

EFgrid,OM-adj,2010

EFgrid,OM-adj,2011

Ʃ

Ʃ

k

k

EGm,2010

EGm,2011

EGk,2010

EGk,2011

Ʃ

Ʃ

Ʃ

Ʃ

m

m

k

k

En base a los cálculos realizados tenemos los siguientes resultados para los años 2010, 2011, y 2012.

Resultados del año 2010, presentados en la hoja “FE_OM_10” del archivo “Matriz Factor Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx”


Tabla 4. Resultados año 2010


15

Parámetros Unidad

0.0029

4,891,623.749 [t CO2]

6,861,775. 619 [MWh]

0.000 [t CO2]

12,457,971.669 [MWh]

0.7108 [t CO2/MWh]

λ2012


EGk,2012 .EFEL,k,2012

EFgrid,OM-adj,2012

EFgrid,OM-adj = 0,7079 (t CO2/MWh)

Ʃk

EGm,2012

EGk,2012

Ʃ

Ʃ

m

k

La Tabla 7 muestra un resumen de los resultados obtenidos en los años 2010, 2011, 2012 del Factor de Emisión de Margen de Operación y generación anual (GWh):



Tabla 7. Factor de Emisión OM años 2010 - 2012

2010 2011 2012

EFgrid,OM-adj,2012 (t CO2 / MWh) 0.7482 0.6671 0.71078

2010 2011 2012 Total

Generación anual (GWh) 17330.34 18439.71 19319.75 55089.5

Ponderación 31,55% 33,5% 35,1%

Río Pastaza

Factor de emisión del margen de operación del SNI.

16

Paso 5 Cálculo del factor de emisión del margen de construcción

Las unidades de generación que forman parte del cálculo del margen de construcción se lo ha determinado conforme a los siguientes pasos:

a) El conjunto de las cinco unidades de generación que han ingresado a la red eléctrica recientemente, SET 5-units con energía que representa el 0.05% de la energía neta entregada a la red.

Central Eléctrica

Inicio de Operación

TecnologíaTipo de

CombustibleUnidad

Generación Neta

% % acu-mulado

Celso Castellanos U4 diciembre/2012 Térmica MCI Diésel U4 66.02 0.0% 0.00%

Celso Castellanos U1 julio/2012 Térmica MCI Diésel U1 1794.26 0.0% 0.01%



Jivino II agosto/2012 Térmica MCI Diésel U1 4505.10 0.0% 0.05%

Total 9966.09 0.05%

Tabla 8. Identificación del grupo de las cinco unidades que han ingresado últimamente a la red eléctrica (SET 5-units).

Fuente: “Matriz Factor Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx” hoja “FE_BM”

Volcàn Cotopaxi

17

Central Eléctrica


TecnologíaTipo de

CombustibleUnidad

Generación Neta

(MWh)%

% acu-mulado

Celso Castellanos U1 julio/2012 Térmica MCI Diésel U1 1,794.26 0.0% 0.0%




Jivino I U1 julio/2012 Térmica MCI Diésel U1 273.49 0.0% 0.0%


Santa elena III U1 mayo/2012 Térmica MCI Fuel oil U1 32,371.58 0.2% 0.2%



Jaramijo U1 abril/2012 Térmica MCI Fuel oil U1 457,820.96 2.4% 2.9%

Jivino III U1 abril/2012 Térmica MCI Fuel oil U1 45,825.75 0.2% 3.1%




Jivino II U1 agosto/2012 Térmica MCI Fuel oil U1 4,505.10 0.0% 3.8%


Ocaña enero/2012 Hidraulica U1 87,232.30 0.5% 4.3%

Ocaña enero/2012 Hidraulica U2 0.0% 4.3%

Manta II enero/2011 Térmica MCI Fuel oil 6 U1 94,534.12 0.5% 4.8%

Santa Elena II enero/2011 Térmica MCI Fuel oil 4 U1 387,945.69 2.0% 6.8%

Quevedo II marzo/2011 Térmica MCI Fuel oil 6 U1 474,298.79 2.5% 9.2%

Mazar noviembre/2010 Hidráulica embalse U2 435,299.75 2.3% 11.5%

Mazar mayo/2010 Hidráulica embalse U1 491,622.88 2.5% 14.0%

Machala Gas II enero/2010 Térmica Turbo gas Gas Natural TM1 62,660.99 0.3% 14.4%





Miraflores diciembre/2009 Térmica Turbo gas Diésel TG1 30,256.79 0.2% 16.0%

Machala Gas II diciembre/2009 Térmica Turbo gas Gas Natural TM6 48,498.27 0.3% 16.3%

