Proyecto Central Hidroeléctrica Barro Blanco

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MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO
FORMATO PARA EL DOCUMENTO DE DISEÑO DE PROYECTO (CDM-PDD)
Versión 03 - in effect as of: 28 July 2006
CONTENIDO
A.
Descripción general de las actividades del proyecto
B.
Aplicación de una metodología de línea base
C.
Duración de la actividad del proyecto / periodo de acreditación
D.
Impactos ambientales
E.
Comentarios de los interesados
Anexos
Anexo 1: Datos de contacto de los participantes en la actividad del proyecto
Anexo 2: Información sobre fondos públicos
Anexo 3: Información de la línea de base
Anexo 4: Plan de monitoreo
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APARTADO A.
A.1
Descripción general de las actividades del proyecto
Título de las actividades del proyecto MDL propuesto:
Proyecto Central Hidroeléctrica Barro Blanco
Versión 03.1
25 de Agosto 2008
A.2.
Descripción de la actividad de proyecto:
El propósito de este proyecto es la construcción de una central hidroeléctrica, con una capacidad total
instalada de 19,99 MW y una generación media anual de 105,80 GWh, con el fin de aprovechar la
capacidad del río Tabasará. Los principales objetivos de la construcción de la central son:
-
Incrementar la capacidad instalada de generación energética del país en aproximadamente un
1,262 %.
Incrementar la participación de la generación energética a base de recursos naturales autóctonos
con respecto a la generación energética basada en el uso de hidrocarburos.
Proteger el mercado energético nacional de los incrementos de los costos de los hidrocarburos a
nivel internacional.
Reducir o mitigar, a mediano y largo plazo, las emisiones de CO2 derivadas de la generación
eléctrica a base de hidrocarburos, contribuyendo así al desarrollo sostenible de la región y del
país.
El proyecto de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco se ubicará en términos geopolíticos en un área que
comprende los corregimientos de Bella Vista, Veladero y Cerro Viejo en el distrito de Tolé, todos ellos
en la provincia de Chiriquí; y el corregimiento de Bakama en el distrito comarcal de Müna.
La central Hidroeléctrica dispone de una presa de hormigón compactado con una altura máxima de 42
metros sobre la base y un nivel máximo de operación de 103 msnm con un nivel mínimo de 98.8 msnm.
El nivel de descarga es de 66,4 msnm por lo que el salto bruto es de 36,60 metros. La superficie del
embalse que la presa debe producir por efecto de operación no va a superar las 234,34 hectáreas, lo cual
incluye la superficie actualmente ocupada por el Río Tabasará en el tramo que se construirá el embalse.
El agua almacenada en la presa, se dejará pasar desde la compuerta aguas arriba a través de una tubería a
presión hasta la casa de máquinas a pie de presa, donde dos turbinas tipo Kaplan de eje vertical de
potencia instalada de 9,05 MW cada una y una turbina tipo Francis de eje horizontal de 1,89 MW, en las
cuales se aprovechará la energía cinética para generar energía eléctrica a través de una energía limpia,
libre de emisiones de gases de efecto invernadero. Esta energía se enviará al patio de distribución o subestación donde la misma se convertirá de energía de generación en energía de transmisión. Desde la subestación, la energía se enviará a la Red Nacional para que sea distribuida al mercado eléctrico.
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En el cuadro siguiente se muestran las principales características de la central hidroeléctrica Barro
Blanco:
Tipo de regulación: .................................................................................... Embalse
Caudal ecológico (m3/s): ................................................................................... 4,96
Caudal de diseño (m3/s): ...................................................................................... 70
Caudal nominal por turbina (m3/s) ...............................................................2*24+5
Nivel del embalse (msnm):............................................................................ 103,00
Caída bruta máxima (m):................................................................................... 36,6
Capacidad instalada (MW): ............................................................................ 19,99
Número y tipo de turbinas:....................................................... 2 Kaplan+1 Francis
Rendimiento de las turbinas (%) ................................................... 93 (Plena Carga)
Por lo tanto, esta energía eléctrica de origen hidráulico, reemplazará a energía que, en ausencia de la
central, sería generada parcialmente por plantas consumidoras de combustibles fósiles (principalmente
búnker o diesel), las cuales emiten gases de efecto invernadero. De esta manera, como resultado de la
entrada en funcionamiento de esta central se reducirán las emisiones globales de gases de efecto
invernadero del conjunto del parque panameño de centrales, viéndose reducida su contribución al cambio
climático global.
Además, se consigue cubrir la creciente demanda de electricidad del país de un modo compatible con los
principios del desarrollo sostenible y con los compromisos adquiridos por Panamá, a través de su Política
Energética del Sector Eléctrico. Por lo tanto la construcción y operación de este proyecto tiene como
objetivo el cumplimiento del artículo No.155 de la Ley No.6 de 1997, en la cual se establece lo siguiente:
“Es interés del Estado promover el uso de fuentes nuevas y renovables para diversificar las fuentes
energéticas, mitigar los efectos ambientales y reducir la dependencia del país de los combustibles
tradicionales”. Como beneficio adicional, se consigue estabilizar el precio de la energía, al disminuir la
generación energética a partir de combustibles fósiles y por tanto la dependencia de los mismos.
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A.3.
Participantes del proyecto:
Nombre de la
parte implicada
Entidad(es) Pública(s) o Privada(s)
participante(s) en el proyecto
Indique si la parte implicada desea ser
considerada participante en el proyecto
(Si/No)
Panamá
Generadora del Istmo, S.A. (GENISA)
No
A.4.
Descripción técnica de la actividad del proyecto
A.4.1. Ubicación de la actividad del proyecto:
A.4.1.1.
País(es) anfitrión(es):
A.4.1.2.
Región/Estado/Provincia etc.:
Panamá.
Provincia de Chiriquí y distrito comarcal de Müna (Ngobe-Bugle).
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A.4.1.3.
Ciudad/Comunidad etc.:
Los corregimientos de Bella Vista, Veladero y Cerro Viejo en el distrito de Tolé y el corregimiento de
Bakama en el distrito comarcal de Müna.
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A.4.1.4.
Detalle de la ubicación física, incluida información que permita la
identificación única de esta actividad del proyecto (máximo una página):
El proyecto de La Central Hidroeléctrica Barro Blanco se ubicará en términos geopolíticos en un área
que comprende los corregimientos de Bella Vista, Veladero y Cerro Viejo en el distrito de Tolé, en la
provincia de Chiriquí; y el corregimiento de Bakama en el distrito comarcal de Müna.
La mayoría de las estructuras del proyecto, el acceso vehicular al proyecto, la casa de máquinas, la subestación, el 50% de la presa y el 30% del embalse producido por la operación de la presa, se ubicarán en
el corregimiento de Bella vista. En cambio, el 50% de la presa y un 20% del embalse se ubicarán en el
corregimiento de Cerro Viejo. En tanto, un 47,87% del embalse se ubicará en el corregimiento de
Veladero y un 2,13%, se ubicarán en el área anexa de Tabasará Arriba en el corregimiento de Bakama,
distrito de Müna.
El proyecto consiste en un sistema de casa de máquinas a pie de presa, dónde la ubicación geográfica de
las estructuras referentes a la presa, la casa de máquinas y el sitio de restitución, se dispondrán cerca de
las siguientes coordenadas: 434.518,267 metros en Este y 908.060,018 metros en Norte en referencia al
Sistema Geodésico Mundial WGS-84.
A.4.2. Categoría(s) de actividad de proyecto:
La categoría de la actividad de proyecto MDL es la categoría 1: “Industrias energéticas de fuentes
renovables”.
A.4.3. Tecnología utilizada en la actividad del proyecto:
Este proyecto aprovecha las aguas del río Tabasará, mediante una central hidroeléctrica de embalse con
un sistema de casa de máquinas a pie de presa, operando a un nivel de presa de 103 msnm,
conduciéndose el agua desde la compuerta aguas arriba a través de una tubería a presión hasta la casa de
máquinas. En la casa de máquinas se dispone de dos turbinas de tipo Kaplan de eje vertical y una tipo
Francis de eje vertical. Además se dispone de un patio de distribución, una línea de transmisión y un
acceso vehicular privado.
A continuación se incluye una pequeña descripción de cada una de las etapas y equipos mencionados en
el párrafo anterior:
-
Presa: La Presa proyectada será una estructura por gravedad de hormigón compactado con
rodillo (RCC- Roller Compacted Concrete) y poseerá una altura máxima de 42 metros sobre
base. En términos de elevaciones o cotas, se estima que la cresta de la misma debe alcanzar el
nivel de 108 metros sobre el nivel mar (msnm), es decir 5 metros por encima del nivel máximo
de operación. Su nivel de operación máximo debe ser de 103,00 msnm, y su nivel mínimo de
operación 98,80 msnm, con un nivel de restitución de 60,40 msnm. La superficie del embalse que
la presa debe producir por efecto de su operación no debe superar las 234,34 hectáreas lo cual
incluye la superficie actualmente ocupada por el río Tabasará en el tramo en que se producirá el
embalse. La coronación de la presa tendrá una longitud de aproximadamente 290,84 metros y
alcanzaría una altura desde el lecho del río de 41,60 metros. En tanto, en su base la presa tendrá
una longitud aproximada de 65,00 metros y un espesor de 32,50 metros.
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Además se proveerá un sistema de drenaje de sedimentos en la base de la presa, el cual permitirá
la circulación del mismo de manera controlada a través de la misma.
La presa contará con unos vertederos que consistirán en estructuras con unas compuertas
radiales, cada una con una dimensión de hasta 5 metros por 5 metros. Las mismas serán
complementadas con un sistema de disipación de energía consistente en un tanque amortiguador.
-
Casa de máquinas: Consiste en una estructura ubicada a pie de presa en la cual se instalarán dos
turbinas tipo Kaplan de eje vertical, con una capacidad cada una de 9,05 MW cada una y una
tercera, tipo Francis de eje horizontal, de 1,85 MW. La capacidad total instalada será de 19,99
MW. Se instalará una tercera turbina con la intención de servir de relevo para los trabajos de
mantenimiento y para generar el caudal ecológico del proyecto. Estas turbinas aprovecharán una
caída bruta de 36,60 metros.
Además de las turbinas, la casa de máquinas alojará los siguientes equipos:
-
o
El generador, dispositivo que convierte la energía mecánica en energía eléctrica, o
electricidad.
o
Los equipos de control de velocidad que son un grupo de dispositivos que controlan la
velocidad del generador y de la turbina de manera tal que la frecuencia de la energía se
encuentre en un rango comercialmente aceptable.
o
Los sistemas de control de voltaje, que tal como su nombre indica, son un grupo de
dispositivos que controlan el voltaje de la energía de manera que se encuentre en un
rango comercialmente aceptable.
o
Los sistemas de control y protección de las unidades generadoras que son un conjunto de
dispositivos cuya función es controlar y proteger los equipos electromecánicos mediante
alarmas y sistemas de información digital tales como sistemas SCADA (Sistema de
Supervisión, Control y Adquisición de Datos).
Patio de distribución: es un conjunto de estructuras y equipos electromecánicos que tienen la
función de convertir el voltaje de la energía generada en voltaje de transmisión. Este voltaje de
transmisión es convertido posteriormente por otro patio distribución cerca a los centros urbanos
en voltaje de consumo.
Los equipos que lo componen son: el transformador de potencia, interruptores, cuchillas
seccionadoras, pararrayos, transformadores de instrumentos y la estructura.
En este caso la energía eléctrica que proviene del generador operará en un voltaje de 13,8
kilovoltios y será transformada a un voltaje de 115 kilovoltios. El patio de distribución, por
efectos de operación, se ubicará próximo a la casa de máquinas.
-
Línea de trasmisión eléctrica: la línea tendrá una longitud de 12,6 kilómetros y operará en 34,5
kilovoltios, con la finalidad de servir de vehículo para enviar la energía eléctrica desde el patio
de distribución hasta la Sub-Estación Veladero la cual es administrada por la compañía ETESA.
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A.4.4 Cantidad estimada de reducción de emisiones durante el periodo de acreditación
seleccionado:
La actividad del proyecto reduce las emisiones de CO2 asociadas a la producción de electricidad gracias
al empleo de una fuente de energía renovable como es la hidroeléctrica. Con su conexión al Sistema
Eléctrico Interconectado Panameño, el despacho de todas las plantas conectadas a esta red se verá
modificado, viéndose incrementada su eficiencia global y reduciendo las emisiones medias por kWh
aportado a la red. Durante el primer periodo de acreditación de 7 años, se estima que este proyecto tiene
un potencial de reducción de 53.002 t CO2/año. Considerando 3 periodos renovables de 7 años, el
proyecto generaría una reducción total de las emisiones de 967.502 t CO2.
Año
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Año
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
Total de reducciones estimadas (toneladas CO2e)
Número total de años de acreditación
Estimación de reducciones de
emisiones en toneladas de CO2e
44.169
53.002
53.002
53.002
53.002
53.002
53.002
44.339
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
7.101
967.502
21 (7 renovable en dos ocasiones
hasta completar 21 años)
Promedio anual de reducciones estimadas del periodo
de acreditación (toneladas de CO2e)
A.4.5. Financiación pública de la actividad del proyecto:
La financiación pública no está involucrada en este proyecto.
46.072
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APARTADO B.
Aplicación de una metodología de línea de base
B.1.
Título y referencia de la metodología aprobada de línea de base aplicada a la actividad del
proyecto:
En base al funcionamiento del Sistema Interconectado Panameño, a las características de actividad de
proyecto MDL y al tipo de datos de los que se dispone, la actividad de proyecto se va a desarrollar según
la metodología de línea base consolidada ACM002 / Versión 07 “Metodología aprobada de línea base
para la generación de electricidad desde fuentes renovables conectadas a red”. La aplicación de esta
metodología se ha complementado en base a la versión 01 del Documento “Herramienta para calcular el
factor de emisión de un sistema eléctrico”, para el cálculo del factor de emisión de la línea base y de la
versión 05.1 de la “Herramienta para la demostración y evaluación de la adicionalidad” para llevar a cabo
el análisis de la adicionalidad del proyecto.
