Proyecto Planta Hidroeléctrica Larreynaga República de Nicaragua

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MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO
DOCUMENTO DE PROYECTO (CDM PDD)
VERSIÓN 03 - EN EFECTO A PARTIR DE: 28 DE JULIO DEL 2006
Proyecto Planta Hidroeléctrica
Larreynaga
República de Nicaragua
Marzo 2008
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CONTENIDO
A.
Descripción General del proyecto
B.
Metodología para la Aplicación del monitoreo de la línea de base
C.
Duración del proyecto / Período de acreditación
D.
Impactos Medio ambientales
E.
Comentarios de los participantes.
Anexos
Anexo 1: Información general de los participantes en el proyecto
Anexo 2: Información con respecto al financiamiento
Anexo 3: Información de la Línea de Base
Anexo 4: Plan de Monitoreo
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SECCION A. Descripción General del proyecto
A.1
Titulo del Proyecto:
Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga
Versión 01
Completado. Marzo 1. 2008
A.2.
Descripción del proyecto:
A.2.1 Desarrollo del Proyecto
La actividad del proyecto involucra la construcción de una planta hidroeléctrica en Jinotega, Nicaragua.
La construcción será ejecutada por un contratista independiente, bajo la vigilancia de ENEL (Compañía
Estatal de la República de Nicaragua), y será financiado por el BCIE (Banco centroamericano para la
Integración Económica). Después de la construcción, la generación de electricidad por la Planta será
operada directamente por ENEL.
El desarrollo propuesto incluye la construcción de un Presa o reservorio para la acumulación de las aguas
de un área de superficie de 5 has, un túnel subterráneo de 2.4 Km y una tubería de presión alta para el
transporte de agua a la casa de máquinas de generación (turbinas). El reservorio se alimentará de las aguas
descargas de la Planta Hidroeléctrica Centroamérica a la quebrada el Cacao 1 . La Planta Hidroeléctrica
Larreynaga tendrá una capacidad instalada de 17 MW con un factor de la planta de 0.49 2 . Esto permitirá
al proyecto producir una energía promedio anual de 73 GWh.
Nicaragua ha realizado pequeñas inversiones en el sector de energía durante los últimos 25 años. Como
resultado, tiene la generación de electricidad más baja y a la vez, una proporción baja del consumo per
cápita en Centroamérica. En el momento de la preparación de este documento, Nicaragua estaba sufriendo
cortes constantes de energía (casi ocurriendo diariamente) debido a que la demanda supera la oferta de
energía y de hecho el sistema de distribución de la electricidad tiene una pérdida estimada de 32.5% de la
energía producida 3 .
La mayoría del sistema energético nacional está basado en la utilización de la energía térmica que para el
2006 fue alrededor de un 74%, de los cuales el 77% es mediante el uso de combustibles fósiles
(considerando el 57% de la producción de la electricidad total del sistema). También, la demanda
energética en el país ha crecido de 396 MW en 2000 a 483 MW en 2005. Esto representa un crecimiento
del 21.97%, del crecimiento global, por encima de un período de cinco años y a un promedio anual de
4.74% 4 .
1
Aunque el reservorio es alimentado por el Río Cacao, las turbinas son impulsadas por las aguas turbinadas de la
Planta Centroamérica (vea Figura A.2 debajo).
2
“Nicaragua: Opciones de política para la reforma del sector eléctrico”. Banco Interamericano para el Desarrollo.
2003
3
“Nicaragua: Opciones de política para la reforma del sector eléctrico”. Banco Interamericano para el Desarrollo.
2003
4
Fuente: ENEL
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El Gobierno de Nicaragua ha comprendido la necesidad de realizar las inversiones necesarias en el sector
eléctrico, específicamente en alternativa de carga de base generadora a partir, de geotérmicas o
hidroeléctricas. Sin embargo, todavía existe confianza muy favorablemente a continuar utilizando el
contaminante combustible fósil en la generación eléctrica. Este proyecto (Larreynaga) representa el
primer esfuerzo eficaz del Gobierno nicaragüense en invertir en fuentes renovables desde hace más de
una décadas atrás.
Larreynaga contribuirá con 17MW (73,073 MWh) de energía limpia a una matriz energética
principalmente sostenida por combustibles fósiles, la cual tiene un factor de emisión carbónica (CEF) de
0.7343 tCO2/MWh. La cantidad esperada de emisiones reducidas por la actividad del proyecto propuesta
se estima en 53,658 tCO2 por año.
Nicaragua tiene un potencial hidroeléctrico estimado de 1,700 MW, del cual únicamente se está usándose
el 6% actualmente. Existen numerosos estudios de prefactibilidad y de factibilidad de proyectos
disponibles con capacidad en la generación que suman aproximadamente unos 700 MW. Sin embargo,
no ha habido un proyecto hidroeléctrico que se haya ejecutado en los últimos 20 años. Adicionalmente,
dos plantas hidroeléctricas (Wabule y Las Canoas) que produjeron energía en los 90's fueron cerradas en
2001 debido a los problemas de la regulación. Al principio de esta década, el gobierno promovió la
ejecución de un proyecto con 350MW capacidad (COPALAR). El reservorio necesitado para este
proyecto requería un área de inundación aproximado de 340 Km2 de tierra y desplazamiento de más de
40 mil habitantes. El proyecto fue abortado por el tema de impacto medioambiental muy alto y la
negativa de los habitantes locales a ser removidos del sitio deárea. En conclusión:
1. Nicaragua ha sido conocida por tener un gran potencial para generación de energía hidroeléctrica que
no se ha realizado por varias barreras (problemas financieros, medioambientales y sociales), que el CDM
puede ayudar a ser superado.
2. Se percibe a las plantas hidroeléctricas como una tecnología riesgosa. Hay sólo dos plantas
hidroeléctricas actualmente, y ambas fueron construidas hace más de 35 años. El conocimiento y la
eexperiencia de la construcción y de arranque en esta tecnología se ha perdido, creando una barrera
tecnológica en este tipo de sector en estos años.
3. Existe un duro rechazo para la construcción de proyectos de gran escala de parte de los habitantes que
participan de estas decisiones. Esto indica que para aliviar el déficit de energía que el país está sufriendo,
la única alternativa esta en las sostenibilidad de pequeñas plantas de uso renovables. Larreynaga está
entre los primeros esfuerzos públicos en esta dirección.
A.2.2 Contribución para el desarrollo sostenible.
El Gobierno de Nicaragua está comprometido con los principios de desarrollo sustentable y a la
aplicación de una estrategia de desarrollo sustentable nacional que específicamente incluye la promoción
de las energías renovable en el país.
La actividad del proyecto propuesta contribuye al desarrollo sustentable en Nicaragua de la siguiente
manera:
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•
El proyecto contribuye a alcanzar los objetivos del "Plan de Desarrollo Nacional" y de la
"Estrategia Reforzada para el Crecimiento Económico y de Reducción 5 de la pobreza”.
Proporcionando electricidad limpia, el proyecto traerá claramente un impacto al desarrollo del
área de las comunidades aledañas. Se espera que la aplicación de la actividad del proyecto mejore
la situación de industrias locales en el área, debido al suministro de una electricidad mejorada,
contribuyendo al mismo tiempo a reducir los costos de generación de la electricidad.
•
La actividad del proyecto propuesta aumenta el atractivo del país para la inversión extranjera.
•
El Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga contribuye hacia las metas de " Plan de Acción Nacional
para enfrentar al Cambio Climático ", porque la actividad del proyecto propuesta estará
generando electricidad de una tecnología amistosa al ambiente, remplazando una fuente altamente
contaminante por una energía limpia.
•
Adicionalmente, se lograrán beneficios medioambientales a través de la reducción de gases
contaminantes al aire, como nitrógeno, óxidos de azufre, monóxido del carbono y partículas finas.
Todos éstos están emitiéndose actualmente en la atmósfera debido a la combustión de
combustibles fósiles.
•
Otro beneficio económico del proyecto es que usando energía hidroeléctrica, Nicaragua reduce la
dependencia en combustible fósil, que esta impactando la economía nacional por las
fluctuaciones de precio de combustible. Esto implica un mejoramiento importante en la Balanza
de Pagos del País.
•
La actividad del proyecto propuesta es un ejemplo de un traslado de una tecnología exitosa que
aumentará las habilidades y especialización de los nicaragüenses, específicamente, en el
desarrollo de proyectos hidroeléctricos (también vea A.4.3).
•
La construcción del proyecto permitirá crear oportunidades del empleo locales y regionales. Se ha
estimado que se necesitaran un total de 230 empleos directos y centenares de trabajos indirectos,
que se creará a lo largo de período de la construcción del proyecto. Para el mantenimiento y la
fase operacional del proyecto, se requerirán 20 profesionales de los cuales al menos 60% serán de
las comunidades locales. La mayoría de los trabajos directos creado durante la fase de la
construcción será cubierto por profesionales nacionales, sobre todo de los pueblos circundantes y
la ciudad de Jinotega.