Tabla 9. Identificación del grupo de unidades recientemente ingresadas a la red, que repre-sentan el 20% de la generación del sistema sin considerar los proyectos MDL (AEGset>=20%)


18

c) Identificación en orden cronológico de las unidades que conforman el grupo SET 5-units y AEGset>=20%, considerando las unidades menores a 10 años de operación dentro de la red eléctrica, tomado en cuenta los siguientes parámetros:

Fuente: “Matriz Factor Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx” hoja “FE_BM”5

Total 4,568,121.26 23.64%

Central Eléctrica


TecnologíaTipo de

CombustibleUnidad

Generación Neta (MWh)

% % acumulado

5 *Hidroabanico es un proyecto MDL registrado en la UNFCCC.C.

Generoca diciembre/2006 Térmica MCI Fuel oil U1 19,073.76 0.1% 16.4%



Generoca diciembre/2006 Térmica MCI Fuel oil U4 0.0% 16.5%





Hidroabanico* julio/2007 Hidráulica pasada U3 0.0% 16.9%



San Francisco junio/2007 Hidráulica pasada U1 519,399.34 2.7% 19.6%

San Francisco mayo/2007 Hidráulica pasada U2 778,392.59 4.0% 23.6%

La unidad de generación entra en operación el día en que inicia su sumi-nistro de energía a la red.

Las plantas de generación registradas como actividades de proyecto MDL se excluyeron de la muestra m.

La energía adicional de la repotenciación del sistema de transmisión (cir-cuito 3 y 4) registrada en el año 2008, con un factor de emisión de CO2 igual a cero.

19

Central Eléctrica


TecnologíaTipo de

CombustibleUnidad

Generación Neta (MWh)

%%

acumlado










Jaramijo U1 abril/2012 Térmica MCI Fuel oil U1 457,820.96 2.4% 2.9%







Ocaña enero/2012 Hidráulica U1 0.0% 3.8%

Ocaña enero/2012 Hidráulica U2 0.0% 3.8%

Quevedo II marzo/2011 Térmica MCI Fuel oil 6 U1 474,298.79 2.5% 6.3%

Manta II enero/2011 Térmica MCI Fuel oil 6 U1 94,534.12 0.5% 6.8%

Santa Elena II enero/2011 Térmica MCI Fuel oil 4 U1 387,945.69 2.0% 8.8%

Mazar noviembre/2010 Hidráulica embalse U2 435,299.75 2.3% 11.0%

Mazar mayo/2010 Hidráulica embalse U1 491,622.88 2.5% 13.6%

Termogas Macahala II enero/2010 Térmica Turbo gas Diésel TM1 62,660.99 0.3% 13.9%





Miraflores diciembre/2009 Térmica Turbo gas Diésel TG1 30,256.79 0.2% 15.6%

Termogas Macahala II diciembre/2009 Térmica Turbo gas Diésel TM6 48,498.27 0.3% 15.8%

JAM230POM 3(*) enero/2008 ImportaciónRepotenciación interconexión

Circui-to 3

73,196.94 0.4% 16.2%

JAM230POM 4(*) enero/2008 ImportaciónRepotenciación interconexión

Circui-to 4

62,218.75 0.4% 16.5%

San Francisco junio/2007 Hidráulica pasada U1 519,399.34 2.7% 19.2%

San Francisco mayo/2007 Hidráulica pasada U2 778,392.59 4.0% 23.3%

4,495,121.62

Tabla 10. Identificación cronológica de las unidades de los grupo SET 5-units y AEGset>=20%, no mayores a 10 años de operación

Fuente: Matriz Factor Emisión_CO2_SNI_2013.xlsx” hoja “FE_BM”

6 * Acorde a la metodología estas centrales se consideran con un aporte del 0% porque corresponden a una repotenciación de la central.


20

Con las consideraciones antes mencionadas el factor de emisión del margen de construcción se lo calculó con la ecuación 4

Ecuación 4

Ecuación 5

EFgrid,BM,y =

EFgrid,CM,y = EFgrid,OM,y . EFgrid,BM,y +WOM + WBM

EFgrid,BM,y = 0.3044(t CO2/MWh)

Ʃm EGm,y .EFEL,m,y

Ʃm EGm,y

donde:

EFgrid,BM,y

EFEL,m,y

my

EGm,y

Factor de emisión de CO2 del margen de operación simple ajustado para el año (t CO2/MWh)y

Energía neta entregada a la red por las unidades de generación m en el año y (MWh)

Factor de emisión de las unidades de generación m en el año y (t CO2/MWh)