B.2
Justificación de la elección de la metodología y de por qué es aplicable a la actividad del
proyecto:
La metodología consolidada ACM002 / versión 07 es aplicable a las actividades de generación a partir de
fuentes renovables que cumplen con una serie de requisitos. Las condiciones requeridas para la
aplicación de esta metodología, y que cumple la actividad de proyecto propuesta, son las siguientes:
1) el proyecto implica una capacidad adicional de generación de energía eléctrica a partir de la
entrada en funcionamiento de una nueva central hidroeléctrica.
2) el proyecto supone la construcción de una nueva central hidroeléctrica con embalse cuya
densidad de potencia es superior a 4 W/m2.
Capacidad de Generación (MW)
19,99
Área del reservorio(ha)
234,34
Densidad de potencia (W/m2)
8,53
3) los límites de la red de suministro de energía eléctrica a los que la actividad de proyecto aporta la
energía eléctrica generada (Sistema Interconectado Nacional Panameño) pueden ser claramente
identificados, encontrándose disponible toda la información necesaria acerca de este sistema para
estimar de manera precisa la reducción de emisiones asociada a la actividad de proyecto.
4) el proyecto no supone una sustitución de combustibles fósiles por energía renovables en el
emplazamiento de la actividad de proyecto.
B.3.
Descripción de las fuentes y gases incluidos en los límites del proyecto
Siguiendo la metodología ACM002/versión 07, el cálculo de las emisiones de GEI asociadas al proyecto,
referentes a la línea base, sólo considerará las emisiones de CO2 de la generación de energía en las
plantas de combustión de combustibles fósiles que son desplazadas por la actividad del proyecto MDL.
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Este enfoque aporta cálculos eminentemente conservadores, ya que las plantas térmicas desplazadas por
la operación de la central emplean combustibles con importantes fugas asociadas (fugas de metano desde
la cadena de distribución de gas natural, liberación de metano asociada a la minería del carbón, etc.). En
el caso de la actividad del proyecto, al tratarse de una central hidroeléctrica con embalse y una densidad
de potencia estimada de 8,53 W/m2, han de considerarse las emisiones de CH4 asociadas al mismo.
Escenario
Línea Base
Actividad de
proyecto
Fuente
Plantas térmicas
consumidoras de
combustibles fósiles
desplazadas
Central Hidroeléctrica
Barro Blanco
Gas
¿Incluido?
Justificación
CO2
CH4
Sí
No
N2O
No
CO2
CH4
No
Sí
N2O
No
Siguiendo
las
directrices
establecidas por la ACM0002,
la línea base debe considerar
solo las emisiones de CO2 de
las plantas consumidoras de
combustibles
fósiles
desplazadas por la actividad de
proyecto MDL.
La
central
cuenta
con
reservorio, con una densidad
de potencia comprendida entre
4 y 10 W/m2, por lo que según
la metodología ACM0002
deben
considerarse
las
emisiones del reservorio.
La extensión espacial de los límites del proyecto incluye el emplazamiento físico del proyecto (la Central
Hidroeléctrica Barro Blanco) y todas las centrales conectadas al sistema eléctrico al cual se conectará la
central ((Sistema Interconectado Nacional Panameño), tal y como figura en la siguiente figura:
Límites del proyecto
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Funcionamiento del Mercado Eléctrico Panameño.
El mercado eléctrico panameño es un mercado de oferta y demanda donde los generadores deben
competir para ganarse un contrato de compraventa de energía y/o potencia en actos públicos o vender la
energía a grandes consumidores o al mercado ocasional. El mercado de generación eléctrica lo componen
los generadores hidroeléctricos y termoeléctricos o de otras fuentes de energía que están interconectados
a través del sistema de transmisión de ETESA, e inyectan la energía en kWh y potencia en kW. La
energía es transmitida por ETESA a las empresas de distribución que a su vez la hacen llegar a las
empresas, residencias y demás usuarios del sector eléctrico.
Se ha de distinguir dos mercados, el de contratos y el ocasional. En el primero, corresponde a las
compras o ventas de energía y/o potencia entre generadores, distribuidores y grandes clientes. Las
distribuidoras están obligadas a licitar la cobertura del 100% de la demanda de sus clientes regulados con
potencia firme mediante actos públicos. El segundo, es el mercado de energía donde se saldan las
diferencias entre lo dispuesto en los contratos y la generación real en cada planta.
B.4.
Descripción de cómo el escenario de la línea base es identificado y descripción del escenario
de la línea base:
La actividad del proyecto consiste en la construcción de una nueva central hidroeléctrica con embalse
que se integrará en el Sistema Interconectado Nacional Panameño. El sistema panameño se encuentra
constituido por una combinación de plantas térmicas que consumen combustibles fósiles (principalmente
Búnker C o diesel) para la generación de electricidad y plantas que emplean recursos renovables.
Debido al esperado incremento en la demanda eléctrica, es previsible que este sistema se amplíe
integrando nuevas centrales. Por tanto, el escenario de la línea base es aquel en el que la electricidad que
será aportada por el proyecto a la red sería generada por la operación de las plantas actualmente
conectadas y por las nuevas plantas que se añadirían al sistema en base a la actual tendencia en el sector.
Ambos aspectos quedan reflejados en el Factor de emisión de Margen Combinado, que es calculado tal y
como se indica más adelante.
B.5.
Descripción de cómo se reducen las emisiones antropogénicas de fuentes de GEI por debajo
de las que se producirían en ausencia de la actividad del proyecto MDL (valoración y demostración
de la adicionalidad):
Como ya se ha mencionando anteriormente, la adicionalidad de la actividad de proyecto ha sido
analizada empleando la última versión de la “Herramienta para la demostración y evaluación de la
adicionalidad”, versión 05.1. Los pasos seguidos en este sentido son los siguientes:
Paso 1. Identificación de las alternativas de la actividad del proyecto consecuente con la legislación
y normativa actual
El proyecto consiste en la generación eléctrica a partir de fuentes renovables (generación hidroeléctrica)
y conexión a la red interconectada nacional panameña.
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Sub-paso 1a. Definir las alternativas a la actividad del proyecto:
Las alternativas a la actividad de proyecto identificadas son las siguientes:
-
Continuación con la actual tendencia de adición de capacidad al sistema (escenario de la línea
base).
Ejecución del proyecto sin registrar el mismo como MDL.
Construcción de una planta de carbón para suministrar la energía al sistema.
Construcción de una planta de fuel para suministrar la energía al sistema.
Construcción de una planta de gas para suministrar la energía al sistema.
Se ha contemplado la construcción de una planta de fuel para suministrar la energía al sistema ya que
esta previsto la puesta en marcha de dos centrales térmicas de fuel (Bunker C) en los próximos años. A
pesar de ello, no se considera que la construcción de este tipo de plantas sean proyectos viables en la
realidad del mercado panameño actual, ya que como se indica en el Plan de Expansión del Sistema
Interconectado Nacional 2007-2021 (ETESA-Gerencia de Planeamiento, 2007) las previsiones de
desarrollo energético prevén el aumento de la generación eléctrica basada en centrales térmicas de carbón
y/o gas, así como centrales hidroeléctricas. Uno de los objetivos de la política energética de este país, de
acuerdo al documento desarrollado por la Comisión de Política Energética (COPE) “Política Energética
del Sector Eléctrico”, es la diversificación de las fuentes de energía para mitigar los altos costos de los
derivados del petróleo tradicionales, estableciéndose como una prioridad la introducción del gas natural a
la matriz energética de Panamá para ser utilizado en plantas de generación térmica existentes y futuras
con precios competitivos.
Sub-paso 1b. Coherencia con la legislación y regulaciones.
Todas las alternativas identificadas anteriormente y la actividad de proyecto se ajustan a la legislación y
regulación aplicable. La planificación del sector eléctrico se rige por la Ley nº 6, de 3 de febrero de 1997,
cuyo artículo 2 establece los lineamientos de la Política Energética Panameña, cuyos objetivos son:
-
-
Propiciar el abastecimiento de la demanda de los servicios de energía eléctrica y el acceso de la
comunidad a éstos, bajo criterios de eficiencia económica, viabilidad financiera, calidad y
confiabilidad de servicio, dentro de un marco de uso racional y eficiente de los diversos recursos
energéticos del país, por ejemplo optimizando los recursos hídricos del país, o adicionando
sistemas de carácter renovable.
Establecer el marco legal que incentive la eficiencia económica en el desarrollo de las
actividades de generación, transmisión y distribución, así como en el uso de la energía eléctrica.
Promover la competencia y la participación del sector privado, como instrumento básico para
incrementar la eficiencia en la prestación de los servicios, mediante las modalidades que se
consideren más convenientes al efecto.
Esta Ley dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de
Electricidad y queda establecida para el periodo 2007-2021 en el Plan de Expansión del Sistema
Interconectado Nacional 2007-2021. Este documento define las directrices de la evolución del parque de
generación panameño. En la tabla siguiente se incluyen las actuaciones candidatas contempladas a corto
y medio plazo en la expansión de la generación en Panamá, de acuerdo con este documento.
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Proyectos Hidroeléctricos Candidatos y Proyectos Térmicos de Expansión
PROYECTO
Gualaca
Lorena
Prudencia
Bonyic
Sindigo
Chan I
El Alto
Pando
Monte Lirio
Mendre
Bajo de Mina
Pedregalito
-------------------
CAPACIDAD
INSTALADA (MW)
27,6
35,7
56,2
30,0
10,0
223,0
60,0
32,6
52,0
18,4
52,4
20,0
50
100
250
100
150
250
TIPO
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Hidroeléctrica (Filo de agua)
Térmica (Búnker C)
Térmica (Búnker C)
Ciclo combinado (Gas Natural)
Turbina de gas (Gas Natural)
Térmica (Carbón)
Térmica (Carbón)
Fuente: Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2007-2021, ETESA-Gerencia de
Planeamiento, 2007.
Conclusión: El proyecto satisface las condiciones establecidas en el Paso 1.
Paso 2. Análisis de inversión
El análisis principal de la adicionalidad de la actividad de proyecto se ha llevado a cabo mediante la
opción indicada en el paso 2 de la herramienta para demostrar y evaluar la adicionalidad (análisis de
inversión). Además se ha incluido el análisis de barreras como argumento para reforzar la adicionalidad
de acuerdo a los criterios que establece la herramienta.
Sub-paso 2a. Determinación del método de análisis apropiado
Puesto que el proyecto generará otros beneficios económicos y financieros diferentes de los relativos a
los ingresos por MDL, mediante la venta de la electricidad generada, la opción I (Análisis simple de
costes) no es aplicable. De las otras dos alternativas se ha elegido la opción III (análisis de comparación).
Sub-paso 2b. Opción III
El indicador financiero que se ha empleado es la TIR, que permiten analizar para este tipo de proyecto su
viabilidad económica en el contexto de Panamá.
Sub-paso 2c. Análisis comparativo del sector
En el proceso de toma de decisión de llevar a cabo el Proyecto Hidroeléctrico Barro Blanco, los análisis
de rentabilidad de inversión efectuados por parte de GENISA, en calidad de promotor de proyecto,
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tuvieron en consideración los análisis comparativos recogidos a continuación y el potencial de
monetización de los créditos de CO2 (esto es, reducciones certificadas de emisiones o CERs) que se
derivarían de la actividad de proyecto.
Los cálculos han considerado la comparación del indicador financiero seleccionado (TIR- Tasa interna
de retorno) para la actividad de proyecto, con y sin ingresos por CERs.
Se han considerado los siguientes aspectos para el cálculo de estos indicadores:
Ingresos
Gastos
Contratos (potencia firme y energía vendida)
Spot (potencia firme y energía vendida)
Ingresos asociados a la venta de CERs en el segundo caso
Transmisión
Pago concesión uso de aguas
Personal
Costos Variables
Costos Fijos
Costos Administrativos
Seguros
Stamp tax (ASEP)
Los datos obtenidos son los siguientes:
TIR (%)
Caso 1: Sin ingresos
relacionados con la
venta de los CERs
9,55
Caso 2: Con ingresos
relacionados con la
venta de los CERs
9,67-10,76
La mejor rentabilidad de la inversión, en términos de TIR, se obtiene en el escenario que considera los
ingresos por CERs (entre 9,67%-10,76% dependiendo de los niveles de precio de los CERs), con
respecto a la opción que no considera la monetarización de los CERs generados por la actividad de
proyecto (9,55%).
Los cálculos de los análisis financieros del proyecto se consideran confidenciales y estarán disponibles
para la DOE durante el proceso de validación.
De acuerdo a las conclusiones sobre autosuficiencia financiera incluidas en el Plan de Expansión 2007
(véase Tomo II, Capítulo 13, punto 13.1.1 de dicho documento), los proyectos hidroeléctricos en Panamá
no son rentables por si mismos, si se les exigiese un 12% de tasa financiera mínima. Así mismo, la
empresa establece para el desarrollo de sus proyectos una TIR barrera deseable del 12%.
Según los datos aportados anteriormente en el caso de la Central Hidroeléctrica de Barro Blanco, se
observa que en ausencia de ingresos por CERs no se llega siquiera a un 10% de tasa financiera, lo que
indica la escasa rentabilidad del proyecto.
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Por otro lado, en este mismo Plan de Expansión se indica que los proyectos térmicos en Panamá,
excluyendo el caso de puesta en marcha de una central térmica de gas natural transportado por
gaseoducto, son rentables de acuerdo a la evaluación estricta de los criterios de decisión privada,
obteniendo unas tasas de retorno que en el peor de los casos es del 13% y en promedio su rentabilidad
fluctúa alrededor del 20% (véase Plan de Expansión 2007, tomo II, capítulo 13), muy por encima de los
datos obtenidos para el proyecto, donde la tasa interna de retorno (TIR) se sitúa en entre 9,67%-10,76%,
incluyendo los ingresos por CERs.
Por tanto es necesario considerar el hecho de que el proyecto de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco
es poco atractivo en términos financieros comparado con las alternativas estudiadas y que para su
ejecución es necesario su registro como proyecto MDL para obtener el apoyo financiero por la venta de
CERs.