En ausencia de la actividad del proyecto, la generación de electricidad continuaría viniendo de
combustible fósil y por consiguiente no se daría ninguno de los beneficios sociales, medioambientales y
económicos mencionados que podrían realizarse. Adicionalmente, la investigación hidroeléctrica ha
identificado eso hay otras doce áreas de potencial hidroeléctrico por lo menos en Nicaragua que podría
desarrollarse como recursos renovables de energía. Esto implica que la actividad del proyecto propuesta
tiene el potencial para contribuir a largo plazo al desarrollo económico y social de Nicaragua
demostrando el uso de una energía renovable como tecnología alternativa.
5
Este documento está disponible para consulta .
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A.3 Participantes del Proyecto
Tabla 1. Detalles de Participantes del proyecto
Nombre de las partes (*)
involucradas (Indicar con (país
anfitrión) al país anfitrión)
Nicaragua (país anfitrión)
Entidades Participantes
Públicas/ Privadas
(como desarrollador)
ENEL
Entidad
publica
Indicar si la parte involucrada
desea ser considerado
como participante en el
proyecto (Sí / No)
Sí
(*) De conformidad con modalidades y procedimientos del MDL, en el momento de hacer el PDD-MDL
público en la fase de validación, el participante puede o no haber aprobado. En el momento de la solicitud
de registro, la aprobación de las Parte (s) involucradas es obligatoria.
La construcción se llevará a cabo por constructores independientes, la cual se determinará luego de un
proceso de licitación pública en la modalidad contractual de Ingeniería, Suministro y Construcción (EPC),
bajo la supervisión de ENEL. La generación de electricidad será operada directamente por ENEL.
La información de contacto sobre los participantes en el proyecto se proporciona en los Anexos 1
A.4 Descripción técnica de la actividad de proyecto:
A.4.1 Ubicación del proyecto:
El Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga se localizará al sur de Jinotega a unos 161Kms noreste de
Managua, la capital de Nicaragua. El reservorio se localiza 500 aguas abajo de la descarga de la Planta
Centroamérica.
A.4.1.1 País Huésped:
Nicaragua.
A.4.1.2 Región / Estado / Provincia:
Departamento de Jinotega
A.4.1.3 Ciudad / Pueblo / Comunidad:
Poblado de Jinotega.
A.4.1.4 Detalle de la ubicación física, incluida la información que permita a la
identificación exclusiva de esta actividad de proyecto (máximo una página):
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La cuenca del proyecto se localiza en el noroeste de Nicaragua, entre 13°05 ' y 13°10 ' norte, y entre
86°00 ' y 86°05 ' oeste. En figura A.1, un mapa con la situación del proyecto se proporciona.
Figura A.1. Proyecto hidroeléctrico Larreynaga. Departamento de Jinotega. Nicaragua
A.4.2 Categoría (s) de actividad de proyecto:
El Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga
Categoría Número: 1
Sector de Aplicación: Industrias energéticas / Fuentes renovables
A.4.3 Tecnología empleada en el desarrollo del proyecto:
El Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga, usa un esquema simple de un presa, un túnel, una tubería forzada
y dos unidades que son tecnologías probadas en el resto del mundo; sin embargo, está es la primera vez
en los últimos 35 años que un proyecto hidroeléctrico se llevará a cabo en Nicaragua. Un perfil del
proyecto se presenta en figura A.2. Los componentes se detallan como sigue:
• Una presa de hormigón de tipo gravedad con una altura de 12.5 m y 241 m de longitud, con su
infraestructura de servicio entera, como: compuertas de emergencia, vertederos laterales, un túnel
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•
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•
•
de aducción y una descarga de fondo al Río de Cacao a 518 mtrs aguas abajo de la descarga de la
Planta Centroamérica.
Un túnel de aducción de 2493 m de longitud y 3.5 m de diámetro de altura que dependen del tipo
de sección: redondo o tipo herradura. El túnel de aducción estará ubicado en el lado izquierdo de
la presa, equipado con una puerta corrediza. Este en su recorrido cruza la quebrada de El Salitre
con una campana de 14 mts (diferencia de altura entre la superficie del río y el túnel) que es
equivalente a 4D (donde D = 3.5 m).
Pozo de Oscilación (o Chimenea de equilibrio) es de 56 mts de longitud.
La válvula tipo mariposa tiene un diámetro de 2.6 mts.
La Tubería de presión es de acero y tiene una longitud de 585 m de longitud y un diámetro de 2.6
mts.
La casa de máquinas está en la superficie con dos unidades del tipo francis de eje horizontal y dos
generadores con una capacidad de 17 MW instaladas.
Se construirá un dique para la protección de la casa de máquinas ante crecidas probables.
Se instalará una estación pluviométrica así como dos estaciones hidrométricas.
Una línea de 13.8/138 kV de 4.3 Km de línea de transmisión.
Una línea de 24.9 kV en postería de madera entre la Subestación y la subestación de la
Centroamérica.
La firma alemana FICHTNER junto con IDISA firma nicaragüense fueron los responsables para
desarrollar el estudio de factibilidad y documentos de licitación para la construcción de la Central
Hidroeléctrica Larreynaga.
El traslado de tecnología involucrado en este proyecto es un factor importante para el Gobierno de
Nicaragua que planea usar la especialización lograda con Larreynaga para el desarrollo de otras
adicionales plantas de energía renovable, de acuerdo a "Plan de Expansión Energética". También se
espera que el proyecto demuestre la viabilidad de pequeños proyectos hidroeléctricos de actores privados
que perciben esta tecnología. De esta manera, la transferencia tecnológica podrá tener resultados para el
sector privado.
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Figure A.2 – Esquema Hidráulico
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Figure A.3 – Perfil del Proyecto
A.4.4 Monto estimado de la reducción de las emisiones durante el período de
acreditación elegido:
El Proyecto Larreynaga desplazará electricidad de un Sistema de carbono intensivo con un factor de
emisión carbónica de 0.7343 tCO2/MWh. El proyecto es esperado despachar 73,073 MWh de electricidad
anualmente, lo que reduce las emisiones de Gases de Efecto Invernadero en 53,658 tCO2 anualmente en
el escenario de la línea de base de referencia. Así mismo este proyecto consiste en una central
hidroeléctrica con una densidad de potencia mayor de 10 w/m2, por lo cual no hay emisiones previstas
del proyecto. No obstante, el total de las emisiones evitadas o reducidas que son esperadas por la
implementación de la actividad del proyecto son 53,658 tCO2 por año.
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Tabla A.2. Monto estimado de la reducción de las emisiones durante el Primer período de
acreditación
Años
2010 (Agosto a Dic – 40% de la generación anual)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 (Enero a Julio – 60% de la generación anual)
Estimación anual de las reducciones de emisiones en
toneladas de CO2e
21,463
53,658
53,658
53,658
53,658
53,658
53,658
32,195
Total emisiones reducidas (toneladas of CO2 e)
Total number of crediting years
Annual average estimated reductions (TCO2 e)
(*) 2010 y 2017 son considerada como un año
375,606
7 x 3 = 21
53,658
A.4.5 Financiación pública de la actividad de proyecto:
El 94 % por ciento de la inversión será financiado por el Banco Centroamericano de Integración
Económica (BCIE). La siguiente tabla A.3 presentan el desglose
Tabla A.3 – Detalles de fuentes de financiamiento.
Descripción
Capital propio
USD
%
2,262.2
5.6
Unidad Ejecutora
297.8
0.7
Tierras
25.0
0.1
Administración
310.4
0.8
Capital de Trabajo
382.0
0.9
1,247.0
3.1
37,993.0
94.4
Inversiones Intangibles
1,275.0
3.2
Inversiones Fijas
36,718.0
91.2
40,255.1
100.0
Intereses preoperacionales y comisiones
Fondos BCIE
Total
Sección B. Línea base y la metodología de seguimiento
B.1 Título y referencia aprobados para el establecimiento de la línea base y metodología
de seguimiento a aplicar en la actividad de proyecto:
La línea base de referencia y la metodología de seguimiento aplicada:
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ACM0002 Metodología de línea base consolidada para generación de electricidad con conexión a red
eléctrica a partir de fuentes renovables, según la (Versión 7 - Diciembre 07)
Las siguientes herramientas fueron aplicadas conjuntamente en la Metodología;
1. Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico (Versión 01)
2. Herramienta para demostrar y calcular la adicionalidad (Versión 04)
B.2 Justificación de la elección de la metodología y la razón porque es aplicable a la
actividad de proyecto:
La metodología de línea base consolidada para la generación de electricidad con conexión a una red de
electricidad a partir de recursos renovables se justifica debido a que el proyecto propuesto consiste en la
construcción y aumento del número de las plantas hidroeléctricas de Nicaragua, las cuales se consideran
de cero emisiones.