Todas las unidades de generación conectadas a la red en el año y a excepción de las unidades de bajo costo

Año correspondiente a los datos utilizados

Cálculo del factor de emisión del margen combinadoEl factor de emisión del margen combinado representa un promedio ponderado conside-rando los márgenes antes calculados y sus ponderaciones como lo muestra la ecuación 5.

donde:

EFgrid,CM,y

EFgrid,OM,y

EFgrid,BM,y

WOM

WBM

Factor de emisión margen combinado en el año y (t CO2/MWh)

Factor de emisión margen operación en el año y(t CO2/MWh)

Factor de emisión margen de construcción en el año y (t CO2/MWh)

Ponderación del factor de emisión del margen de operación (%)

Ponderación del factor de emisión del margen de operación (%)

21

Tabla 12. Cálculo del Factor de Emisión de CO2 Ex Ante

Tabla 11. Cálculo del Factor de Emisión de CO2 Ex Post

Proyectos Hidroeléctricos, térmicos Proyectos Eólicos, Solares

EFgrid,OM,2012 = 0.7108 (t CO2/MWh)

EFgrid,BM,2012 = 0.3044 (t CO2/MWh)

WOM 0.5 WOM 0,75

WBM 0.5 WBM 0,25

EFgrid,CM,2013 0.5076 (t CO2/MWh) EFgrid,CM,2013 0.6092 (t CO2/MWh)

Factor de Emisión de CO2 Ex Ante, este factor de emisión se determinará una vez en la fase de validación, por lo que no se requiere el seguimiento y cálculo del factor de emisión durante el período de acreditación, para este cálculo se ha considerado los últimos tres años 2010, 2011 y 2012, como se muestra en la Tabla 12.

Para el cálculo de emisiones es recomendable utilizar el Factor de Emisión CO2 Ex Ante, puesto que durante el proceso de validación no es necesario su actualización. Mientras que el Factor de Emisión de CO2 Ex Post requiere de seguimiento y actualización durante el período de acreditación. En el Anexo 1 se mostrará un ejemplo de cálculo.

Proyectos Hidroeléctricos, térmicos Proyectos Eólicos, Solares

EFgrid,OM = 0.7079 (t CO2/MWh)

EFgrid,BM = 0.3044 (t CO2/MWh)

WOM 0.5 WOM 0,75

WBM 0.5 WBM 0,25

EFgrid,CM,2013 0.5062 (t CO2/MWh) EFgrid,CM,2013 0.6071 (t CO2/MWh)

Factor de emisión de CO2 Ex Post, este factor es determinado para los proyectos MDL que en el año “y” empiezan a desplazar electricidad en la red eléctrica, se requiere que el factor de emisión sea actualizado anualmente durante el período de monitoreo. Para el presente informe se actualizará el año 2012 como lo muestra la Tabla 11.


Factor de Emisión para proyectos MDL

3. Conclusiones

AnexosEl siguiente ejemplo muestra la diferen-ciaentre la utilización del Factor de Emisión de CO2 Ex Post y el Factor de Emisión de CO2 Ex Ante, para un proyecto hidroeléctri-co de 2.5 MW con una generación anual de 24 770 MWh, el cual empieza su período de validación y monitoreo en el año 2011.

Tabla 13. Características del Proyecto

Tabla 14. Período de validación del Proyecto

Tabla 15. Período de validación del Proyecto

PROYECTO HIDROELÉCTRICO

Potencia 2.50 MW

Energía 24 770.00 MWh

Escenario utilizando el Factor de Emisión de CO2 Ex Post

Escenario utilizando el Factor de Emisión de CO2 Ex Ante

EX POST

PERÍODO DE VALIDACIÓN

AÑO Factor de Emisión Emisiones

tCO2/ MWh tCO2

2011 0.5669 14 042.11

2012 0.4597 11 386.77

2013 0.5076 12573.25

EX ANTE

PERÍODO DE VALIDACIÓN

AÑO Factor de Emisión Emisiones

tCO2/ MWh tCO2

2011 0.5062 12538.57

2012 0.5062 12538.57

2013 0.5062 12538.57

Los resultados obtenidos del Factor de Emisión Ex post y Ex Ante al año 2013, deben ser utilizados para estimar la reducción de emisiones de CO2 en proyectos MDL.

El valor del Factor de Emisión del Margen de Operación puede ser utilizado para estimar las emisiones de CO2 emitidas a la atmósfera por el SNI.

Proyecto de generación eólica Villonaco - Loja

Laguna de Limpiopungo - Cotopaxi

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t CO2/MWh

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