Sub-paso 2d. Análisis de sensibilidad
El indicador utilizado para la realización del análisis de sensibilidad ha sido el precio de la t CO2 en
mercados organizados.
El incremento del TIR para los distintos escenarios se muestra en la siguiente gráfica y su
correspondiente tabla:
TIR resultante (% )
10,50%
10,40%
10,30%
10,20%
TIR
10,10%
10,00%
9,90%
9,80%
9,70%
TIR
USD/TON CO2
10
12
14
16
18
20
9,97%
10,05%
10,14%
10,22%
10,30%
10,39%
Análisis de sensibilidad con el precio de los CERs
Conclusión: El proyecto no puede considerarse como la alternativa económicamente más atractivo, de
acuerdo a los criterios establecidos en el Paso 2.
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Paso 3. Análisis de las barreras
En el presente apartado se analizan las barreras con las que cuenta la actividad de proyecto y que
dificultan su ejecución, haciendo más atractivas las otras alternativas identificadas.
Sub-paso 3a. Identificación de las barreras que podrían evitar la implementación de la actividad de
proyecto propuesta
Las barreras identificadas son las siguientes:
•
Barreras debidas a la práctica habitual: En Panamá el escenario de generación eléctrica ha
estado compuesto principalmente por instalaciones de generación de origen térmico y grandes
centrales hidroeléctricas. Las centrales hidroeléctricas de potencia media, y en concreto las
basadas en un embalse, no son una práctica habitual en el mercado eléctrico panameño. A pesar
de que el sistema nacional está basado en la hidroenergía, desde 1984 no se ha desarrollado
ninguna central hidroeléctrica, a excepción de la central hidroeléctrica a filo de agua, de Estí y
las dos pequeñas centrales de Hidro Panamá e Hidro Candela, desarrollándose sin embargo 7
centrales térmicas.
Por otro lado, Panamá cuenta únicamente con dos centrales hidroeléctricas de embalse, de 260 y
300 MW, por tanto, de una potencia muy superior a la del proyecto, estimada en 19,99 MW, y
entraron en operación en 1979 y 1984 respectivamente. Así mismo, no está prevista la expansión
del sistema interconectado nacional basándose en centrales hidroeléctricas de embalse. De los
900 MW que está previsto implantar en los próximos años, un 40,7% de ellos provendrán de
centrales hidroeléctricas, pero el 100% de ellas de filo de agua, de acuerdo a los datos del Plan de
Expansión del Sistema Interconectado 2007.
•
Barretas sectoriales: Existen también incertidumbre acerca del valor de venta de la electricidad
generada y de los valores del cargo por capacidad, circunstancias relativas a la disponibilidad y
precio de los combustibles y la confiabilidad del Sistema Interconectado (que no puede estar
basado fuertemente en la hidroelectricidad debido a las incertidumbres hidrológicas). En este
sentido, fenómenos meteorológicos, como es el caso de “El Niño” o el prolongamiento de los
periodos de estiaje afectan directamente a la disponibilidad de las centrales hidroeléctricas. De
acuerdo al documento desarrollado por la Comisión de Política Energética en el cual define las
directrices básicas del Plan de Expansión es necesario mantener un balance de generación hidrotérmico adecuado para evitar el racionamiento de energía durante los períodos de sequía causado
por el fenómeno del “Niño”. (véase “Definición de Política y Criterios para la Expansión del
Sistema Interconectado Nacional”- Capítulo II- Lineamientos Generales, Comisión de política
energética, 2007).
En el caso del proyecto, a pesar de contar con un embalse, es necesario mantener los caudales del
río Tabasará, no solo desde el punto de vista ecológico, si no también permitiendo la producción
del proyecto hidroeléctrico Tabasará II, localizado aguas abajo.
De acuerdo al Anejo de Hidrología-Pluviometría del proyecto hidroeléctrico Barro Blanco,
realizado en diciembre del 2007 por Socoin, indica que considerando el efecto del Niño
producido en el año de 1997 podemos mencionar que el caudal probable para una probabilidad
del 95% asciende a 7,2 m3/s, muy por debajo del caudal medio anual para el registro de 19742003 que es de 49,59 m3/s. Este estudio analiza de igual forma el fenómeno de “La Niña”, siendo
para este caso el caudal probable para una probabilidad del 95% de 12.7 m3/s.
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•
Barreras financieras: Una de las principales barreras a las cuales se enfrenta el proyecto de la
Central Hidroeléctrica Barro Blanco es la baja rentabilidad del mismo, así como el elevado coste
de inversión, derivado de la construcción de la presa, como ya se ha comentado en el análisis de
inversión anteriormente descrito (Subpaso 2c. Análisis comparativo del sector).
Con base en criterios netamente financieros, en los cuales se basa normalmente la decisión de los
inversionistas, este tipo de proyectos no son atractivos económicamente, excepto en el caso de
contar con un apalancamiento financiero, de acuerdo a lo descrito en el Plan de Expansión 2007.
Por tanto, la monetarización de los CERs obtenidos por la actividad de proyecto juega un papel
decisivo para superar esta barrera.
Sub-paso 3b. Justificación de que las barreras identificadas no podrían evitar la implementación
de al menos una de las alternativas (excepto la actividad de proyecto propuesta).
La tendencia actual de adición al sistema se encuentra caracterizada por la construcción de plantas
térmicas y centrales hidroeléctricas a filo de agua. Estas alternativas cuentan con ventajas respecto a las
centrales de embalses, ya que a la hora de adicionarse al sistema no han de hacer frente a las siguientes
barreras:
•
Barreras debidas a la práctica habitual: La necesidad de nuevas fuentes de generación que
aseguren un suministro constante de electricidad independiente de la climatología y el hecho de
que desde el punto de vista económico los proyectos de generación de electricidad a través de
centrales térmicas son notablemente más rentables ( de acuerdo al Plan de Expansión 2007 todos
los proyectos térmicos son rentables de acuerdo a la evaluación estricta de los criterios de
decisión privada), muestran que, pese a las consecuencias ambientales y sociales negativas
asociadas al empleo de estos combustibles, las centrales térmicas continuarán siendo una de las
opciones preferentes dentro de la tendencia de expansión del parque de generación. Por otro
lado, pese a los riesgos asociados a las plantas hidroeléctricas a filo de agua, la construcción de
este tipo de centrales constituyen una práctica actual y real en Panamá, por lo que las barreras
debidas a la práctica habitual no afectan a la decisión de construir centrales de este tipo.
•
Barretas sectoriales: Las centrales térmicas alimentadas con combustibles fósiles no dependen
de las condiciones hidrológicas. En cualquier circunstancia, siempre y cuando tengan suficiente
combustible para operar, estas instalaciones pueden participar en el sistema de despacho en
función de su eficiencia y su precio. Por tanto, si el sistema cuenta con un precio suficientemente
alto, la planta térmica estará en funcionamiento vendiendo la electricidad generada. Las centrales
hidroeléctricas por el contrario dependen de sus recursos hídricos, por lo que son una fuente de
energía mucho menos confiable. De esta manera, estas centrales conllevan un grado de
inseguridad elevado a la operación del sistema de distribución de energía y constituyen una
inversión menos atractiva y segura que las centrales térmicas. La influencia del cambio climático
en fenómenos meteorológicos extremos (P.e. “El Niño”) y en el prolongamiento de los periodos
de estiaje, suponen barreras a las que no tiene que enfrentarse centrales térmicas convencionales.
•
Barreras financieras: En los últimos años, el sector de generación eléctrica en Panamá ha
basado su desarrollo en la creación de centrales térmicas, que a pesar del aumento del precio del
combustible, presentan unos datos económicos acordes con los criterios de inversión actuales y
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son capaces de abastecer al crecimiento en la demanda de electricidad previsto en el país, de
entre 4,8 y 5,5%, según la ocurrencia de escenario moderado u optimista, respectivamente.
Por otro lado, según datos aportados por el Plan Energético Nacional 2005-2020, en los años
2007 y 2008 entran en funcionamiento cinco proyecto hidroeléctricos, todos ellos a filo de agua,
de los cuales tres están registrados como MDL y los otros dos han sido considerados como
posibles MDLs de acuerdo a la Política Nacional de Hidrocarburos y Energías Alternativas
(2005, Ministerio de Comercio e Industrias) y, por tanto, están incluidos en el Portafolios de
Proyectos MDL de Panamá. Por tanto, para superar las barreras financieras, entre otras, de este
tipo de proyectos se considera necesario los ingresos económicos provenientes de su
certificación como MDL. A continuación se indican estos proyectos:
Proyecto
Hidroeléctrica Concepción (2007)
Hidroeléctrica Los Algarrobos
(2008)
Hidroeléctrica Paso Ancho (2008)
Hidroeléctrica Bajo de Mina
(2008)
Hidroeléctrica Gualaca (2008)
Estado
Registrada como MDL
Registrada como MDL
Registrada como MDL
Incluida en Portafolios proyectos MDL de
Panamá
Incluida en Portafolios proyectos MDL de
Panamá
Por tanto, el análisis de barreras pone de manifiesto que la alternativa de continuar con la actual
tendencia de adición de capacidad (centrales hidroeléctricas a filo de agua y plantas térmicas) es la
opción que se enfrenta a menores barreras, pero que no es la mejor opción para contribuir al desarrollo
sostenible ni a la mitigación del cambio climático. Pese a esta situación, GENISA ha optado por la
construcción de una central hidroeléctrica de embalse que debe de hacer frente a barreras más complejas
e importantes. De esta forma, el principal objetivo de la actividad de proyecto propuesta es proporcionar
una energía limpia, contribuyendo así, a la mejora del servicio eléctrico y al desarrollo regional, aspectos
que están integrados en la política ambiental y social de esta compañía comprometida social y
ambientalmente. Por consiguiente,
Conclusión: La actividad de proyecto tiene que hacer frente a una serie de barreras (fundamentalmente
barreras debidas a la práctica habitual, sectoriales y financieras), las cuales no impedirán la
implementación del resto de alternativas seleccionadas. Esto hace que la actividad de proyecto no sea la
opción más atractiva en ausencia del incentivo que supone su registro como MDL.
Paso 4. Análisis de la práctica común.
Sub-paso 4a. Análisis de otras actividades similares a las actividades del proyecto
La principal barrera existente en Panamá para las centrales hidroeléctricas se debe a que la tecnología
hidroeléctrica no ha sido generalmente la principal tecnología empleada desde 1984.
La mayoría de las capacidades instaladas en los últimos años para abastecer el crecimiento de la demanda
energética en el país han estado basadas en la utilización de combustibles fósiles, como se muestra en la
tabla siguiente:
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Tipo
Año de entrada en
funcionamiento
BLM 2
Turbina de Vapor
1969
BLM 3
Turbina de Vapor
1969
BLM 4
Turbina de Vapor
Hidroeléctrica de
embalse
1972
La Estrella
Hidroeléctrica de pasada
1978
Los Valles
1979
Fortuna
Hidroeléctrica de pasada
Hidroeléctrica de
embalse
BLM 5
Turbina de Gas
1988
BLM 6
Turbina de Gas
1988
COPESA
Turbina de Gas
BLM 8
Turbina de Gas
1998
1999
PanAm
Motores De Combustión
3 turbinas de Gas
1999
2000
Hidroeléctrica de pasada
2003
2003
Hidro PANAMÁ
Motores De Combustión
Hidroeléctrica de pasada
Hidro CANDELA
Hidroeléctrica de pasada
Bayano
Ciclo
Estí
Pacora
Pan G
Turbina de Gas
1976
1984
2006
2006
2007
Puede observarse que desde 1984, únicamente han sido construidas tres centrales hidroeléctricas. Las dos
últimas centrales hidroeléctricas construidas, Hidro Panamá e Hidro Candela son dos pequeñas centrales
a filo de agua, de 2,8 y 0,54 MW respectivamente por lo que no son comparables con la actividad del
proyecto. La tercera de las centrales, Estí, es una central hidroeléctrica con un embalse de características
similares al de la actividad del proyecto, estando éste en validación para buscar el apoyo del mecanismo
de desarrollo limpio para superar la baja rentabilidad de la misma.
Las otras centrales hidroeléctricas existentes en el país, no son comparables a la actividad del proyecto
puesto que la capacidad de las mismas es mucho mayor.
Sub-paso 4b. Discusión sobre otras opciones similares que han tenido lugar
Actualmente el sistema eléctrico panameño cuenta con sietes centrales hidroeléctricas, cuatro de las
cuales han sido construidas antes de 1985. Además como se puede observar en la tabla siguiente la
potencia de las mismas es mucho mayor que la de la actividad del proyecto:
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Tipo
Año de entrada en
funcionamiento
Capacidad (MW)
Bayano
Hidroeléctrica de embalse
1976
260
La Estrella
Hidroeléctrica de pasada
1978
47,2
Los Valles
Hidroeléctrica de pasada
1979
54,8
Fortuna
Hidroeléctrica de embalse
1984
300
Estí
Hidroeléctrica de pasada
con pequeño embalse
2003
120
Hidro PANAMÁ
Hidroeléctrica de pasada
2006
2,8
Hidro CANDELA
Hidroeléctrica de pasada
2006
0,54
Se puede afirmar que desde 1984 han cambiado numerosas circunstancias, entre las que destacan:
Legislación ambiental relativa a la protección del medio natural más restrictiva.
Disminución de los costes de producción de energía basados en tecnologías de uso de
combustibles fósiles.
Los cambios que han tenido lugar desde 1984, año en el que entró en funcionamiento la última central
hidroeléctrica de embalse, conlleva costes y barreras diferentes, por lo que no son comparables ambos
proyectos.
Es por estas razones, que las centrales con las que se va a comparar la actividad del proyecto, son las tres
últimas centrales que han sido construidas desde 2003. Como ya se ha comentado las dos últimas
centrales construidas son dos pequeñas centrales de filo de agua de capacidad muy inferior a la de la
actividad del proyecto. La tercera de las centrales, central hidroeléctrica de Estí, es una central
hidroeléctrica con un embalse de características similares al de la actividad del proyecto. Esta central está
en estado de validación para convertirse en proyecto MDL, buscando así el apoyo de este mecanismo
para superar la baja rentabilidad de la misma.