La ACM0002 es aplicable a cualquier proyecto de nuevas Plantas de Energía Hidroeléctrica, cuya
densidad de potencia sea mayor a 4 W/m2 (La densidad de potencia es calculado, dividiendo la capacidad
de generación de energía instalada entre la superficie en pleno embalse). Para el caso del Proyecto
Larreynaga, la densidad de potencia es de 347 W/m2 (calculado como la relación entre 17 MW de
capacidad instalada y 5 has de área de superficie 6 ) y la metodología aplica.
B.3 Descripción de las fuentes y de los gases incluidos en el proyecto.
La metodología empleada solo considera las emisiones derivadas de la combustión de las centrales
térmicas, de manera que la reducción de emisiones corresponde al equivalente de energía generada con el
proyecto.
6
El resultado de este cálculo es mayor al hecho del reservorio planificado, tomando en cuenta el flujo de descarga
de la Planta Hidroeléctrica Centroamérica.
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Tabla 4. Fuentes de emisiones
Origen
Línea Base
Actividad del
Proyecto
Generación
Térmica de
Electricidad
Generación de
energía
Hidroeléctrica
Gas
Incluido
Justificación/explicación
CO2
SI
Principal fuente de emisión
CH4
NO
Concentraciones despreciables,
Se excluyen para simplificar
N2O
NO
Concentraciones despreciables,
Se excluyen para simplificar.
CO2
NO
CH4
NO
N2O
NO
No se generan emisiones en proyectos
hidroeléctricos
Las emisiones del CH4 son consideradas
no elegibles por que la densidad es más
grande que 10 W/m2 (según la
metodología)
No se generan emisiones en proyectos
hidroeléctricos
B. 4 Descripción de cómo se identifica el escenario de referencia y descripción de la
línea de base identificada en el escenario:
Según la metodología ACM0002, para actividades de proyectos que no modifican o rehabilitan
instalaciones de generación de electricidad existente, el escenario de línea base consiste en que la
electricidad que será entregada por el proyecto a la red eléctrica nacional, de no ejecutarse el proyecto
seguiría siendo generada por de centrales eléctricas existentes (térmicas) que se encuentran conectadas
a la red y por nuevas fuentes de generación a conectarse. Lo cual se refleja en los cálculos del margen
combinado que se describen en “Instrumento para calcular el factor de emisión para un sistema de
electricidad ".
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Nicaragua está compuesto principalmente de plantas de
energía térmica, las cuales generan energía a través de la combustión de combustibles tales como: Búnker
fuel-oil, diesel y bagazo de caña. La composición del sistema se presenta en la figura B.1 y B.2
siguiente 7 .. La primera parte del escenario de referencia, contempla la mezcla de diferentes tipos de
generación de energía. De manera que se incluye las generadoras que se verán afectadas por la actividad
de proyecto, principalmente por el desplazamiento de las plantas de energía con mayores costos de
operación. En pocas palabras la generación de electricidad que prevalecería, si el proyecto no fuera
ejecutado.
7
Ver Anexo 3 para más información de la composición del Sistema Nacional. Las figuras incluyen ambas partes de
generación (privada y pública).
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La segunda parte del escenario de referencia se refiere a las futuras incorporaciones a la red. Estas podrían
verse afectadas con las plantas junto con las plantas que ya son parte del sistema, en este caso el efecto
procede del impacto del proyecto sobre la oferta, reduciendo el precio, señales que motivan las nuevas
inversiones.
Figura B.1 – SIN capacidad nominal (año 2006)
Fuente: INE
Figura B.2 – SIN capacidad efectiva (año 2006)
Fuente: INE
La generación y la distribución de la energía en Nicaragua esta descentralizada, con mercado regulado.
Sin embargo, el Gobierno provee las reglas para la expansión de la red - principalmente, a través de
informes periódicos por el Ministerio de Energía y Minas- de la mayoría de las inversiones en este sector
por los actores públicos y privados que son libres de escoger el proyecto que quieren desarrollar de
acuerdo a la percepción del mercado.
Para tener una idea de la tecnología que será usada por estos actores para futuras actividades, se deben
adicionar las recientes plantas observadas. En Nicaragua, las plantas que han entrado al Sistema Nacional
han sido geotérmicas (San Jacinto Tizate registrada como proyecto MDL), térmicas (Corinto y Tipitapa) y
biomasa (Monte Rosa y NSEL, la última tiene proyecto MDL). La figura B.3 presenta la capacidad
adicional por tipo de tecnología.
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La figura B.1 hasta la B.4 ilustra que no solamente la térmica es la tecnología más importante en este
momento, también de hecho fuentes de contaminación basada en combustible fósiles están aun entre las
favoritas por inversionistas. Cuando se excluyen a los proyectos MDL de la lista de los últimos 5 plantas
de reciente ingreso al sistema, los resultados son más conclusivo. En este caso, la Lista incluye a CENSA
y las Brisas, ambas son basadas en plantas térmicas y más del 80 % de los 314 MW provisto en los 5
adiciones utilizan fuentes fósiles de combustible, como lo refleja la Figura B.4 siguiente. Este tipo de
adiciones son desplazadas por el proyecto constituyen el segundo aspecto de la línea de base escenario,
asignado por esta metodología.
Figura B.3 – Capacidad adherida al sistema por las últimas cinco plantas que han entrado al
Sistema por tipo de tecnología (sobre un total de 263 MW adherido –considerando proyectos MDL)
fuente: INE
Figura B.4 – Capacidad adherida al sistema por las últimas 5 plantas que entraron al sistema por
tipo de tecnología (sobre un total de 314 MW adicionados- sin proyectos MDL).
C apac ity added to the s ys tem by the las t five plants added to the g rid (not c ons idering C DM projec ts )
81%
Thermal
B iomas s
19%
fuente: INE
B. 5 Descripción de cómo las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero
por fuente que son reducidos por debajo de lo que se habrían ocurrido en ausencia del
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proyecto de Mecanismo de Desarrollo Limpio MDL (evaluación y demostración de la
adicionalidad):
La actividad de proyecto reducirá las emisiones a través del desplazamiento de la energía eléctrica
generada a partir de un combustible fósil, por energía producida a partir de fuentes renovables como la
hidroeléctrica, con cero emisiones de CO2 a la atmósfera asociada con sus operaciones. Para la
demostración de la adicionalidad se utilizó la herramienta proporcionada por la UNFCC/CCNUCC en su
Versión 04 8 .
Paso 1: Identificación de alternativas para la actividad del proyecto en consonancia con las leyes
vigentes y reglamentos.
Sub-paso 1a: Definición de las alternativas de la actividad del proyecto
Siendo las alternativas para la actividad de proyecto las siguientes:
•
•
•
Generación de electricidad empleando fuel-oíl
Plantas hidroeléctrica no realizadas como un proyecto del MDL;
Otros proyectos de energía renovable (la geotérmica o la biomasa)
Sub-paso 1b: Coherencia con las regulaciones y leyes obligatorias.
Todas las alternativas mencionadas anteriormente deben dar cumplimiento con leyes y reglamentos
obligatorios establecidos en Nicaragua. Como se ha indicado en el la descripción del escenario de
referencia, el 57% de la red nacional de generación consiste en la generación térmica; 17% en la
generación de biomasa; el 14% en la generación de energía hidroeléctrica y el 12% en la generación de
energía geotérmica. Estas cifras incluyen tanto plantas públicas como privadas, y por tanto, aportar
pruebas de que las actividades como las de la alternativa elegida ya están llevando a cabo en Nicaragua.
Indicando que alternativas como la del proyecto no experimentan inconvenientes respecto a normativas
nacionales en vigor.
Paso 2: Análisis de barrera
Sub-paso 2a: Identificación de barreras que impidan la aplicación de la propuesta del proyecto MDL.
Existen varias barreras importantes para la ejecución de este proyecto, debido a que este es un proyecto
del sector público, se debe garantizar la rentabilidad y la sostenibilidad, es decir, la condición de que el
proyecto se lleva a cabo si los ingresos del proyecto son suficientes para pagar su funcionamiento y
expansión de gastos. De manera que los principales obstáculos que enfrenta el proyecto deben ser
tecnológicos y no económicos o financieros.
8
“Herramientas para la demostración y evaluación de la adicionalidad”, Versión 04 - UNFCCC. Disponible en
http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/AdditionalityTools/Additionality_tool.pdf
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Esta situación crea un sesgo hacia la elección de la bien conocida tecnología térmica en lugar de
alternativas de energía renovables. Las siguientes constituyen las principales barreras para el proyecto:
Barreras Tecnológicas:
De los primeros en su tipo después de tres décadas.
Desde hace más de tres décadas la tecnología más popular en Nicaragua es la generación de energía
térmica a través del empleo de combustible fósil, así como plantas geotérmicas y por tanto, toda la
experiencia ha sido orientada a ese sector.