Por otro lado, según la información contenida en el Plan de Expansión 2007, en los diferentes escenarios
analizados en el mismo, se prevé que entre el 2008 y 212 se instalen en el país entre 239 y 397 MW de
capacidad térmica frente a 329 MW hidráulicos (véase Plan de Expansión 2007, tomo II, capítulo 9),
siendo todos estos proyectos centrales hidroeléctricas a filo de agua, tal como se indicaba anteriormente
(véase B.5. subapartado 1 B.)
Conclusión: Es por ello que la actividad de proyecto no puede considerarse una práctica habitual en el
Sistema Interconectado Panameño.
Por tanto, la aplicación de la herramienta de adicionalidad refleja que la actividad de proyecto es
adicional porque:
1. La actividad de proyecto no se corresponde con el escenario de la línea base, caracterizado por la
construcción de centrales hidroeléctricas de filo de agua y centrales térmicas.
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2. No se observa en Panamá como práctica habitual otras actividades similares.
3. La actividad de proyecto cuenta con importantes barreras que no se encuentra presentes en el
escenario de la línea base o que son sensiblemente menos importantes.
4. Estas barreras pueden ser superadas parcialmente gracias al registro del proyecto como MDL.
5. La monetarización de la venta de CERs es precisa para hacer atractiva la inversión.
6. Como consecuencia de su superior contribución a la sostenibilidad local y a la mitigación del
cambio climático, GENISA, ha optado por el desarrollo de la actividad de proyecto frente a otras
opciones económicamente más atractivas.
Además es necesario resalta que la consideración del incentivo MDL en la toma de decisión acerca del
desarrollo del proyecto ha sido tenida en cuenta desde la etapa de diseño del mismo.
El proyecto de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco cuenta con carta de no objeción y la carta de
complacencia otorgada por la Autoridad Nacional del Ambiente, con fecha 20 de mayo de 2008.
Asimismo, se encuentra recogido en el portafolio panameño de proyectos elegibles al mecanismo de
desarrollo limpio elaborado por la Autoridad Nacional del Ambiente con fecha 06 de junio del 2008.
B.6.
Reducción de emisiones:
B.6.1. Explicación de las opciones metodológicas:
El proyecto hidroeléctrico de Barro Blanco se integrará en el Sistema Interconectado Nacional
Panameño. Dicho sistema se encuentra caracterizado por una generación hidroeléctrica y generación
térmica a partir de diesel y búnker, en un 57 % y 43 % respectivamente.
DATOS DE GENERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
DURANTE EL AÑO 2007
Generación
Capacidad
Tipo de recurso
GWh
%
MW
%
Hidroeléctrica
3.487,34
56,49%
830,2
52,94%
Térmica
2.651,04
42,94%
729
46,49%
Bunker
1798,65
29,14%
327,5
20,89%
Diesel Liviano
304,63
4,93%
175,5
11,19%
Diesel Marino
547,77
8,87%
226
14,41%
Menores
34,88
0,57%
8,85
0,56%
Hidroeléctrica
34,88
0,57%
8,85
0,56%
Total
6.173,26
100,00%
1.568,05
100,00%
Fuente: Elaboración propia a partir de los datos proporcionados por el Centro Nacional de Despacho
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Teniendo en cuenta esta distribución, la entrada en funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Barro
Blanco desplazará electricidad de la red de suministro que en su ausencia sería suministrada y generada
por centrales convencionales, entre las cuales se encontrarían plantas térmicas productoras de GEI. Es
por ello, que su entrada en operación en el sistema conlleva menores emisiones de CO2 del conjunto del
sistema de generación eléctrica, que si no se llevase a cabo la actividad de proyecto propuesta.
Para cuantificar las reducciones de emisiones generadas por la actividad de proyecto se ha aplicado la
versión 07 de la metodología consolidada ACM0002. De acuerdo a esta metodología, la reducción de
emisiones es la diferencia entre las emisiones de la línea base (caracterizada por la ausencia de proyecto)
y las emisiones del proyecto. Para este tipo de proyectos, al disponer de reservorio, se han de calcular las
emisiones derivadas del mismo, mientras que las fugas pueden ser consideradas despreciables. Por tanto,
en el cálculo de la reducción de las emisiones asociada a la operación de la actividad de proyecto se
consideran las emisiones de la línea base y las emisiones de CH4 derivadas del reservorio de la central.
El cálculo de las emisiones de la línea base se efectúa mediante el cálculo de un factor de emisión del
margen combinado, resultante de la ponderación de dos factores calculados previamente:
•
factor de emisión del margen de operación: refleja las emisiones evitadas como consecuencia de
la energía eléctrica previamente aportada al sistema por centrales térmicas y desplazada por el
funcionamiento de la nueva central.
•
factor de emisión del margen de construcción: introduce en los cálculos de emisiones de GEI las
evitadas por la planta sobre la tendencia de adicción de plantas al sistema.
El Centro Nacional de Despacho, que es una dependencia de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A.
(ETESA) sin fines de lucro, proporciona los datos necesarios para efectuar el cálculo de estos dos
factores de emisión, estando la mayoría de ellos disponibles en su página Web. Mediante esta fuente y
otras adicionales, se ha podido recopilar la siguiente información:
INFORMACION DE PARTIDA PARA EL CÁLCULO DE LA LÍNEA BASE
Fuente
2006 IPCC Guidelines for National
Factor de emisión de los combustibles
Greenhouse Gas Inventories. Volumen 2.
Heat Rate de las centrales
Centro Nacional de Despacho (CND)
Electricidad horaria generada por el sistema
CND
total en el año 2007
Electricidad total generada por cada planta en el
CND
año 2007
Tipo de combustible empleado en cada planta
CND
Dato
El método seleccionado para calcular el factor de emisión del margen de operación es Método Simple
Ajustado, denominado como “opción B” para el cálculo del factor de emisión del margen de operación
de la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico” versión 01. El Método
Simple Ajustado proporciona una fórmula para el cálculo de factor de emisión teniendo en cuenta la
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generación horaria del sistema y el % de la generación proporcionada por las centrales low-cost/mustrun.
En el caso del factor de emisión del margen de construcción, se ha optado por la “opción 2” de la
herramienta indicada. Por lo que para el primer periodo crediticio debe de ser actualizado anualmente de
manera ex-post, mientras que, para los siguientes periodos crediticios, este factor será calculado de
manera ex-ante.
De acuerdo con la versión 01 de la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema
eléctrico”, el factor de la línea de base (EF grid,CM,y) se calcula como la media ponderada del factor de
emisión del margen de operación (EFgrid,OM,y) y el factor de emisión del margen de construcción
(EFgrid,BM,y). Los factores de ponderación seleccionados son idénticos para ambos factores
(wOM=wBM=0,5). Para el segundo y tercer periodo crediticios los valores de estos factores serán de 0,25
para WOM y 0,75 para el WBM.
A continuación se expone de manera detallada las opciones metodológicas seleccionadas para el cálculo
de estos factores.
a) Cálculo del factor de emisión del margen de operación (EFgrid,OM,y): Método Simple Ajustado
Esta opción de la "Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico" es aplicable a
los sistemas eléctricos, donde el % de generación promedio de un período de cinco años para las plantas
low-cost/must-run supera el 50% del total, como es el caso del sistema panameño. La principal diferencia
con el método simple radica en que el simple ajustado tiene en cuenta este tipo de plantas,
diferenciándolas en el cálculo del factor de emisión del resto de las plantas. En el caso de Panamá, no se
puede emplear el método simple puesto que en los últimos cinco años este tipo de centrales, según datos
del Centro Nacional de Despacho, han representado más del 50%, como se muestra en la siguiente tabla:
Año
2003
2004
2005
2006
2007
Valor promedio
% Low-cost/ Must-run
48,8
63,6
63,4
59,1
57,1
58,4
Tal y como establece la herramienta, las centrales registradas como actividades de proyecto MDL se han
considerado a la hora de realizar los cálculos del factor de emisión del margen de operación. Por lo tanto,
el procedimiento seguido para el cálculo del margen de operación comprende las siguientes etapas:
1. Para el cálculo del factor de emisión de cada una de las centrales se ha seleccionado la opción de
la herramienta que está basada en los rendimientos de las diferentes centrales del Sistema
Interconectado Panameño (opción B2), calculándose mediante la siguiente expresión:
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EFEL ,m, y =
EFCO2 ,m ,i , y 3,6
η m, y
= Heat ratem × EFCO2 ,m,i , y [Ecuación 1]
Donde:
-
EF EL,m,y es el factor de emisión de la central m, en t CO2/MWh.
η m,y es la media de la eficiencia de la central m en el año y en %.
Heat ratem es el inverso de la eficiencia de la central m (GJ/MWh)1.
EF CO2,m,i,y (t CO2/GJ) proporciona la cantidad de CO2 que se emite la central m por cada
GJ de combustible empleado2 en el año y.
2. El valor de λy debe ser calculado antes de proceder al cálculo del factor de emisión del margen
de operación, mediante la siguiente expresión:
λ (%) =
y
Nº horas de las plantas low - cost/must - run sources que están en el margen en el año y
8760 horas..por..año
[Ecuación 2]
Para el cálculo de λy se han llevado a cabo los siguientes pasos:
Paso i: Representación de los datos de generación total horaria del año y, de mayor a menor frente
a las 8.760 horas del año.
Paso ii: Calculo de la generación anual total de las plantas low-cost/must-run (
∑ EG
k,y
).
k
Paso iii: Dibujar una línea horizontal que cruce la línea representada de manera que el área debajo
de la curva represente la generación total de las plantas low-cost/must-run ( ∑ EGk , y ).
k
Paso iv: Determinar el valor de λy, teniendo en cuenta que λy se calcula como X/8760, siendo X
las horas de la derecha del punto de intersección.
3. El siguiente paso es calcular la cantidad de emisiones de dióxido de carbono emitidas por unidad
de energía generada en el sistema. Este factor de emisión (EF grid,OM-adj,y) se obtiene mediante la
siguiente expresión:
1
Los valores de todas las centrales operativas han sido proporcionados por el Centro Nacional de Despacho panameño en
unidades de MBTU/MWh y mediante un cambio de unidades se han transformado a GJ/MWh para incluirnos en esta expresión.
2
En este caso se han empleado los valores proporcionados por la tabla 1.4 de la página 1.23 del documento “2006 IPPC
Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories”, utilizando en cada central el factor que le aplica en función del
combustible empleado, empleando el valor menor para el 95% de intervalo de confianza según establece la herramienta.
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∑ EG EF
)×
∑ EG
j,y
EFgrid ,OM − adj , y = (1 − λ y
EL , j , y
j
∑ EG EF
×
∑ EG
k,y
+ λy
j, y
j
EL , k , y
k
k,y
k
[Ecuación 3]
Donde:
-
EFgrid ,OM − adj , y es el factor de emisión del sistema del margen de operación del año y.
-
EG j , y , EG k , y es la electricidad neta generada y suministrada a la red por las central j o
-
k en el año y en MWh, siendo k las centrales low-cost/must-run y j el resto de centrales.
EFEL ,m , y , es el factor de emisión de la central j o k en el año y, en t CO2/MWh. Este
factor se calcula mediante la ecuación 1.
Tras descargar de la página del Centro Nacional de Despacho Panameño los datos correspondientes al
año 2007 y aplicar los pasos anteriores, se ha obtenido el siguiente valor para el factor de emisión del
margen de operación:
EFgrid,OM,2007 = 0,864 t CO2/MWh
En el Anexo 3 del presente documento se incluye mayor información acerca de los cálculos realizados.
b) Factor de emisión del margen de construcción (EFgrid,BM,y)
Para el cálculo del factor de emisión del margen de construcción se ha seleccionado la opción 2 de la
“Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”, versión 01, en la que se indica
que para el primer periodo de acreditación, el factor de emisión del margen de construcción se debe
actualizar de forma anual posterior (ex−post) al año en el que tienen lugar la verdadera generación y
reducción de emisiones del proyecto. Para los posteriores periodos de acreditación, el factor se debe
calcular basado en la información más reciente acerca de las plantas ya construidas en el momento de la
presentación del PDD (ex−ante).
El conjunto de plantas utilizadas para el cálculo del factor del margen de construcción se encuentra
constituido por la alternativa que represente la mayor cantidad de energía entre las cinco plantas
construidas más recientemente, y el conjunto de plantas construidas más recientemente, que
conjuntamente generaron el 20% de la energía del sistema3.
3
En el momento de redactar el PDD, las cinco plantas construidas más recientemente generaron menos del 20% de la energía del
sistema, por lo que, para realizar los cálculos ex–ante del factor de emisión del margen de construcción, se ha seleccionado el
conjunto de plantas construidas más recientemente que conjuntamente generaron el 20% de la energía del sistema durante el año
2007.
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En ambos casos no se han incluido las centrales registradas como actividades de proyecto MDL tal como
establece la herramienta.
Una vez seleccionada la opción del número de plantas utilizadas, el factor de emisión del margen de
construcción se calcula mediante la siguiente ecuación:
∑ EG EF
=
∑ EG
m, y
EFgrid , BM , y
EL , m , y
i ,m
[Ecuación 4]
m, y
m
Donde:
-
-
EFEL,m,y es el factor de emisión de la central m en kgCO2/MWh, del conjunto de plantas
seleccionado para el cálculo del factor de emisión del margen de construcción, y se
obtienen de la ecuación 1.
EGm,y es la cantidad de energía generada por la central m para el año y. En este cálculo se
emplea la información de generación anual por planta, aportada por el CND.
Se ha aplicado la ecuación en las mismas unidades descritas para el cálculo del factor de emisión del
margen de operación.
Para el año 2007, siguiendo los pasos anteriores se ha obtenido el siguiente factor de emisión del margen
de construcción:
EFgrid,BM,2007 = 0,394 tCO2/MWh
En el Anexo 3 del presente documento se incluye mayor información acerca de los cálculos realizados.
c) Factor de emisión del margen combinado (EFgrid,CM,y)
Combinando los dos factores de emisión de los márgenes de operación y de construcción se obtiene el
factor de emisión de la línea base (EFy):
EFgrid .CM , y = wOM EFgrid ,OM , y + wBM EFgrid , BM , y
[Ecuación 5]
Donde:
-
EFgrid,CM,y es el factor de emisión de la línea base en el año y.
WOM es el peso del factor de emisión del margen de operación. Se ha tomado un valor de
0,5. Para el segundo y tercer periodo de acreditación este factor tiene un valor de 0,25.
EFgrid,OM,y se obtiene de la Ecuación 3.
WBM es el peso del factor de emisión del margen de construcción. Se ha tomado un valor
de 0,5. Para el segundo y tercer periodo de acreditación este factor tiene un valor de
0,75.
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-
EFgrid,BM,y se obtiene de la Ecuación 4.
Combinando los factores indicados anteriormente para el año 2007 se obtiene un factor de emisión global
de:
EF grid, CM,2007 = 0,591 tCO2/MWh
Para el cálculo de las emisiones de la actividad del proyecto, de acuerdo con la metodología
consolidada ACM002, versión 07, para el caso de construcción de centrales hidroeléctricas que supongan
la construcción de un nuevo embalse, como es el caso de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco, no se
pueden considerar despreciables.
La metodología diferencia entre centrales con una densidad de potencia comprendida entre 4 y 10 W/m2,
o mayor de 10 W/m2.
Para calcular la densidad de potencia de la actividad del proyecto la metodología proporciona la siguiente
ecuación:
PD =
Cap PJ − Cap BL
APJ − ABL
[Ecuación 6]
Donde:
-
-
PD es la densidad de potencia de la actividad del proyecto en W/m2.
CapPJ es la capacidad instalada de la central hidroeléctrica después de la implementación
de la actividad del proyecto en W.
CapBL es la capacidad instalada de la central hidroeléctrica antes de la implementación de
la actividad del proyecto en W. En este caso este valor es nulo al tratarse de la
construcción de una nueva central.
APJ es el área del reservorio antes de la implementación de la actividad del proyecto en
m2.
ABL es el área del reservorio después de la implementación de la actividad del proyecto
en m2. En este caso este valor es nulo al tratarse de la construcción de una nueva central.
Aplicando los valores de la actividad del proyecto se obtiene:
PD = 8,53 W/m2
Por lo tanto, teniendo en cuenta este valor se debe tener en cuenta el primero de los casos, puesto que la
densidad de potencia está comprendida entre 4 y 10 W/m2.
La metodología indica que las emisiones de la actividad de proyecto se calculan mediante la siguiente
expresión:
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PE y =
EFRe s TEG y
1000
[Ecuación 7]
Donde:
-
PEy son las emisiones del reservorio expresadas en t CO2/año.
EFRes es el factor de emisión de reservorios, con un valor de 90 kg CO2/MWh.
TEGy es la generación anual de la actividad del proyecto en MWh.
Aplicando los valores de cada uno de los parámetros se obtiene:
PE y = 9.522 t CO2/año
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B.6.2. Datos y parámetros que están disponibles para validación:
Dato/Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor aplicado:
Justificación de la
elección del dato o
descripción del método
de medida o del
procedimiento
realmente aplicado:
Comentarios:
Dato/Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor aplicado:
Justificación de la
elección del dato o
descripción del método
de medida o del
procedimiento
realmente aplicado:
Comentarios:
Factores de emisión
kg CO2/TJ
Factor de emisión de las centrales en función del combustible empleado en su
generación de energía.
Tabla 1.4 de la página 1.23 del documento “2006 IPPC Guidelines for National
Greenhouse Gas Inventories”. Volumen 2, tomando el valor menor para un
intervalo de confianza del 95%
Ver anexo 3.
El documento “Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas
Inventories: Reference Manual” no aporta factores de emisión por unidad de
energía térmica específicos para Panamá, por lo que se han empleado los
valores generales indicados en el Volumen 2 de “2006 IPPC Guidelines for
National Greenhouse Gas Inventories”.
Estos valores serán revisados en el caso de que aparezca bibliografía relevante
al respecto.
Capacidad instalada de la Central Hidroeléctrica de Barro Blanco (CapPJ)
MW /W
Generadora del Istmo, S.A. (GENISA)
19,99 MW /19.990.000 W
-
-
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Dato/Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor aplicado:
Justificación de la
elección del dato o
descripción del método
de medida o del
procedimiento
realmente aplicado:
Comentarios:
Dato/Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor aplicado:
Justificación de la
elección del dato o
descripción del método
de medida o del
procedimiento
realmente aplicado:
Comentarios:
EFRes
Kg CO2e/MWh
Factor de emisión por defecto para las emisiones de reservorios
90
El valor por defecto según el EB32 es de 90 Kg CO2e/MWh.
Este valor será revisado en el caso de que se determine e indique un nuevo
valor para el mismo.
APJ
m2
Área del reservorio después de la implementación del proyecto cuando está
lleno
Generadora del Istmo, S.A. (GENISA)
2.343.400
-
-
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B.6.3
Cálculos ex-ante de la reducción de emisiones:
Los cálculos ex-ante de la reducción de emisiones son las siguientes:
ER y = BE y − PE y − LE y
Donde:
-
[Ecuación 7]
ERy es la reducción de emisiones (tCO2e) en el año y
BEy son las emisiones de la línea de base en el año y
PEy son las emisiones del proyecto en el año y
LEy representa las emisiones por fugas en el año y
De acuerdo con la metodología ACM0002, las emisiones por fugas son consideradas despreciables, por
lo que no han de ser calculadas.
Por tanto, en el cálculo de la reducción de emisiones solamente se considera las emisiones de la línea
base y las emisiones de la actividad del proyecto, cuyo cálculo se efectúa conforme a la metodología
indicada en el apartado B.6.1.
B.6.4
Resumen de las estimaciones ex-ante de reducción de emisiones:
En base a los datos actualmente conocidos se estima que durante los tres periodos de acreditación de la
actividad de proyecto se generaran las reducciones de emisiones indicadas en la tabla siguiente:
Año
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Estimación de las
emisiones de la
actividad del
proyecto (toneladas
de CO2e)
7.935
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
Estimación de las
emisiones de la
línea base
(toneladas de
CO2e)
52.104
62.524
62.524
62.524
62.524
62.524
62.524
53.861
52.128
52.128
52.128
52.128
52.128
52.128
Estimación de las
fugas (toneladas
de CO2e)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Estimación de la
reducción
emisiones
(toneladas de
CO2e)
44.169
53.002
53.002
53.002
53.002
53.002
53.002
44.339
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
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Año
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
B.7
Estimación de las
emisiones de la
actividad del
proyecto (toneladas
de CO2e)
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
9.522
1.587
Estimación de las
emisiones de la
línea base
(toneladas de
CO2e)
52.128
52.128
52.128
52.128
52.128
52.128
52.128
8.688
Estimación de las
fugas (toneladas
de CO2e)
0
0
0
0
0
0
0
0
Estimación de la
reducción
emisiones
(toneladas de
CO2e)
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
42.606
7.101
Aplicación de la metodología de monitoreo y descripción del plan de monitoreo:
El proyecto utiliza la metodología de monitoreo aprobada ACM0002 “Metodología de monitoreo
consolidada para emisiones cero para la generación de electricidad desde fuentes renovables conectadas a
red”, versión 07, 14 de Diciembre del 2007. En el caso de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco, este
documento establece que es preciso realizar un seguimiento de los siguientes datos:
1. Electricidad generada por la actividad de proyecto
2. Datos necesarios para recalcular el factor de emisión del margen de operación
3. Datos necesarios para recalcular el factor de emisión del margen de construcción
4. Datos necesarios para recalcular las emisiones de la actividad del proyecto
Todos los datos precisos para la verificación y la expedición de CERs serán almacenados de manera
electrónica por al menos durante dos años después de terminarse el periodo de acreditación o la última
expedición de CERs de este proyecto.
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B.7.1
Datos y parámetros monitorizados:
Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Cantidad de electricidad generada por la Central Hidroeléctrica Barro Blanco
kWh
Electricidad generada por la Central Hidroeléctrica Barro Blanco durante cada
hora
Se medirá con frecuencia horaria por parte de GENISA
105.800.000 kWh/ año
La cantidad de energía generada será monitoreada mediante el uso de equipos de
medición in situ situados en la subestación (donde la energía generada en
entregada a la red del Sistema Interconectado panameño). Este sistema se conoce
como Sistema de Medición Comercial (SMEC) y que está constituido por los
equipos y dispositivos de transformación y medida, enlace de comunicación y
protocolo de comunicación.
Este dispone de un medidor principal y uno de respaldo, siendo GENISA la
encargada de suplir, instalar y mantener estos equipos. El SMEC de la Central
Hidroeléctrica Barro Blanco será objeto de revisión cada año a partir de su
certificación o cuando el Centro Nacional de Despacho (CND) lo solicite.
La comunicación entre los medidores y el CND debe ser utilizando el medio y
protocolo vigente establecido en la “Metodología para la Verificación del
SMEC”. Esta comunicación entre el medidor y el CND es directa, con acceso de
lectura. Estos medidores son bidireccionales con precisión e 0.2% o mejor, cuyos
datos son almacenados en una memoria no volátil. Estos medidores, de forma
previa a su implementación, deben obtener la aprobación del CND
Los datos horarios aportados por GENISA (la medición realizada es cada 15
minutos) serán grabados una vez al mes en una hoja de cálculo. Además, estos
datos son también aportados por el Centro Nacional de Despacho Panameño
donde se descargarán de manera anual y se grabarán en otra hoja de cálculo
electrónica.
Las calibraciones tanto internas como externas, que se tiene previstas llevar a
cabo en los medidores de la Planta y la frecuencia de las mismas, serán las
contempladas en el “Manual de Despacho y Planificación Horaria del CND” y
las solicitadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica de Panamá (ETESA).
Adicionalmente se llevarán registros e informes semanales, mensuales y anuales
de los resultados derivados de dichas calibraciones, tanto en papel como en
formato digital, dentro de la bases de datos de GENISA.
Los datos de los medidores registrados por el personal de GENISA se
confrontarán con los valores aportados por el Centro Nacional de Despacho para
detectar posibles errores.
-
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Electricidad anual generada por cada una de las plantas (j, k, m) del Sistema
Nacional Interconectado Panameño
MWh
Electricidad anual generada por cada una de las plantas (j, k, m) del Sistema
Nacional Interconectado Panameño
Centro Nacional de Despacho
Se han aplicado los datos obtenidos a partir de la página Web del Centro
Nacional de Despacho correspondientes al año 2007.
La cantidad de energía generada por las centrales durante el año se encuentra
registrada en la página Web del Centro Nacional de Despacho. Anualmente se
accederá a la página, desde donde se descargarán los datos, que serán grabados
en una hoja de cálculo electrónica.
Junto a los datos correspondientes a cada una de las centrales se descargarán los
datos de generación total del sistema. Se comprobará que la suma de los datos
individuales es similar a la generación total del sistema. En caso de diferencias
entre estos dos tipos de datos se analizará cuales pueden ser los motivos que las
originan y se corregirán los posibles errores.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Electricidad horaria generada por el Sistema Nacional Interconectado Panameño
MWh
Electricidad generada del Sistema Nacional Interconectado Panameño de forma
horaria
Centro Nacional de Despacho
Se han aplicado los datos obtenidos a través de la página Web del Centro
Nacional de Despacho panameño correspondientes a los datos horarios del año
2007.
La cantidad de energía generada por las centrales durante el año se encuentra
registrada en la página Web del Centro Nacional de Despacho. Anualmente se
accederá a la página, desde donde se descargarán los datos, que serán grabados
en una hoja de cálculo electrónica.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Plantas consideradas para el cálculo del Factor de emisión del margen de
construcción (m)
Texto
Identificación de las plantas consideradas para el cálculo del Factor de emisión
del margen de construcción.
Centro Nacional de Despacho panameño
A la hora de realizar los cálculos ex-ante, estos datos han sido aportados por el
Centro Nacional de Despacho panameño (ver Anexo 3).
De forma anual se recopilan las nuevas plantas que se han construido y que han
entrado en funcionamiento en el Sistema Nacional interconectado panameño.
Estos datos se registrarán electrónicamente en una hoja de cálculo.
Comparación con las centrales empleadas en años anteriores para detectar
posibles errores. Las diferencias encontradas serán analizadas caso por caso.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Electricidad anual generada por las centrales low-cost/must-run y el resto de
centrales
MWh
Electricidad anual generada por las centrales low-cost/must-run y el resto de
centrales
Centro Nacional de Despacho panameño
Se ha llevado a cabo la suma de la generación anual de todas las plantas lowcost/must-run, y la suma del resto de centrales, obteniéndose los siguiente
valores:
low-cost/must-run (MWh)
Térmicas (MWh)
3.930.199,54
2.203.688,15
Este dato es calculado automáticamente por la hoja de cálculo diseñada para
realizar el seguimiento del proyecto. Se deberá tener en cuenta cada año la
adición de nuevas centrales y su tipología.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Heat Rate
MBTU/MWh (GJ/MWh)
Heat Rate de las diferentes centrales conectadas al Sistema Nacional
Interconectado Panameño.
Centro Nacional de Despacho panameño
Ver anexo 3.
Este dato es aportado directamente por el Centro Nacional de Despacho
panameño en diferentes formatos.
-
Este dato será actualizado en función de la última información facilitada por el
CND.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Factor de emisión de cada una de las centrales (EFEl,m,y)
tCO2/MWh
Factor de emisión de cada una de las centrales en función del tipo y
características del combustible que emplea para la obtención de energía.
Ver anexo 3.
Se calculará anualmente aplicando la Ecuación 1 del apartado B.6.1
-
Este dato será actualizado en función de la última información facilitada por el
CND.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Factor de emisión del margen de operación (EFgrid,OM,y)
t CO2/MWh
Factor de emisión del margen de operación
0,787
Se calculará anualmente según se ha especificado en el apartado B.6.1.
-
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Factor de emisión del margen de construcción (EFgrid,BM,y)
t CO2/MWh
Factor de emisión del margen de construcción.
0,394
Se calculará anualmente según se ha especificado en el apartado B.6.1.