En la actualidad no se cuenta con muchas centrales hidroeléctricas que trabajen en el país, las centrales
más conocidas son: la Centroamérica y Santa Bárbara, las cuales se construyeron 1965 y 1972
respectivamente, lo que indica que la inversión en esta área ha sido muy poca, luego de más de 3 décadas
sin inversión en este tipo de tecnología. Este vacío de experiencia conlleva a que este tipo de proyectos
sea percibido como riesgoso debido a que existe experiencia acumulada en la parte érmica no así en este
tipo de tecnologías. Adicionalmente, consultores externos son requeridos para elaborar los estudios de
factibilidad en este sector y se requerirá personal externo para conducir la construcción de la planta. Sin
embargo, se asume que con este proyecto, el país junto con los participantes puedan acumular
experiencias y conocimiento así como la transferencia tecnológica, el cual se había perdido en el pasado.
La contraparte de este aspecto como barrera, convirtiéndose en alternativas poco atractivas para el
inversionista.
El Mercado de Ocasión y los riesgos hidrológicos.
Otra de las barreras relacionadas a este tipo de proyectos como Larreynaga, es su capacidad limitada de
almacenamiento de agua. Con solamente la capacidad estimada de almacenamiento, la planta requiere en
todo momento para la operación, las aguas turbinadas de la Planta Centroamérica, que depende del Lago
de Apanás. Como resultado, no existe manera para que proyecto pueda mitigar la sequía y los períodos de
poco flujo de caudal. Esto expone a que el proyecto pueda operar también en el mercado de ocasión
durante los meses de Noviembre a Mayo al establecer compromisos con el distribuidor Unión Fenosa que
puede facilitarse. Si existe una sequía normal en este período el país tendría que comprar energía en el
mercado de ocasión con un alto precio significativo para satisfacer la demanda, Adicionalmente, el
proyecto tendría retornos muy volátiles sobre base anual de retorno. La figura B.4 presentas el record de
las estimaciones de la generación eléctrica basada en el flujo histórico de la Planta Centroamérica.
Si se decide construir una presa más grande sobre el Río Cacao para el almacenamiento, el riesgo
tecnológico sería aliviado, pero los costos serían mayores para la construcción y por el impacto ambiental
que causaría, a lo que le debemos a agregar las emisiones de GEI debidas a la material vegetal en la zona
inundada, que entrarían en descomposición anaeróbica, así como la problemática de tenencia de tierra que
surgiría al exigir el desplazamiento de familias locales, lo que causaría un impacto negativo sobre el
proyecto y el país mismo, tal a como se demostró con el proyecto (El Copalar) el cual involucraba una
presa grande junto con un reservorio mucho mayor. En este sentido, hubo resistencia de parte de la
población para abandonar sus áreas de siembra y vivienda 9 .
9
El Proyecto requiere el desplazamiento de unas 25,000 personas. Ver mayor información en:
http://www.elnuevodiario.com.ni/2006/12/16/nacionales/36572 (en español)
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Figura B.4 – Generación estimada por registro hidrológico histórico.
120,000
100,000
MWh
80,000
60,000
40,000
20,000
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
1969
1967
1965
0
Año
Estimated Generation (MWh)
Average (MWh)
Fuente: Propia de los autores, que tomaron los flujos históricos de la Planta Hidroeléctrica
Centroamérica.
Riesgos territoriales.
El desplazamiento de los habitantes locales es otro aspecto distintivo de proyectos hidroeléctricos que
está ausente en otras alternativas como la geotérmica, la biomasa y de las instalaciones de potencia
térmica. Sin embargo, el Proyecto Larreynaga requiere un mínimo de desplazamiento de población, lo
cual ha sido compensado por las autoridades que han logrado un acuerdo con los propietarios de las
tierras para adquirir las propiedades necesarias para el Proyecto. ENEL ha logrado un acuerdo voluntario
de hecho con los propietarios en correspondencia con lo establecido en la Ley de Industria Eléctrica (Ley
No. 272) para la venta de las propiedades de los propietarios donde se desarrollará el proyecto. Este tipo
de barreras para otras alternativas como Plantas Térmicas de diesel o fluel oil,por ejemplo, no se presenta
por que son pequeñas áreas requeridas y tienen mucho más flexibilidad para localizar de manera optima la
infraestructura.
Riesgos por la construcción de túneles.
Otra barrera tecnológica son los costos de instalación y construcción de túnel para la conducción del
agua, hacia la cámara de válvulas y la casa de máquina. Los 2.5 Km de túnel requerido para el proyecto
ocupa el 83% del monto total de la estructura hidráulica. Para minimizar el número de áreas afectadas por
el túnel, implica muchos riesgos como los deslizamientos de tierras, las aguas subterráneas, condiciones
geotécnicas, la probable presencia de gases y la falta de conocimientos técnicos como se ha señalado
anteriormente. Todo esto factores aumentan considerablemente los costos del contingente, por lo tanto,
contribuyen a incrementar el riesgo global del proyecto.
Barreras Políticas.
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Además de todos los riesgos tecnológicos, existe también un importante riesgo político asociado con la
puesta en marcha de un proyecto hidroeléctrico. Así como la oposición de los medios de comunicación y
la opinión pública motivada por la mala experiencia de la propuesta hidroeléctrica COPALAR. Aunque
no es comparable a Larreynaga (por ejemplo; tecnología, escala, etc) la población puede tener
sentimientos contra los proyectos hidroeléctricos en general, los cuales demandarán esfuerzos adicionales
para presentar las diferencias entre este proyecto y Copalar.
Sub-paso 2b: Demostración de que las barreras identificadas no impedirán la ejecución de al menos
una de las alternativas (excepto la actividad del proyecto propuesto)
Las Instalaciones térmicas es la tecnología que prevalece en la red de Nicaragua, sin embargo los
obstáculos antes mencionados tales como falta de experiencia, aspectos políticos y otros no han sido un
impedimento para el desarrollo de estas instalaciones, de las cuales muchas han sido construidas en los
últimos años.
Las plantas térmicas que son muchas las que han sido construidas en los años recientes, ninguna tiene
riesgo asociados a la experiencia para esta tecnología, ni las de biomasa. De hecho 4 de las 5 plantas
construidas son térmicas (dos de biomasa y 2 fósiles térmicas). La otra planta es geotérmica, pero ambas
plantas y una de las de biomasa están registradas como proyecto MDL:
Las barreras relacionadas con el tamaño del embalse no son aplicables a las instalaciones térmicas, sin
embargo tanto los combustibles fósiles como la biomasa podrá igualmente presentar escasez para producir
electricidad por diferentes motivos como la temporada de veda forestal en determinados períodos.
Los requisitos geográficos para una planta de generación a partir de combustible fósil o biomasa, son
considerablemente inferiores para la actividad de proyecto propuesta. Siempre que exista la capacidad
física para el transporte y el acceso de materiales utilizados como combustibles (por ejemplo, el bagazo
de caña o gas), esta planta puede construirse casi en cualquier lugar. A diferencia de los Proyectos
hidroeléctricos, que están ligados a características topográficas específicas, especialmente en alternativas
como la del proyecto propuesto, donde una planta rió abajo es creada con el objeto de aprovechas las
aguas turbinadas descargada de otra central hidroeléctrica. Incluso, la compra y venda de las propiedades
para la construcción del proyecto no ha tenido retrasos, por que el Gobierno logró tener un acuerdo
voluntario con los dueños para tener una buena relación al respecto.
Otro de los riesgos tecnológicos, en particular por el túnel es irrelevante para las plantas que queman
diesel o bunker. La técnica de construcción y la tecnología para esos proyectos es bien conocida y
estandarizada como resultado de costos de inversión muy bajos y de bajo riesgo.
Todo esto demuestra que las barreras identificadas para el proyecto Larreynaga no afectan la construcción
y puesta en marcha de una Planta hidroeléctrica, por lo tanto, este paso de la adicionalidad es totalmente
cumplido.
Paso 3: Análisis de Prácticas Comunes.
Sub-paso 3a: Análisis de otras actividades similares a la actividad del proyecto propuesto.
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Tal a como se ha señalado anteriormente, no existe comparación con este proyecto hidroeléctrico por que
no se han construido en más de tres décadas, otros similares. Existen dos plantas que operan actualmente,
la Santa Bárbara y la Centroamérica, las cuales tiene una capacidad de 50 MW cada una. Esto implica la
diferencia de escala con Larreynaga que es de 17 MW de capacidad instalada.
De hecho, si nosotros definimos Actividades similares para incluir cualquier actividad basada en energía
renovable (por ejemplo no solamente hidro), estaríamos argumentando un límite a la definición que no es
comparable a las actividades que están tomando lugar actualmente. La Tabla B.2, presenta los principales
aspectos de todas las plantas en la red nacional en 2006.
Con este argumento, y con la información presentada por la Tabla B.2 se aclara mejor la actividad del
proyecto sobre prácticas comunes en Nicaragua.
Tabla B.2 - Red Nacional de Nicaragua “Sistema Interconectado Nacional – SIN” (2006)
Tipo de Planta
Nombre de la Planta
Thermal Plants
(fossil fuels)
(57 %)
Thermal Plants
(biomass) (17%)
Hydroelectric
Plants (14%)
Capacidad
(MW)
%
Privadas /
públicas
Actividad de proyecto
comparable.