-
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Factor de emisión de la línea base (EFgrid,CM,y)
t CO2/MWh
Factor de emisión de la línea base
0,591
Se calculará anualmente según se ha especificado en el apartado B.6.1.
-
-
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato
utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular
las expectativas de
reducción de emisiones
calculadas en la
sección B.5
Descripción del
método de medida o
del procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos
QA/QC a ser
aplicados:
Comentarios:
Generación anual de la Central Hidroeléctrica de Barro Blanco (TEGy)
MWh/año
Electricidad anual generada por la central, incluyendo tanto la suministrada a la
red como la empleada en autoconsumos.
Se medirá con frecuencia horaria por parte de GENISA
105.800 MWh/año
La cantidad de energía generada será monitoreada mediante el uso de equipos de
medición in situ situados en la subestación (donde la energía generada en
entregada a la red del Sistema Interconectado panameño). Este sistema se conoce
como Sistema de Medición Comercial (SMEC) y que está constituido por los
equipos y dispositivos de transformación y medida, enlace de comunicación y
protocolo de comunicación.
Este dispone de un medidor principal y uno de respaldo, siendo GENISA la
encargada de suplir, instalar y mantener estos equipos. El SMEC de la Central
Hidroeléctrica Barro Blanco será objeto de revisión cada año a partir de su
certificación o cuando el Centro Nacional de Despacho (CND) lo solicite.
La comunicación entre los medidores y el CND debe ser utilizando el medio y
protocolo vigente establecido en la “Metodología para la Verificación del
SMEC”. Esta comunicación entre el medidor y el CND es directa, con acceso de
lectura. Estos medidores son bidireccionales con precisión e 0.2% o mejor, cuyos
datos son almacenados en una memoria no volátil. Estos medidores, de forma
previa a su implementación, deben obtener la aprobación del CND
Los datos horarios aportados por GENISA (la medición realizada es cada 15
minutos) serán grabados una vez al mes en una hoja de cálculo. Además, estos
datos son también aportados por el Centro Nacional de Despacho Panameño
donde se descargarán de manera anual y se grabarán en otra hoja de cálculo
electrónica.
Las calibraciones tanto internas como externas, que se tiene previstas llevar a
cabo en los medidores de la Planta y la frecuencia de las mismas, serán las
contempladas en el “Manual de Despacho y Planificación Horaria del CND” y
las solicitadas por la Empresa de Transmisión Eléctrica de Panamá (ETESA).
Adicionalmente se llevarán registros e informes semanales, mensuales y anuales
de los resultados derivados de dichas calibraciones, tanto en papel como en
formato digital, dentro de la bases de datos de GENISA.
Los datos de los medidores registrados por el personal de GENISA se
confrontarán con los valores aportados por el Centro Nacional de Despacho para
detectar posibles errores.
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Dato / Parámetro:
Unidad:
Descripción:
Fuente del dato utilizado:
Valor del dato aplicado
con el fin de calcular las
expectativas de reducción
de emisiones calculadas
en la sección B.5
Descripción del método
de medida o del
procedimiento a ser
aplicado:
Procedimientos QA/QC a
ser aplicados:
Comentarios:
Inversiones directamente relacionadas con la obtención de CERs
USD (PAB)
USD (PAB) destinados a proyectos ambientales respecto al total de USD (PAB)
obtenidos por CERs generados por el proyecto
-
Se contabilizará anualmente de acuerdo a registros asociados a las inversiones
efectuadas
GENISA se compromete a destinar un 20% de los fondos que sean obtenidos en
función de la negociación de las reducciones certificadas de emisiones de
carbono (CER), para la creación de un fondo anual para apoyo comunitario,
según la resolución del Estudio de Impacto Ambiental con fecha 9 de mayo de
2008.
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B.7.2
Descripción del plan de monitoreo:
El Plan de monitoreo se realizará a través de una serie de actividades de monitoreo con el fin de
garantizar que todos los aspectos de las reducciones de gases de efecto invernadero de la actividad de
proyecto proyectada son controlados y reportados. Para ello es necesario llevar a cabo un seguimiento
del proyecto para garantizar el rendimiento en función de su diseño y que las Reducciones Certificadas
de Emisiones (RCE) calculadas están realmente logradas.
En este sentido se ha diseñado un plan de monitoreo destinado a asegurar que, desde el comienzo de su
operación, la actividad de proyecto está correctamente organizada en términos de recogida y
mantenimiento de los datos que permitan efectuar cálculos realistas de las emisiones de GEI.
Para ello, previamente al comienzo del periodo de acreditación se definirá el Responsable de las tareas de
seguimiento de la actividad de proyecto, que asumirá el desarrollo y ejecución del plan de monitoreo.
Para llevar a cabo las mediciones necesarias, la actividad del proyecto, estará supervisada durante la
totalidad del periodo de crédito a través de los dispositivos de medición que proporcionarán las medidas
oficiales de caudal, energía y potencia, tal como se ha comentado en el apartado anterior.
La Central Hidroeléctrica Barro Blanco entregará su energía al Sistema Nacional Interconectado
Panameño en la subestación de Veladero la cual es administrada por la compañía ETESA y es
precisamente en este punto donde se instalará la frontera comercial. Las transacciones comerciales
entre la central y el SIN se calcularán utilizando las mediciones tomadas del Sistema de Medición
Comercial (SMEC) y de acuerdo al “Manual de Despacho y Planificación Horaria” del Centro Nacional
de Despacho. La central debe llevar a cabo el mantenimiento de su sistema de acuerdo al “Manual de
Operación y Mantenimiento” y de las “Normas de Intercambio de Información”. Los medidores
instalados (uno principal y otro de respaldo) son bidireccionales, con una precisión mínima de 0,2% para
la potencia. La información es almacenada en periodos de al menos 15 minutos, con una memoria de al
menos 45 días.
Previo a la implementación del SMEC de la central, se requiere la aprobación por parte del CND. Las
calibraciones tanto internas como externas, que se tienen previstas llevar a cabo en los medidores de la
Planta y la frecuencia de las mismas, serán las contempladas en el “Manual de Despacho y Planificación
Horaria” del Centro Nacional de Despacho (CND) o las solicitadas en su momento por la Empresa de
Transmisión Eléctrica de Panamá (ETESA). Por lo tanto, el SMEC de la central, será objeto de revisión
cada año a partir de su certificación o cuando el CND lo solicite. Adicionalmente, se mantendrán
registros e informes semanales, mensuales y anuales de los resultados derivados de dichas calibraciones,
tanto en papel como en formato digital, dentro de la Base de Datos de GENISA.
El sistema SCADA, ubicado en las instalaciones del CND en la ciudad de Panamá, centraliza la
supervisión Control y Adquisición de los Datos recolectados en cada una de las estaciones terminales
remotas (UTR) de las subestaciones, por lo que es a este sistema al que llegan directamente los datos de
la generación de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco, con la finalidad de proporcional la información
de operación en tiempo real.
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Para fines de despacho y programa semanal, según el “Manual de Despacho y Planificación Horaria” la
central informará al CND con una semana de anticipación (antes de las 10:00h del penúltimo día hábil
de cada semana calendario) de su disponibilidad horaria y semanal y todos los datos de oferta de
generación necesarios para la programación de la operación del despacho. Además, todos los días, antes
de las 10:00 h la central suministrará al CND la información necesaria para realizar el predespacho del
día siguiente, denominado despacho diario.
Asimismo, se tomará como referencia y se pondrá a disposición de cara a inspecciones a realizar durante
el período de crédito, los Informes de Operación de la Central desarrollados por el Departamento de
Operación y Mantenimiento, en el que se contemplan como mínimo los siguientes aspectos:
•
Producción eléctrica
•
Potencia
•
Demanda
•
Factor de carga
•
Horas equivalentes
El Responsable del Proyecto se encargará de implantar y actualizar todos los datos y parámetros
monitorizados, incluidos en el apartado anterior, asegurando que los cálculos de reducción de emisiones
obtenidos sean realistas y basados en evidencias. Igualmente, mantendrá un contacto periódico con el
responsable de la ejecución del Plan de Manejo Ambiental de la Central Hidroeléctrica Barro Blanco con
objeto de asegurar que la ejecución del proyecto contribuye al desarrollo social y ambiental de la región.
Con objeto de facilitar los cálculos necesarios en las tareas de seguimiento, se ha diseñado un conjunto
de hojas de cálculo que automatiza el procedimiento de cálculo de los factores de emisión, cuya
operativa se analiza en el Anexo 4 del presente documento. Los sucesivos cálculos de reducciones de
emisiones realizados con estas hojas de cálculo serán sintetizados en informes de seguimiento que serán
objeto de una verificación por una tercera parte.
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B.8
Información sobre la línea de base, incluida la fecha de finalización del estudio de la línea
base y el nombre de las o las personas o entidades que la han determinado:
Fecha de la finalización del estudio de la línea base aplicada y del la metodología de monitoreo:
18 de Agosto de 2008
Nombre de la persona(s)responsables /entidad(es):
David Llorente Ónega,
NOVOTEC CONSULTORES S.A.
Dpto. Medio Ambiente - AA.PP. y Utilities
C/ Campezo, 1
Edificio 4, Planta 1
28022 Madrid
España
Tel.: +34 91 210 79 00
Fax: +34 91 210 79 03
E-mail: [email protected]
Raquel García Alonso,
NOVOTEC CONSULTORES S.A.
Dpto. Medio Ambiente - AA.PP. y Utilities
C/ Campezo, 1
Edificio 4, Planta 1
28022 Madrid
España
Tel.: +34 91 210 79 00
Fax: +34 91 210 79 03
E-mail: [email protected]
NOVOTEC CONSULTORES S.A. no es un participante del proyecto.
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APARTADO C.
C.1
Duración de la actividad del proyecto/periodo de acreditación
Duración de la actividad de proyecto:
C.1.1. Fecha de comienzo de la actividad de proyecto:
09 de febrero de 2011
C.1.2. Plazo esperado de funcionamiento de la actividad de proyecto:
50 años.
C.2
Selección del periodo de acreditación:
C.2.1. Periodo de acreditación renovable
C.2.1.1.
Fecha de comienzo del primer periodo de acreditación:
C.2.1.2.
Duración del primer periodo de acreditación:
Marzo de 2011
7 años (renovable).
C.2.2. Periodo de acreditación fijo:
No seleccionado.
C.2.2.1.
Fecha de comienzo:
C.2.2.2.
Duración:
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SECTION D. Impactos ambientales
D.1.
Documentación sobre el análisis de los impactos ambientales, incluidos los impactos fuera
del ámbito del proyecto:
GENISA, Generadora del Istmo S.A. encargó a Proyectos y Estudios Ambientales del Istmo S.A. el
“Estudio de Impacto Ambiental para la construcción y operación de la Central Hidroeléctrica Barro
Blanco”, cuyo estudio sirve para definir las medidas de prevención, mitigación y los proyectos necesarios
para controlar, compensar y prevenir los impactos y efectos negativos que genera el proyecto, además de
maximizar los impactos positivos derivados de las construcción de la central hidroeléctrica Barro Blanco.
Además pretende garantizar un buen uso de los recursos y minimizar, cuando no evitar, los impactos
negativos sobre estos. El Estudio de Impacto Ambiental realiza inicialmente una descripción del proyecto
y un análisis descriptivo del medio, tanto natural (físico y biológico) como socioeconómico.
Posteriormente, se desarrolla el Plan de Manejo Ambiental, donde se indican las diferentes actuaciones a
poner en marcha para reducir los impactos ambientales negativos más significativos y potenciar los
positivos.
El Plan de Manejo Ambiental (PAM) engloba los siguientes contenidos:
Descripción de las medidas
Ente responsable de la ejecución
Monitoreo
Cronograma de ejecución
Plan de Participación Ciudadana
Plan de Prevención de Riesgos
Plan de Rescate y Reubicación de Fauna
Plan de Educación Ambiental
Plan de Contingencia
Plan de Recuperación Ambiental Post-operación
Plan de Abandono
Costo de la Gestión Ambiental
El grueso de este plan está compuesto por la descripción de las medidas, que incluye los siguientes
contenidos: Actividad, Acción, Impacto Ambiental, Medida de Mitigación y Descripción de las medidas.
Estas actividades están descritas tanto para la fase de planificación, como para la fase de construcción y
la de operación del proyecto, definiéndose acciones para las siguientes actividades:
Fase de planificación
Fase de construcción
Actividades para las cuales se han definido acciones
Elaboración de estudios, diseños, planos finales
Adquisición de fincas afectadas que se encuentren en el sitio de obras principales
Evaluación y protección de hallazgos arqueológicos del área de proyecto
Pagos por indemnización ecológica y uso de agua
Habilitar campamento temporal
Habilitación de camino al sitio de obra
Construcción de presa de hormigón compactado a rodillo
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Fase de operación
Construcción de la casa de máquinas y patio de distribución
Construcción de 12,6 km de líneas de transmisión del patio de distribución al
futuro sistema nacional de transmisión eléctrica
Limpieza de 190 Has en los márgenes del río Tabasará desde el sitio de presa
hasta 6,7 km aguas arriba
Regulación de los caudales en el río Tabasará
Despacho de energía eléctrica a centros urbanos
Los principales impactos negativos y, por tanto, las principales medidas de mitigación tienen lugar en la
fase de construcción, donde a través del PMA se reducirán las afecciones a la vida silvestre, tanto fluvial
como terrestre. Por el contrario los mayores impactos positivos tienen lugar en la fase de operación,
donde destaca una mejora de las condiciones de vida silvestre, gracias a un mayor monitoreo y presencia
del ANAM en la zona.
El Estudio de Impacto Ambiental ha sido aprobado por la ANAM por la “Resolución del Estudio de
Impacto Ambiental Categoría III Nº IA 332-2008 de 9 de mayo de 2008”. En dicha resolución se
incluyen otras medidas de mitigación y compensación además de las contempladas en el PMA Entre
estas se encuentra la presentación de un Plan de Reforestación de los márgenes del río, así como del
embalse, los resultados de los estudios de fauna acuática del Río Tabasará, presentación de la
información recolectada en la estación limnigráfica, etc. Así mismo, se indica específicamente en estas
medidas, la obligación, de acuerdo a lo indicado en el Estudio de Impacto Ambiental, de destinar un 20%
de los fondos que sean obtenidos en función de la negociación de las reducciones certificadas de
emisiones de carbono (CER) para un fondo anual de apoyo comunitario, siempre y cuando se obtengan
dichos fondos.