Nicaragua (GEOSA)
106
14%
Private
Not a renewable energy source
Managua (GECSA)
57.4
7%
Public
Not a renewable energy source
Censa - Amfels
Empresa Energética de Corinto,
Ltda
63.9
8%
Private
Not a renewable energy source
74
10%
Private
Not a renewable energy source
Tipitapa Power Company
52.2
7%
Private
Not a renewable energy source
Chinandega (GEOSA)
14
2%
Private
Not a renewable energy source
Las Brisas (GECSA)
Nicaragua Sugar Estate Ltd
(NSEL)
65
9%
Public
Not a renewable energy source
59.3
8%
Private
Different scale
Monte Rosa
67.5
9%
Private
CDM - Different scale
Centroamérica (HIDROGESA)
50
7%
Public
Different scale
Santa Bárbara (HIDROGESA)
Ormat Momotombo Power
Company
54.4
7%
Public
Different scale
77.5
10%
Private
10
2%
Private
Different scale
CDM – San Jacinto is expected
to increase its capacity by
56MW. Thus, the final scale of
this project (66MW) more than
trebles the scale of Larreynaga.
Geothermal
Plants (12%)
Polaris Energy Nicaragua, SA
(PENSA – San Jacinto)
Total Red Nacional
751.2
Fuente: ENEL
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Sub-paso 3b: Discusión de opciones similares que puedan ocurrir.
Tal a como se ha presentado anteriormente, no existe opciones similares que puedan ocurrir. Sin embargo,
para cumplir con los pasos, se ha demostrado la adicional del proyecto propuesto como MDL utilizando
la “Herramienta para la demostración y evaluación de la Adicionalidad (Versión 04).
B.6 Reducción de emisiones:
B. 6.1 Explicación de opciones metodológicas:
Paso 1: Identificación de los sistemas de energía eléctrica relevantes
Para determinar el factor de emisión se considerara como sistema eléctrico a las conexiones por líneas de
transmisión que en Nicaragua está formado por el Sistema Interconectado Nacional (NIS), al cual estará
conectado el proyecto propuesto. La Autoridad Nacional Designada de Nicaragua, ha manifestado que el
Proyecto Larreynaga estará conectado a la SIN.
Para el sistema eléctrico del proyecto se considerara la extensión espacial de las plantas de energía que
están físicamente conectadas a través de líneas de transmisión y líneas de distribución para la actividad de
proyecto y que puedan ser despachadas sin grandes restricciones en la transmisión. De manera que el
sistema eléctrico del proyecto se define dentro de los mismos límites del sistema eléctrico conectado, por
estar el proyecto directamente conectado al Sistema Interconectado Nacional de Nicaragua. (ver la
sección A.4.1 y A.4.3 para mayores detalles)
Como electricidad transferida se considerará la energía transferida a los sistemas de electricidad
conectados al sistema eléctrico del proyecto, la cual incluye las importaciones de electricidad y las
transferencias de electricidad conectada a las redes de electricidad que se definen como exportaciones de
electricidad. En ambos casos, el sistema eléctrico y el proyecto están conectados dentro de esos límites
por lo cual se asume el escenario más conservador, siendo el factor de emisión (EF) igual a cero
tCO2/MWh, para la producción neta de electricidad importada (EF red, importaciones, y).
Paso 2: Selección del método de margen operativo (OM):
El factor de emisión para el margen operativo OM, se determina de acuerdo a la opción mostrada en la
metodología ACM0002 Paso 2. Esta elección es justificada por el bajo costo/corridas del recurso que ha
constituido menos que el 50 % del total de la generación para los últimos 5 años 10 , y desde la información
horaria por opción (c) del Análisis de Información del Despacho OM que no está disponible por el país.
Paso 3: Cálculo del factor de emisión de margen operativo de acuerdo al método seleccionado:
La información de los últimos 3 años de datos disponibles fue colectada para calcular ex-ante, utilizando
la siguiente ecuación.
10
Ver anexo 3 para la composición de la red nacional.
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Ecuación (1)
Donde:
EFgrid,OM simple,y
: Factor de emisión del margen operativo simple, de CO2 /anual (tCO2/MWh)
FCi,m,y
: Combustibles fósiles consumidos por planta de energía en unidad de masa o
volumen en el año
NCVi,y
:Valor calorífico neto (contenido energético) de combustibles fósiles
por tipo/año (GJ/masa o de volumen unidad)
EFCO2,i,y
: Factor de emisión de CO2 de combustibles fósiles en el año y (tCO2/GJ)
EGm,y
: Electricidad neta generada y entregada por la planta de energía a la red de
Energía por unidad en el año y (MWh)
m
: Todas las plantas de energía /unidades al servicio de la red en el año
i
:Todos los tipos de combustible fósil quemado en las plantas de energía por año
y
:Cualquiera de los tres últimos años para los cuales se dispone de datos en el
momento de la presentación de la PDD-MDL para su validación o aplicable al
año durante el seguimiento.
Esta fórmula se utiliza ya que es la forma simple recomendada para calcular el factor de emisiones del
OM, teniendo en cuenta el hecho de que información relativa a datos sobre el consumo de combustible y
generación neta de electricidad de cada central/unidad (opción a) está disponible.
Paso 4: Identificar las unidades de generación para ser incluidas en el margen construido:
El facto de Margen Construido se realizó según las indicaciones en el paso 4 para el establecimiento de la
metodología. Para este cálculo se considera a m como las adiciones más recientes - las cuales serian
usadas para establecer el Margen Construido – que son obtenidas de la tabla B.5 El Grupo m consiste que
las cinco plantas de más reciente construcción o la capacidad adicional para el sistema eléctrico que
comprende el 20 % del sistema de generación y que ha sido instalado recientemente. La alternativa la cual
comprende la más larga generación anual fue escogida. De estas dos opciones, la primera alternativa fue
escogida 11 .
.
11
Ver “Herramientas para calcular el factor de emisiones para un sistema eléctrico.” (página 13).
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En nuestro caso, establece m es definitivo de la siguiente manera:
Tabla B.5 – Adiciones recientes a la red nacional en Nicaragua.
(Unidades que ingresaron recientemente al SIN)
Unidad
NSEL U2 Y U3
Momotombo
CENSA ‐ Unidades Mak
ENRON Corinto U4
Tipitapa
Tegnología
Combustión
Biomasa
Geotérmica
Térmica
Térmica
Térmica
2,004
2,002
2,000
2,000
1,999
Fuente: INE
(*) La planta complete es considerada en su ingreso de operación.
Paso 5: Cálculo del margen de construcción del factor de emisiones;
El Margen Construido (MC) del factor de emisión se obtiene de acuerdo a la siguiente ecuación:
Ecuación (2)
Dónde:
EFgrid, MC,y
:
Margen del factor de emisión de CO2 en el año (tCO2/MWh)
EGm,y
:
Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por unidad
de energía en el año (MWh)
EFEL,m,y
:
Factor de emisión de CO2 de la unidad de energía en el año (tCO2/MWh)
m
:
Potencia unidades incluidas en el margen
y
:
Año histórico más recientes para el cual se dispone de datos de
generación de energía
En este caso, el factor de emisión de CO2 de cada unidad de energía (EFEL,m,y) debe determinarse a
través de;
Ecuación (3)
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Dónde:
EFEL, m, y
:Factor de emisión de CO2 de la unidad de energía en el año (tCO2/MWh)
FCi,m,y
:Combustibles fósiles consumido por unidad de energía en el año
NCVi,y
:Valor calorífico neto (contenido energético) de combustibles fósiles tipo en
el año
EFCO2,I,y
:Factor de emisión de CO2 de combustibles fósiles en el año (tCO2/GJ)
EGm,y
:Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por unidad
de energía m en el año (MWh)
m
:Todas las unidades de energía al servicio de la red en el año
i
:Todos los tipos de combustible fósil quemado en la unidad de energía al
año
y
:Cualquiera de los tres últimos años para los cuales se dispone de datos
en el momento de la presentación de la PDD-MDL para su validación por la
DOE (ex ante) o aplicables durante el año de monitore (ex post) siguiente la
información y las guías establecidas.
Paso 6: Cálculo del margen combinado del factor de emisiones:
Finalmente, el margen combinado del factor de emisión (EFCM) se calcula como la media ponderada del
margen operativo (OM) del factor de emisión y el margen de emisión (BM) calculado anteriormente:
Ecuación (4)
EFCM = ωOM × EFOM + ωBM × EFBM
Con:
ωOM + ωBM = 1
De acuerdo a la metodología las ponderaciones utilizadas a lo largo del primer período de acreditación
son el 50% para cada factor, de tal forma que al sumarse ambos resulte 1 a como se establece en la
metodología.
Las emisiones de la línea base de referencia para el proyecto se calcularon aplicando:
Ecuación (5)
BEy = EFCM * Generacióny,
Donde Generación es la electricidad generada por la propuesta de proyecto del MDL en el año (en
MWh).
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Generalmente, la reducción de emisiones de cualquier año para un proyecto, se calcula como la diferencia
entre las bases de referencia y las emisiones del proyecto, el cual incluye la prueba de pérdidas atribuibles
al proyecto. Sin embargo, como se ha mencionado con anterioridad el proyecto Larreynaga consta de una
planta hidroeléctrica cuya densidad de potencia está muy por encima del 10W/m2, de manera que no hay
fugas de emisiones para esta actividad de proyecto. Por lo tanto, la reducción de reducciones de
Larreynaga son iguales a las del escenario de referencia las emisiones estimadas, de acuerdo a la
metodología.
B.6.2. Datos y Parámetros que son disponibles para la validación:
Data / Parámetro:
NCVi
Unidades de los dato:
MMBtu/103 gal
Descripción:
Valor calorífico neto (contenido de energía) por unidad
de volumen de combustible
Fuente de los datos utilizados:
Administración de Información sobre Energía (EIA)
Anual Energy Outlook 2007 (disponible en
http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/index.html)
Valor aplicado:
Fuel Oil: 149,690
Diesel: 138,071
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Algún comentario:
Datos locales o regionales que no está a disposición
del público. EIA valores que se han utilizado que no
requerirá la conversión de volumen a unidades de
masa.
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Data / Parámetro:
EFí
Unidades de los datos:
Descripción:
tCO2/MMBtu
factor de emisión de CO2
Fuente de los datos utilizados:
Directrices del IPCC para gases de efecto
Invernadero(2006)
Valor aplicado:
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Fuel Oil: 0,0796523 valor original: 75,5 tCO2/TJ (TJ =
947,87 MMBtu) Diesel: 0,0765928 valor original: 72,6
tCO2/TJ
No hay otros datos a disposición del público. Directrices
del IPCC se han utilizado de forma conservadora.
Algún comentario:
La conversión de TJ a MMBtu se realizo utilizando la
equivalencia de 1 TJ es igual a 947,877 MMBtu
(www.unit-converter.org)
Data / Parámetro:
fi,j,y y Fi,y,m,
Unidades de los Datos:
103 gal
Descripción:
Monto de cada uno de los combustibles fósiles
consumidos por cada central (fija j y m)
Fuente de los datos utilizados:
INE
Valor aplicado:
Series cronológicas con los datos disponibles (datos
más recientes disponibles), Ver Anexo 3
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Algún comentario:
Los datos se obtuvieron de fuentes oficiales.
Esta información está a disposición del público en
http://www.ine.gob.ni/PagElctric.html
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Data / Parámetro:
EGj,y y EGm,y
Unidades de los datos:
MWh
la generación de electricidad anual de cada central
(fija j y m)
Descripción:
Fuente de los datos utilizados:
Valor aplicado:
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Algún comentario:
INE
Series cronológicas con los datos disponibles (datos
más recientes disponibles), ver Anexo 3
Los datos se obtuvieron de fuentes oficiales.
Esta información está a disposición del público en
http://www.ine.gob.ni/PagElctric.html
Data / Parámetro:
Nombre de Planta
Unidades de datos:
Texto
Descripción:
Identificación de fuentes de energía para el OM (todas
las plantas en la red)
Fuente de los datos utilizados:
Valor aplicado:
INE
Series cronológicas con los datos disponibles ver en
anexo 3
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Algún comentario:
Esta información está a disposición del público en
http://www.ine.gob.ni/PagElctric.html
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Data / Parámetro:
Nombre de Planta
Unidades de datos:
Texto
Descripción:
Identificación de fuentes de energía para el Margen
Construido MC (todas las plantas en la red)
Fuente de los datos utilizados:
Valor aplicado:
INE
Tabla B.3
Justificación de la
elección de los datos o
descripción de
métodos de medición
y los procedimientos realmente
aplicado:
Algún comentario:
Esta información está a disposición del público en
http://www.ine.gob.ni/PagElctric.html
B.6.3 Cálculo de la reducción de las emisiones previo o ex-ante del proyecto
La reducción de las emisiones del proyecto se calcula como la media ponderada de un margen operativo
(OM) y un margen constructivo (BM), empleando la “herramienta para calcular el factor de emisión para
un sistema eléctrico”, siendo el margen operativo el que capta el efecto del proyecto sobre el
funcionamiento de las centrales eléctricas que forman parte actualmente de la red.
El impacto en el margen operativo representa el hecho de que el sistema operador ajusta la producción de
otras instalaciones existentes en el sistema, en respuesta a la salida del recientemente añadido, por bajo
costo marginal del proyecto. Las primeras plantas desplazadas son las que emplean productos de petróleo
combustibles que normalmente son las que tienen altos costos marginales. De manera similar, se calculará
el margen para un pequeño proyecto que pueden evitar o retrasar la puesta en funcionamiento de nuevas
fuentes de generación, siendo probable que siga la reciente tendencia de las nuevas adiciones a la red.
La media ponderada de los resultados es un margen combinado del factor de emisión (CM), que
representa ambos efectos. De esta manera, en un escenario hipotético donde la red nacional está
compuesta principalmente de plantas que emplean combustibles fósiles, pero que en la reciente tendencia
es avanzar hacia posiciones tecnológicas más favorables al medio ambiente, el margen operativo del
efecto, sobre el margen combinado sería atenuado por un menor margen.
En cuanto a las fuentes de datos, tanto las estimaciones del OM y el BM se calcularon usando series de
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tiempo de proporcionadas en la página web del INE (Instituto Nicaragüense de Energía - Instituto
Nicaragüense de Energía), para los años más recientes de los que se dispone de información, así como
empleo de las Directrices del IPCC (2006), cuando las estimaciones nacionales de parámetros crítico no
están disponibles.
Dado que el proyecto no produce ninguna de las emisiones de GEI (por su densidad de potencia superior
a 10 W/m2) tampoco genera emisiones por fuga, se emplea el margen combinado del factor de emisiones.
Así mismo, la estimación de generación de Larreynaga es utilizada para determinar el número de
emisiones de GEI que son desplazadas de la red por el proyecto.
Determinación del Margen Operativo
En Nicaragua los únicos combustibles utilizados para la generación de electricidad son el Búnker fuel oil
y el Diesel, ambos derivados del petróleo, de manera que se a partir de esta información se dimensiona el
consumo de combustible de toda la red, así como la energía generada durante los últimos 3 años. Las
tablas B.3 y B.4 ofrecen más información al respecto. Esta combinación con el NCVi (de la información
en la Tabla B.6.2) tiene toda la información necesaria para calcular el EFgrid,OM simple,y (EFOM) de acuerdo
a la formula (1). El valor obtenido de este cálculo es EFOM = 0,7996 tCO2/MWh
Tabla B.3 Consumo de combustibles fósiles por tipo de plantas térmicas nacionales y las
emisiones equivalentes tCO2 - Años 2004 a 2006
Volumen Miles de galones
Tipo de combustible
Búnker
Diesel
2004
133,465
2,362
Coef
tCO2
2005
124,672
2,136
2006
tCO2/miles de glns
2004
2005
2006
136,273 11.9232 1,591,330
1,486,489
1,624,810
5,123 10.5753
24,979
22,589
54,177
4,804,374
Fuente; Autores basándose en la información de INE, EIA y las Guías del IPCC 2006.
Tabla B.4. Generación del Sistema Interconectado Nacional por tipo de combustible.
2004-2006
Net Generación (MWh)
Tipo de Total
2004
2005
2006
Combustible
Fuel Oil
1954,870
1842,160
1988,996
5786,026
Diesel
25,990
25,340
69,128
120,458
Importaciones
23,310
25,160
53,319
101,789
Total
6008,273
Fuente: INE
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Determinación del Margen Constructivo
En cuanto al margen de construcción del factor de emisión (BM), una vez que el grupo m de las unidades
instaladas recientemente es definido (Tabla B.5), los cálculos son elaborados de acuerdo a “Herramientas
para el cálculo del factor de emisiones para un sistema eléctrico”.
La Tabla B.6 presenta el consumo y los cálculos de las emisiones totales de los últimos tres años de cada
planta seleccionada (ver Tabla B.5). Entonces en la Tabla B.7 se presenta toda la generación de los
últimos años disponible en 2006. Con la información en ambas tablas, el factor del coeficiente de emisión
EFEL, m, y es calculado usando la formula (3).
Tabla B.6 Adiciones recientes a la red, consumo de combustibles fósiles por tipo y
emisiones de tCO2 en 2006.