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D.2.
Si los participantes en el proyecto o el país anfitrión consideran significativos los impactos
ambientales, sírvase indicar las conclusiones y todas las referencias para avalar la evaluación de
impacto medioambiental que se haya realizado de conformidad con los requisitos impuestos por el
país anfitrión:
De acuerdo a la estructura descrita anteriormente, los principales impactos se describen para la fase de
planificación, de construcción y de operación. La identificación y valoración de cada uno de los impactos
asociados a cada estado del proyecto, se estructura por correlación entre actividades del proyecto y los
componentes y procesos del entorno.
En la fase de planificación destacan básicamente los impactos ambientales positivos, ya que en esta fase
se realizan diversos estudios, se define el proyecto y se incluye la entrega de fondos por indemnización
ecológica y pago por usos de aguas, de forma que se fomenta y se fortalece la presencia del ANAM en el
área. Por otro lado, en esta fase se hace especial hincapié en las medidas a adoptar ante el posible
descubrimiento y protección de bienes culturales que no se haya detectado con anterioridad.
Por el contrario, en la fase de construcción tienen lugar los impactos negativos de mayor relevancia del
proyecto para los cuales se han establecido las medidas correctoras correspondientes. Entre ellos, se
encuentran impactos reversibles, como puede ser la generación de polvo o ruido debido a las obras,
impactos que cesarán cuando se finalice esta etapa del proyecto. Durante el transcurso de la misma, se ha
propuesto en el PMA la colocación de carteles anunciando el desarrollo de las obras para la prevención
de los elevados niveles de ruido. En cuanto al polvo, se ha establecido un programa de irrigación de agua.
Por otro lado, en relación con los impactos no reversibles destacan los impactos sobre el medio natural,
tanto sobre la vegetación y suelo como sobre la fauna. La pérdida de capa vegetal y de especies arbóreas
en los márgenes del río puede conllevar inestabilidad de los taludes, para lo cual se prevé un Plan de
Monitoreo sobre la estabilidad de los mismo y la revegetación de los mismos. En cuanto a la afección
para la fauna silvestre por la disminución de espacio disponible, se llevará a cabo un plan de rescate,
conteo, identificación y reubicación de la fauna, para lo cual el Promotor del proyecto contará con un
especialista. Por último para mitigar los impactos negativos sobre el paisaje se establecerán diversas
medidas como la disposición de barreras vegetales en puntos estratégicos o la pintura de las edificaciones
con colores acordes con el paisaje.
Durante la fase de operación destacan los impactos positivos, siempre y cuando se cumplan lo
establecido en el proyecto. En general, cabe mencionar una mejora de la calidad de vida de los habitantes
de la zona debido a un incremento del empleo y a una mejora de las condiciones de la calidad del agua y
de los márgenes del río que ofrecerá zonas de esparcimiento comunitario. Por otro lado, existirá un
mayor conocimiento y monitoreo de los recursos naturales en el entorno del proyecto, lo que permitirá
una gestión adecuada de los mismos. En esta fase puede tener lugar ciertos impactos negativos, entre los
que cabe mencionar un posible inicio de procesos de eutrofización, para lo cual se ha establecido la
puesta en marcha de un Programa de Monitoreo de la Calidad Química del Agua para prevenir dichos
procesos. Así mismo, la vida silvestre fluvial se puede ver afectada durante la fase de operación, para lo
cual el Promotor ha establecido un monitoreo de la diversidad íctica mediante informes periódicos de un
especialista en este tema.
Como ya se ha mencionado anteriormente el conjunto de medidas para prevenir y mitigar los impactos
negativos del proyecto y potenciar los positivos se encuentran recogidas en el Plan de Manejo Ambiental.
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Este ha sido elaborado para garantizar la sostenibilidad ambiental del proyecto y del entorno donde se
ubicará y operará. El costo total de la gestión ambiental, descrita en el PMA es la siguiente:
COSTO DE LA GESTIÓN AMBIENTAL
Costos puntuales
Fase de planificación
37.706,50
Fase de construcción
381.800,00
TOTAL
399.535,50
Costes periódicos
Fase de operación
93.900,65
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SECTION E. Comentarios de los interesados
E.1.
Breve descripción del proceso de consulta pública y de recopilación de las observaciones de
los interesados:
De acuerdo al artículo Nº 29 del Capitulo II del Decreto Ejecutivo Nº 209 del 2006, el promotor ha
incorporado la participación ciudadana desde una etapa temprana del proyecto, con el fin de que la
ciudadanía de las comunidades del entorno del proyecto recibiese información suficiente para entender el
alcance y pudiesen opinar sobre el mismo.
Para ello, se estableció el siguiente procedimiento de trabajo:
1. Inicialmente se realizó un proceso de investigación sobre datos oficiales registrados para
determinar las comunidades ubicadas dentro del área de estudio y sus principales características.
Se identificaron 13 comunidades, afectadas en mayor o menor medida por el proyecto.
2. Se realizó un análisis sobre las alternativas de acceso para planificar y programar la secuencia de
trabajo para realizar visitas a todas las comunidades afectadas. Se realizaron visitas a todas las
comunidades identificadas en la fase anterior, comenzando por aquellas más apartadas del área
del proyecto. El objetivo principal de las mismas era lograr un acercamiento con los líderes de
cada Comunidad. En estas se realizó explicación general sobre el desarrollo del proyecto
hidroeléctrico y la importancia en el desarrollo energético tanto de la región de Chiriquí como
del resto de la República de Panamá.
3. De forma paralela, se realizaron encuestas por hogar en las diferentes comunidades, utilizando
una muestra representativa. El objetivo de estas era obtener la percepción de los habitantes de la
zona sobre la puesta en marcha de la Central Hidroeléctrica de Barro Blanco. Para proceder a las
mismas se elaboró unos formularios en los cuales los encuestados plasmasen sus condiciones de
vida y sus opiniones sobre el proyecto. Durante la realización de las encuestas, se invitó a los
encuestados a las reuniones explicativas, indicadas anteriormente.
Se realizaron las siguientes encuestas por Comunidad:
Comunidades
Cerro Caballo
Cerro Venado
Cerro Viejo
Nancito
Pueblo Viejo de Abajo
Tabasara
Tabasara de Abajo
El Llano
Tolé
Bella Vista
Veladero
Piedra Pintada
San Miguel
TOTAL
Nº de encuestas
7
5
4
11
4
10
3
4
3
3
2
1
1
58
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En términos generales, la mayoría de los encuestados están entre las edades de 20 y 82 años de edad.
Estas encuestas fueron realizadas tanto a hombres como a mujeres cuyo estado civil se puede considerar
un 60% de uniones de hecho, 25% de personas casadas, un 10% de solteros/as y el 5% restante es de
personas viudas.
Para la ejecución de las reuniones explicativas y de las encuestas se contó con especialistas en cada rama
del estudio, así como con personal del área con capacidad y experiencia para la realización de estos
trabajos.
E.2.
Resumen de las observaciones recibidas:
En relación con la aceptación del proyecto de construcción de la Central Hidroeléctrica de Barro Blanco,
de acuerdo a los datos extraídos de las 58 encuestas realizadas, el 50% de los encuestados estaban a favor
y el otro 50% en contra, obteniéndose por Comunidad los siguientes resultados:
Comunidades
Cerro Caballo
Cerro Venado
Cerro Viejo
Nancito
Pueblo Viejo de Abajo
Tabasara
Tabasara de Abajo
El Llano
Tolé
Bella Vista
Veladero
Piedra Pintada
San Miguel
TOTAL
Nº de encuestas
7
5
4
11
4
10
3
4
3
3
2
1
1
58
A favor
5
4
2
4
3
2
1
4
3
1
------29
En contra
2
1
2
7
1
8
2
----2
2
1
1
29
Según estos datos, se puede observar que las Comunidades en las cuales se observaba un mayor nivel de
rechazo son Tabasará y Nancito. Las principales causas que se señalan para rechazar o aceptar el
proyecto se indican a continuación:
Dificultades:
Les expropiaran las tierras
Se dañará el ambiente
No tendrán a donde ir
No tendrán tierras para trabajar
No podrán usar el río
Beneficios:
Habrá empleo en las comunidades
La tarifa eléctrica será más barata
Habrá más agua
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Se mejorara la calidad de vida de los habitantes
Se construirán nuevos y mejores caminos
Por tanto, del proceso participativo se desprende que algunos moradores asociaron el proyecto a los
problemas sociales y ambientales provocados por otros proyectos hidroeléctricos en Panamá. Así mismo,
en algunos casos los moradores, que consideraban que el promotor del proyecto únicamente quería
despojarlo de sus tierras, modificaron su actitud al percibir una clara disposición a escuchar y aclarar las
dudas del proyecto por parte del promotor y el equipo de especialistas responsables del proceso.
E.3.
Informe sobre cómo se han tomado debidamente en cuenta las observaciones recibidas:
La empresa de Generadora del Istmo S.A., GENISA, considerando las conclusiones obtenidas en las
reuniones informativas y en las encuestas de aceptación del proyecto realizadas en las comunidades
afectadas por el mismo, se ha comprometido a:
-
Desarrollo de un Programa de Divulgación que aclare y explique lo siguiente:
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
-
El promotor no impedirá pues no está facultado para negarle el acceso al río Tabasará a
ninguna persona a través de las servidumbres existentes.
El promotor no tiene ni como intención, ni como plan, evitar que los pobladores sigan
haciendo uso del río Tabasará para actividades de pesca, esparcimiento o circulación.
El promotor depende de que la calidad del recurso hídrico perdure para el
funcionamiento de su propio proyecto. Por lo cual, tiene la intención de crear alianzas
con las comunidades para que las mismas puedan obtener provecho del proyecto.
El proyecto que desarrollará el promotor, puede acceder fondos internacionales por
reducción en la emisión de gases contaminantes, por lo cual se compromete por efectos
del presente documento a entregar a las comunidades el 20% de estos fondos para
desarrollo comunitario.
El promotor adquirirá e indemnizará a los propietarios de fincas que se encuentran en
torno al área de embalse mediante acuerdos jurídicos o contratos en los cuales pagará por
el uso de suelo.
El promotor pagará al Estado por el uso anual del recurso hídrico que requiere para el
funcionamiento del proyecto.
El promotor incentivará proyectos de desarrollo comunitario que reduzcan los niveles de
pobreza en las comunidades aledañas a la futura central hidroeléctrica.
El promotor dará preferencia en la contratación de personal a los moradores de las
comunidades cercanas al proyecto.
El promotor incentivara la reproducción íctica en un laboratorio de reconocido prestigio
para garantizar la existencia de especies de la fauna local íctica en el futuro embalse.
El promotor interpondrá sus mejores esfuerzos para solicitar a las autoridades que a las
poblaciones de Tolé se le brinde un costo preferencial en cuanto a la tarifa eléctrica se
refiere.
Desarrollo de un Plan de Educación Ambiental, orientado a programas de capacitación técnica y
divulgación de buenas prácticas ambientales dirigido a los moradores de las comunidades
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circunvecinas al proyecto en temas relativos a acciones ecológicas de protección de la cuenca
hidrográfica local.
-
Apoyar económicamente y por una sola vez los proyectos que se muestran en la siguiente tabla:
Comunidad
Tolé
Bella Vista
Cerro Viejo
Proyecto
Viajes Costa Rica- Panamá para el desarrollo del Plan de Acción de
CONADES
Donativo a la Banda de Guerra del Colegio Comercial Tolé para la
reparación de los instrumentos
Dos abanicos de techo para el Colegio Comercial Tolé
Donativo para actividad bailable organizada por la Asociación de
Padres de Familia del Colegio Comercial Tolé
Materiales eléctricos e instalación de luz eléctrica en la Casa de
Jubilados y reparación de un letrero luminoso
Material para la mejora de las instalaciones de la Subestación
Policía de Tolé
8.100 pies cúbicos de madera para la construcción de nueve casas de
madera para familias necesitadas
Tablero de formica y pupitre sencillo para la escuela C.E.B.G. de
Bella Vista
Uniforme de Softbool del H.R. Neftalí y una caja de bolas
Donativo para brindis de inauguración de la infraestructura de la
Corregiduria de Cerro Viejo
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Anexo 1
DATOS DE CONTACTO DE LOS PARTICIPANTES EN LA ACTIVIDAD DEL PROYECTO
Organización:
Calle/Apartado de correos:
Edificio:
Ciudad:
Provincia:
Código postal:
País:
Teléfono:
Fax:
Correo electrónico:
URL:
Representado por:
Cargo:
Tratamiento:
Apellido:
Nombre:
Departamento:
Móvil:
Fax directo:
Teléfono directo:
Correo electrónico personal:
GENISA (Generadora del Istmo S.A.)
Capital Plaza, Costa del Este, piso 14, oficina 1401
Capital Plaza
Panamá
Panamá
0832-021299
Panamá
(507) 265-4685
(507) 265-4688
[email protected]
Gerente de Proyectos
Ingeniero
Lasso Vaccaro
Julio C.
(507) 6430-7717
(507) 265-4685
(507) 265-4688
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Anexo 2
INFORMACIÓN SOBRE FONDOS PÚBLICOS
La financiación pública no está involucrada en este proyecto.
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Anexo 3
INFORMACIÓN SOBRE LA LÍNEA BASE
Factores de emisión de los combustibles
Los factores de emisión (effective CO2 emission factor) asumidos en todos los cálculos han sido
obtenidos de la tabla 1.4 de la página 1.23 del documento “2006 IPPC IPPC Guidelines for National
Greenhouse Gas Inventories”, tomando el menor valor con un 95% de intervalo de confianza.