Tipo de Consumo de Coef (tCO2/miles Comsutible
bunker
glns
Unidad
tCO2
NSEL U2 y U3
Biomasa
0
0
0
Momotombo U3
Geotérmica
0
0
0
CENSA Unidades Mak
Térmica
7,638
11.9232
91,070
ENRON Corinto
Térmica
31,744
11.9232
378.493
Tipitapa
Térmica
25.597
11.9232
305.201
Total
774.764
Fuente; Estimaciones de los Autores basados en datos de INE, EIA y Guía del IPCC 2006
Tabla B.7 Adiciones recientes al Sistema, Generación Neta del período 2004 - 2006
Unidad
NSEL U2 y U3
Momotombo U3
CENSA Unidades Mak
ENRON Corinto
Tipitapa
Tecnología Año de inicio
Biomasa
2,004
Geotérmica
2,002
Térmica
2,000
Térmica
2,000
Térmica
1,999
Total
Generación Neta MWh
65,187
47,105
97,415
528,403
420,184
1,158,294
Fuente: INE
Fórmula (2) es aplicada usando la siguiente información EFgrid, MC,y (EFMC) = 0,6689 es el resultado. Ahora
nosotros podemos estimad que CM Factor de Emisión (EFCM) y el número de emisiones de Gases de
Efecto Invernadero reducido por el proyecto. Estos resultados se concluyen la siguiente sección:
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B.6.4
Summary of the ex-ante estimation of emission reductions:
Tabla B.8 – Resumen de las estimaciones de las reducciones de emisiones ex ante del Proyecto. (*)
Parameter
OM weight
BM weight
CM (tCO2 / MWh)
Project generation (MWh)
Emissions reduced
2008
(20%)
0.50
0.50
0.7343
29,229
21,463
2009
0.50
0.50
0.7343
73,073
53,658
2010
2011
2012
2013
2014
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.50
0.7343 0.7343 0.7343 0.7343 0.7343
73,073 73,073 73,073 73,073 73,073
53,658 53,658 53,658 53,658 53,658
2015
(80%)
0.50
0.50
0.7343
43,844
32,195
(*) Para estos propósitos, las emisiones reducidas del 2010 se agregaron hasta el 2017.
B.7
Aplicación de la metodología de monitoreo y descripción del plan de monitoreo:
B.7.1
Datos y parámetros monitoreados:
Dato/Parámetro:
EGy
Unidad de los datos:
MWh
Descripción:
electricidad suministrada a la red por el proyecto
Fuente de datos utilizados:
El sitio de medición del sistema
(mismos datos presentados al INE / SIN)
Valor de los datos aplicados con el
propósito de calcular la reducción de las
emisiones esperadas
Descripción de métodos de medición y los
procedimientos que deben aplicarse:
Procedimientos de GC / CC para
se aplicará:
Algún comentario:
Los datos se medirán en el lugar cada hora.
(se mantendrán registros mensuales)
El equipo de medición tendrá un error máximo de 0,2 y
se calibrarán periódicamente de acuerdo
a las normas locales para las transacciones de electricidad
en el SIN.
Los datos pueden ser dos veces verificados por la
recepción de las ventas a la red.
Se emplearán dos equipos de medición de energía, uno
como el principal medidor y el otro como una copia de
seguridad.
Los equipos serán certificados por el Instituto
Nicaragüense de Energía (INE).
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Dato/Parámetro:
Unidad de los datos:
Descripción:
Fuente de datos utilizados:
Valor de los datos aplicados
con el propósito de calcular la reducción
de las emisiones esperada
Descripción de métodos de medición
y los procedimientos que deben
aplicarse:
Procedimientos de GC / CC para
se aplicará:
Algún comentario:
B.7.2
Área
m2
Superficie de embalse a nivel de rebose
Un sitio de medición
Medido en el inicio del proyecto
Descripción del Plan de Monitoreo:
De acuerdo con la metodología ACM0002, tanto el OM y el BM del factor de emisión pueden estimarse
utilizando ya sea ex antes o ex después de la adición del proyecto y por ende de la obtención de datos,
para el presente proyecto. Por lo tanto, sólo la generación de electricidad a partir de la actividad de
proyecto propuesta debe controlarse a fin de estimar la cantidad de las emisiones desplazadas. Esta se
calcula utilizando los datos de generación del proyecto junto con el factor de emisión CM ex ante al
proyecto, aplicando la ecuación (5) seguida en la sección B.6.3
El dueño operador del proyecto implementara una estructura de gestión que permita realizar supervisiones
al sistema perfectamente. Esta estructura se describe en la figura B.5 La Ingeniería y la Administración
del Proyecto será responsable para el monitoreo de las Emisiones reducidas, manteniendo el record y la
implementación de procedimientos QA. Toda la información de este departamento será consistente y
verificable con toda la información de los otros departamentos en caso de una Auditoría Externa que
pueda requerirse. El gerente del departamento de operaciones realizará regularmente visitas al sitio para
asegurar que todo se desarrollar de acuerdo a los parámetros establecidos en caso de ocurrir una auditoria.
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Figura B.5 – Estructura para el Proyecto Larreynaga
Gerente
General
Unidad de
Adquisiciones
Medio Ambiente
y Seguridad
Ocupacional
Asesoría Legal
Departamento
Financiero
Departamento
de ventas
Departamento
de Ingeniería y
Gerencia de
Proyectos
Departamento
de Operaciones
B.8
Fecha de terminación de la aplicación del estudio de línea de base y metodología de
monitoreo, así como el nombre de la entidad o persona responsable.
Este estudio de línea de base y la aplicación de la metodología para el monitoreo fue completada el
30/01/2008 por Geoingeniería Ingenieros Consultores S.A. San Jose, Costa Rica. Tel: + 506-2231.00.15;
[email protected]
SECTION C. Duración de la actividad del Proyecto / período de acreditación
C.1
Duración de la actividad del proyecto:
C.1.1. Inicio de la actividad del proyecto:
Enero 14th, 2008
C.1.2. Vida útil estimada para la actividad del proyecto:
El proyecto está estimado a más tardar 25 años y 0 meses. Luego de ello, necesariamente se realizarán
inversiones adicionales para mantener la planta en operación.
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C.2
Elección del periodo de acreditación e información relacionada:
C.2.1. Período de acreditación renovable.
C.2.1.1.
Fecha de comienzo del primer periodo de acreditación:
El primer periodo de acreditación será en Noviembre, 1ro del 2010.
C.2.1.2.
Plazo del primer período de acreditación:
7 años 0 meses.
C.2.2. Período de Acreditación fijo:
C.2.2.1.
fecha de inicio:
No es un período de acreditación fijo.
C.2.2.2.
Término:
No es un período de acreditación fijo.
SECCION D. Impactos Ambientales.
D.1.
Documentación sobre el análisis de los impactos ambientales, incluyendo impactos
transfronterizos:
Un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue llevado a cabo por ENEL en Noviembre del 2006. El estudio
concluye que “… desde el punto de vista del entorno y condiciones ambientales, el sitio del proyecto
ofrece condiciones optimas para el desarrollo del proyecto 12 ” y De acuerdo a los resultados del análisis
integral del Estudio de Impacto Ambiental, donde se han tomado en cuenta, el equipo técnico considera
que el Proyecto Larreynaga es viable ambientalmente para ejecutarse en el sitio propuesto, sobre
medidas ambientales establecidas.” Concluyéndose que el Proyecto Hidroeléctrico Larreynaga es
ambientalmente viable para su ejecución. El original del DIA puede ser entregado si se solicita. 13 .
D.2.
Si los impactos ambientales son considerados importantes por los participantes en el
proyecto o por el País Huésped, por favor proporcionar conclusiones y todas las referencias a al
documentación de apoyo para la realización del estudio de impacto ambiental realizado de
conformidad con los procedimientos del País Huésped:
12
ENEL, “Adendum al Estudio de Impacto Ambiental”, Noviembre 2006. Page 127
13
Versión en español solamente del DIA.
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El proyecto dentro de su propuesta de monitoreo presenta una estructura de gestión donde ha establecido
una unidad ambiental con el objeto de establecer medidas de gestión medioambiental para minimizar
impactos ambientales que puedan afectar la zona y a sus habitantes.
Para proyectos de esta tipo se identifican tres tipos de impactos ambientales de manera general, los cuales
pueden atribuirse a cualquier proyecto en particular, estos son; los impactos sobre medio físico, medio
biótico y socioeconómico. Analizando detalladamente cada uno de ellos tenemos:
En el medio físico:
Atmósfera: El único impacto sobre la atmósfera se podría producir durante la etapa de de la construcción
de infraestructuras, por presencia de polvos y material particular. Con el objeto de evitar esto se regara el
área afectada.
Tierra: sobre la tierra no se espera un impacto de magnitud, solamente el impacto que se producirá sobre
la tierra inundada en la zona de la presa. Se ha trazado actividades de reforestación de la cuenca del Río
Viejo aledaña al proyecto, donde se involucrara a los habitantes locales. Así mismo se realizara
restauración de la cubierta vegetal en la parte alta de la presa.
Agua: El acceso a la presa, así como otros usos para el depósito del agua será objeto de permanente
supervisión y control para asegurar la calidad del agua, así como garantizar el caudal ecológico del Río
Viejo, con el objeto de asegurar el albergue de las aves migratorias, y la armonía del ecosistema.