Factores de emisión de CO2
Tipo de fuel
Factor de emisión efectivo (kg/TJ)
Bunker C
75.500
Diesel Liviano
72.600
Diesel Marino
72.600
Heat rates y tipo de combustible empleado en cada central térmica
Nombre de la Central
BLM G2
BLM G3
BLM G4
Heat Rate (MBTU/MWh)
13,80
13,52
13,67
Ciclo Combinado
8,45
PanAm
9,27
Copesa
9,38
Pedregal
8,31
Pan G1
17,58
Pan G2
17,36
BLM 5
16,06
BLM 6
15,73
BLM 8
14,62
Fuente: Centro Nacional de Despacho (CND)
Combustible principal
Turbina de Vapor
Turbina de Vapor
Turbina de Vapor
3 turbinas de Gas y un
recuperador de calor
Motores De Combustión
Turbina de Gas
Motores De Combustión
Turbina de Gas
Turbina de Gas
Turbina de Gas
Turbina de Gas
Turbina de Gas
Factores de emisión por central
Combinando los datos de las dos tablas anteriores se obtienen los siguientes factores de emisión por
MWh generado para las centrales térmicas.
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Nombre de la Central
BLM G2
BLM G3
BLM G4
Ciclo Combinado
PanAm
Copesa
Pedregal
Pan G1
Pan G2
BLM 5
BLM 6
BLM 8
A.C.P.#1
A.C.P.#2
A.C.P.#3
A.C.P.#4
Factor de emisión (t CO2/MWh)
1,099
1,077
1,089
0,648
0,738
0,719
0,662
1,347
1,330
1,230
1,205
1,120
0,0004
0,000
0,000
0,000
Cálculo de λ y
Paso i: Se representa la generación total horaria del año, de mayor a menor, en comparación con el
total de 8760 horas del año. Aquí está el gráfico obtenido para el año 2007 en que el factor de
emisión del margen de operación se ha calculado:
LOAD CURVE MWh 2007
1.100
1.050
1.000
950
900
850
800
750
700
MWh
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
75
1
1.
00
1
1.
25
1
1.
50
1
1.
75
1
2.
00
1
2.
25
1
2.
50
1
2.
75
1
3.
00
1
3.
25
1
3.
50
1
3.
75
1
4.
00
1
4.
25
1
4.
50
1
4.
75
1
5.
00
1
5.
25
1
5.
50
1
5.
75
1
6.
00
1
6.
25
1
6.
50
1
6.
75
1
7.
00
1
7.
25
1
7.
50
1
7.
75
1
8.
00
1
8.
25
1
8.
50
1
8.
75
1
50
1
1
25
1
0
horas
4
Los datos de generación aportados por el Centro Nacional de Despacho, que aparecen como A.C.P.#1, A.C.P.#2,
A.C.P.#3 y A.C.P.#4, representan ofertas de energía en bloque y no centrales como tal. Por lo tanto, debido a que la
Autoridad del Canal de Panamá dispone tanto de centrales térmicas como hidráulicas, se ha tomado como factor de
emisión de estos generadores un valor nulo, atendiendo así a los principios conservativos de la UNFCCC.
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Paso ii: Cálculo de la generación total de las plantas low-cost/must-run ( ∑ EGk , y ).
k
De acuerdo con el dato del total generación para el año 2007, la cantidad total generada por las
plantas low-cost/must-run (para valores
EGk , y ) se muestra continuación.
∑
k
Año
∑ EG
Generación total (MWh)
(MWh)
k,y
k
2007
6.133.887,69
3.930.199,54
Paso iii: Dibujar una línea horizontal que cruza a la curva representada, de modo que el área bajo

la curva representa el total de generación de plantas low-cost/must-run 

∑ EG
k, y
k

.


LOAD CURVE MWh 2007
1.100
1.050
1.000
950
900
850
800
750
700
MWh
650
600
550
500
450
400
350
300
250
X
200
150
100
50
51
8.
7
51
01
8.
5
8.
2
51
01
01
8.
0
7.
7
7.
5
01
51
7.
2
7.
0
01
51
51
6.
7
6.
5
6.
2
01
51
5.
7
6.
0
01
51
5.
2
5.
5
01
51
4.
7
5.
0
01
51
4.
2
4.
5
51
01
01
4.
0
3.
7
3.
5
51
01
3.
0
3.
2
51
01
2.
5
2.
7
51
01
2.
0
2.
2
01
51
51
1.
7
1.
5
01
1.
2
75
1
1.
0
50
1
1
25
1
0
horas
Paso iv: Determinar el valor de λ, teniendo en cuenta que se calcula como X/8760, donde X
representa las horas de la derecha del punto de intersección:
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λ 2007 =
8760 − 8748
= 0,001
8760 horas al año
Factor de emisión del margen de operación
MWh
2007
tCO2/MWh
tCO2
A.C.P.#1
A.C.P.#2
A.C.P.#3
A.C.P.#4
Bayano (P)
Bayano 1
Bayano 2
Bayano 3
BLM 2
BLM 2 (P)
BLM 3
BLM 3 (P)
BLM 4
BLM 4 (P)
BLM 5
BLM 5 (P)
BLM 6
BLM 6 (P)
BLM 8
BLM 8 (P)
412.879,03
131.143,43
7.620,00
78.716,00
212,52
225.159,48
227.125,24
240.648,27
184.378,03
233,37
172.180,19
445,52
152.741,91
312,41
1.419,44
177,38
339,49
178,99
12.230,47
188,49
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
1,099
1,099
1,077
1,077
1,089
1,089
1,230
1,230
1,205
1,205
1,120
1,120
0,000
0,000
0,000
0,000
0,00
0,00
0,00
0,00
202.688,37
256,54
185.438,74
479,82
166.328,75
340,20
1.745,96
218,18
408,95
215,61
13.694,88
211,06
BLM G8 (P)
Ciclo
3.173,33
538.040,70
1,120
0,648
3.553,28
348.428,07
Ciclo (P)
COPESA
COPESA (P)
3.245,70
65.192,60
161,17
0,648
0,719
0,719
2.101,87
46.852,95
115,83
Estí 1
Estí 2
Fortuna (P)
312.904,32
308.374,10
3.693,45
0,000
0,000
0,000
0,00
0,00
0,00
Fortuna 1
Fortuna 2
Fortuna 3
La Estrella 1
La Estrella 2
La Estrella(P)
446.421,57
496.303,87
487.951,74
136.654,79
109.025,37
474,95
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CENTRAL
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MWh
457,88
2007
tCO2/MWh
0,000
tCO2
0,00
Los Valles 1
Los Valles 2
MER#4
MER#5
MER#7
Pacora (P)
Pacora 1
Pacora 2
Pacora 3
156.280,04
138.996,51
7.801,12
1.355,86
0,00
941,37
127.436,81
126.037,67
127.470,25
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,662
0,662
0,662
0,662
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
623,42
84.395,51
83.468,93
84.417,66
PanAm (P)
PanAm 1
PanAm 1 (P)
PanAm 2
PanAm 3
1.864,88
240.307,60
248,93
90.007,36
79.797,54
0,738
0,738
0,738
0,738
0,738
1.377,12
177.454,83
183,82
66.465,81
58.926,39
PanAm 4
PanAm 5
PanAm 6
Pan G1
Pan G1 (P)
Pan G2
Pan G2 (P)
92.173,57
88.090,60
87.384,55
2.218,87
42,21
4.976,89
49,88
6.133.888
0,738
0,738
0,738
1,347
1,347
1,330
1,330
-
68.065,45
65.050,39
64.529,00
2.988,25
56,84
6.617,92
66,33
1.737.767
CENTRAL
Los Valles (P)
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Factor de emisión del margen de construcción
Para llevar a cabo el cálculo del factor marginal de construcción, se calculó primeramente el 20% del
total de la energía generada en el año 2007, siendo este valor de 1.226.778 MWh. Se ordenaron las
plantas empezando por las más recientemente construidas y se sumo la energía generada por cada planta
en el año 2007, de tal manera que el total diera un valor igual o superior a 1.226.778 MWh y que
incluyan una planta completa para efectos del cálculo, tal como indica la metodología.
ÚLTIMAS PLANTAS CONSTRUIDAS QUE REPRESENTAN EL 20% DE LA
GENERACIÓN TOTAL
Fecha
Central
entrada en
Unidades
tCO2/MWh
MWh
tCO2
operación
Ciclo
2000
Estí
2003
Pacora
2003
Pan G
2007
Hidro
PANAMÁ
Hidro
CANDELA
2007
2007
Ciclo
Ciclo (P)
Estí 1
0,648
0,648
0,000
538.040,7
3.245,7
312.904,3
348.428,1
2.101,9
0,0
Estí 2
0,000
308.374,1
0,0
Pacora (P)
Pacora 1
Pacora 2
Pacora 3
Pan G1
Pan G1 (P)
Pan G2
Pan G2 (P)
Hidro
PANAMÁ
Hidro
CANDELA
0,700
0,700
0,700
0,700
1,347
1,347
1,330
1,330
941,4
127.436,8
126.037,7
127.470,2
2.218,9
42,2
4.976,9
49,9
623,4
84.395,5
83.468,9
84.417,7
2.988,2
56,8
6.617,9
66,3
0,000
1.042,0
0,0
0,000
1.730,2
0,0
1.554.511,0
613.164,8
Si se analiza la energía generada por las últimas cinco plantas instaladas, se puede comprobar que la
energía generada por estas plantas es menor a la generada por las plantas que componen el 20% del total
de energía del 2007, por lo que conforme a la metodología, se selecciona las plantas que componen el
20% del total. En la tabla que se muestra a continuación se indica la energía generada por las últimas
cinco plantas, para justificar la elección realizada.
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Central
Estí
Pacora
Pan G
Hidro
PANAMÁ
Hidro
CANDELA
ÚLTIMAS 5 PLANTAS CONSTRUIDAS
Fecha
entrada en
Unidades
tCO2/MWh
MWh
operación
Estí 1
0,000
312.904,3
2003
Estí 2
0,000
308.374,1
Pacora (P)
0,700
941,4
Pacora 1
0,700
127.436,8
2003
Pacora 2
0,700
126.037,7
Pacora 3
0,700
127.470,2
Pan G1
1,347
2.218,9
Pan G1 (P)
1,347
42,2
2007
Pan G2
1,330
4.976,9
Pan G2 (P)
1,330
49,9
Hidro
2007
PANAMÁ
0,000
1.042,0
Hidro
2007
CANDELA
0,000
1.730,2
1.013.224,6
tCO2
0,0
0,0
623,4
84.395,5
83.468,9
84.417,7
2.988,2
56,8
6.617,9
66,3
0,0
0,0
262.634,9
Consideración de las exportaciones e importaciones.
La “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico” versión 01, establece que las
importaciones de electricidad desde otros sistemas conectados deber de ser consideradas como una
central más a la hora de calcular el factor del margen de operación, pero si estas importaciones provienen
de otros países no han de ser consideradas, como es el caso que nos aplica.
En referencia a las exportaciones, según esta herramienta, no deben ser extraídas de la generación
eléctrica del sistema para el cálculo de los factores de emisiones, que es lo que se ha llevado a cabo en
este caso.
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Anexo 4
PLAN DE MONITOREO
El Plan de Monitoreo establecido permite calcular de manera sencilla la reducción de emisiones de GEI
generadas por la actividad del proyecto. Los cálculos se basarán principalmente en el registro de los
datos de la electricidad generada por todas las centrales que están conectadas al Sistema Nacional
Interconectado Panameño, incluyendo los correspondientes a la propia central hidroeléctrica Barro
Blanco. Estos datos serán recopilados durante toda la vida de la actividad de proyecto y durante el
periodo de acreditación, que en este caso está constituido por un primer periodo de 7 años, prorrogable a
otros 2 dos periodos de 7 años cada uno.
Puesto que la central dispone de reservorio, sus emisiones también deberán ser calculadas, y por tanto
siendo preciso monitorizar las emisiones de la actividad del proyecto. Sin embargo, las fugas asociadas al
proyecto pueden ser consideradas nulas.
Las emisiones de la línea base están compuestas básicamente por las emisiones de CO2 de las centrales
térmicas búnker y diesel que son desplazadas por la generación de la Central Hidroeléctrica Barro
Blanco. Para valorar las mismas se calcularán los factores del margen de operación y del margen de
construcción tal y como se describe a continuación.
Para el cálculo factor de operación marginal se dispone de una hoja de cálculo con cinco pestañas, que
permiten llevar a cabo de una manera dinámica y automática el seguimiento de las reducciones de
emisiones de GHG conseguidas a través de la implementación del proyecto.
- En la primera de ellas, nombrada como FE centrales, se calculan los factores de emisión de
cada una de las centrales en t CO2/MWh a partir de los valores de heat rate de las centrales,
proporcionados por la el Centro Nacional de Despacho en MBTU/MWh y de los factores de
emisión extraídos de la tabla 1.4 de la página 1.23 del documento “2006 IPPC IPPC Guidelines
for National Greenhouse Gas Inventories”.
- La segunda pestaña contiene la información descargada del Centro Nacional de Despacho
relativa a los Heat Rate de las centrales de BLM 5, 6 y 8.
- En la tercera pestaña, nombrada como centrales, se dispone de un listado de las plantas del
sistema con su generación y factores de emisión. Además se ha calculado el % correspondiente
a las centrales low-cos/must-run del total del sistema.
- La cuarta pestaña (Lambda), se ordenan la generación horaria total del sistema de mayor a
menor y se representan en función de las 8760 horas del año. Además se calculas las área
debajo de la curva para las diferentes horas del año, para calcular el valor de λ.
- En la última de ellas (M.O.), se calcula el factor del margen de operación teniendo en cuenta el
valor de λ, de las generaciones de cada una de las centrales y sus factores de emisión.
En el caso del factor de construcción marginal se dispone de una hoja de cálculo en la que
introduciendo las nuevas centrales puestas en funcionamiento, y teniendo en cuenta cuales de ellas
completan el 20% de la generación del año, se actualiza dicho factor.
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CDM – Executive Board
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Para el cálculo de las emisiones de la actividad del proyecto se dispone de otra hoja de cálculo, en la
que introduciendo la generación anual de la central, se obtiene dichas emisiones. Además en esta hoja se
calculan las reducciones de emisiones en función del factor de emisión de la línea base, las emisiones de
la línea base y las emisiones de la actividad del proyecto.