Desechos líquidos y sólidos: Para evitar daños de las máquinas la introducción de acuáticos plantas o
extraños objetos, se instalaran barreras para capturar el material solidó, así mismo se instalara un
biodigestor para eliminarla sin riesgo para los residuos. Los desechos ordinarios restantes serán
eliminados de acuerdo a las normativas nacionales, la colecta de basura será clasificada adecuadamente.
Seguridad e higiene: seguridad y medidas de higiene se llevarán a cabo en cumplimiento de todas las
regulaciones locales, para ello dentro de la estructura de gestión se ha creado un departamento de
ambiente y seguridad ocupacional.
Paisaje: La zona de obras civiles y la construcción se llevara a cabo en una zona con poco potencial
turístico debido al difícil acceso a la zona. El impacto en este caso es positivo desde el embalse en sí
mismo puede convertirse en una atracción turística, así como el hecho que se mejorara sustancialmente el
acceso al área.
Medio ambiente biótico:
Biodiversidad: El área reservada para el sitio del proyecto se ha visto afectada fuerte por la intervención
humana, debido a la deforestación indiscriminada, y malas prácticas agrícolas esto ha ocasionado el
detrimento de la cobertura vegetal. El proyecto incluye un plan de reforestación para la tubería de carga
de la franja de protección, la potencia y en canales abiertos, junto con la ornamentación interior de las
áreas que de manera positiva afectan la diversidad biológica. Así mismo se planea realizar campañas de
reforestación a lo largo de la cuenca donde se involucrara a la población.
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Entorno socioeconómico:
Componente humano: las familiar que resulten desplazadas de sus tierras por la construcción del
embalse, serán reasentados a fin de adquirir los terrenos para el proyecto, se asegurara que estas familias
sean plenamente compensadas.
Componente cultural: No existe evidencia de presencia arqueológica en las tierras afectadas, y no
presentan mucho valor histórico.
Componente económico: Desde el punto de vista económico la central hidroeléctrica generara 17 MW de
energía que contribuirán a mejor la precaria situación energética del país, así mismo se reducirá la
dependencia de las importaciones de petróleo, contribuyendo contribución a la mitigación del cambio
climático.
Desde una perspectiva local, el proyecto abrirá fuentes de trabajo, lo que vendrá a beneficiar a
comunidades aledañas al proyecto de al menos unos 230 obreros durante la construcción y de 20 obreros
durante la operación de la planta. Otros beneficios son el aumento en el suministro de agua para irrigación
y la posibilidad de actividades como pesca o la concesión recreativa del área del embalse.
SECCION E. Comentarios de los participantes del proyecto
>>
E.1.
Breve descripción de como los comentarios de los actores locales han sido invitados a
participar:
>>
E.2.
>>
Resumen de los comentarios recibidos:
E.3.
>>
Informe de cómo los comentarios ha sido tomados en cuenta o de otros recibidos:
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Anexo 1
INFORMACION DE LOS CONTACTO PARA LA ACTIVIDAD DEL PROYECTO
Organización:
Dirección:
Edificio:
Ciudad:
Estados/Región:
Apartado Postal:
País:
Teléfono:
FAX:
E-Mail:
URL:
Representado por:
Título:
Saludo:
Apellidos:
Segundo Nombre:
Primer Nombre:
Departamento:
Celular:
FAX directo:
Tel Directo:
E-Mail:
EMPRESA NICARAGUENSE DE ELECTRICIDAD ENEL
Avenida Bolívar e intersección de la Pista Juan Pablo II.
ENEL central
Managua
Managua
Po Box 55
Nicaragua
+505 – 277 4249 / 270 9988
+505 - 2782284
[email protected] / [email protected]
NA
Ing. Ernesto Martínez Tíffer /
Presidente Ejecutivo
Señor.
Martínez Tíffer
Ernesto
Managua
+ 505 – 8549919 / 4217301
+505 – 278 2284
+505 – 270 1044 /2780341
[email protected]
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Anexo 2
INFORMACION SOBRE EL FINANCIAMIENTO PARA EL PROYECTO.
Tabla A.3 incluye los detalles sobre el financiamiento para el proyecto.
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Anexo 3
INFORMACION DE LINEA DE BASE
Tablea A.1 – Consumo de combustibles del SIN – 2004 al 2006
Nombre de la planta
Térmicas (fuel oil ‐ miles de gals)
Nicaragua (GEOSA)
Nicaragua
Managua (GECSA)
Managua
Censa ‐ AMFELS
Empresa energetica de corinto
Tipitapa power company
Generadora San Rafael S.A (GESARSA)
Nic. Sugar Estate Ltd (NSEL)
Thermal + Gas Turbies (Diesel ‐ miles de gals)
Managua
Empresa energetica de Corinto
Las Brisas
Chinandega
Generadora San Rafael S.A
Thermal ‐ Biomass (thousands of cane bagasse)
Nic. Sugar Estate Ltd (NSEL)
Mote Rosa
Agroindustrial Azucarera S.A. (timal)
Thermal ‐ Wood (metric tonnes)
Nic. Sugar Estate Ltd (NSEL) ‐ Lena
Monte Rosa, S.A. Lena
Nic. Sugar Estate Ltd. (ISA) ‐ Cascarilla de Arroz
Hydro (millons m3 of water)
Centroamerica (HIDROGESA)
Santa Barbara (HIDROGESA)
Wabule
Las Canoas
Gas turbines (Diesel Oil ‐ thousand gals)
Chinandega (GEOSA)
Las Brisas (GECSA)
Geotermicas (miles de toneladas de vapor)
Ormat Momotombo powwer Company
Polaris Enrgy Niacragua, S.A. (Pensa)
Total Termicas fuel oil (miles glns)
Total Termicas Diesel (miles glns)
2004
2005
2006
133464.65
40256.17
0
18482.38
0
19795.32
29849.61
24640.7
440.47
0
186.36
0
93.98
0
0
92.38
924.92
494.36
430.56
124671.75
33536.96
0
15311.28
0
20002.95
31348.35
24472.21
0
0
68.31
0
66.76
0
1.55
0
1,010.79
585.44
425.35
136273.13
43240.21
0
16283.07
0
19381.3
31744.26
25597.28
0
27.01
102.58
0
101.78
0
0.8
0
950.94
563.41
387.53
51,741.83
50,670.40
1,071.43
0.00
582.11
337.95
244.16
26,175.88
25,972.84
203.04
0.00
801.60
392.29
409.31
27,047.16
26,746.42
300.74
0.00
558.93
319.77
239.16
2,175.64
97.08
2,078.56
1758.34
1758.34
2,068.12
67.27
2,000.85
1990.79
1699.74
291.05
392,29
1,010.79
5,020.34
110.68
4,909.66
2532.61
1730.53
802.08
4997,52
950.94
337,95
924.92
Fuente: INE
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Tabla A.2 – Generación del SIN – 2004 al 2006
Nombre de la planta
2004
2005
2006
Plantas Termicas
Nicaragua (GEOSA)
Managua(GECSA)
Censa- AMFELS
Empresa energética de Corrinto ltda
Tipitapa Power Company
Generadoras San Rafael, S.A (Gesarsa)
Nic. Sugar Estate Ltd.(NSEL)
Monte Rosa (CDM)
Agroindustrial Azucarera S:A. (Timal)
Plantas Hidroelectricas
Centroamerica (HIDROGESA)
Santa Barabara (HIDROGESA)
Wabule
Las Canoas
Plantas Gas Turbinas
Chinandega (GEOSA)
Las Brisas (GECSA)
Plantas Geotermicas
Ormat Momotombo powwer Company
Polaris Enrgy Niacragua, S.A. (Pensa)
2082,79
505,28
216,88
318,51
499,59
409,06
5,55
84,19
43,73
2045,59
419,68
179,17
319,61
523,87
399,83
0
113,6
89,83
2183,35
546,15
180,02
314,24
528,4
420,18
0
100,42
93,93
311,41
194,59
116,82
426,25
230,25
196
299,25
184,88
114,37
25,99
0,7
25,29
227,16
227,16
25,34
0,49
24,85
241,22
223,17
18,05
69,13
0,82
68,31
276,98
225,58
51,39
Sistema nacional Interconectado (SIN)
2647,35
2738,4
2828,71
Source: INE
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Tabla A.3 – Año de Ingreso y unidad de generación en el SIN
Nombre de la planta
HIDROGESA
Planta Centroamerica
Planta Santa Barbara
GECSA
Planta Managua
Unidad 3
Unidad 4
Unidad 5
Planta Las Brisas
Unidad 1
Unidad 2
Planta Hugo Chavez
Grupo 1
Grupo 2
GEOSA
Planta Nicaragua
Unidad 1 y Unidad 2
Planta Chinandega
GEMOSA
Planta Momotombo
Unidad 1 y Unidad 2
Planta OEC
Año de
entrada
Número de
Generador
Tipo de
Instalacion
Tipo de
Combustible
Capacidad
Nominal
Capacidad
Efectiva
1965
2
Hidroeléctrica
Agua
100,8
50,4
50,4
94
48
46
199,22
1971
1994
1998
1
1
1
Térmica
Bunker C
46,92
6,28
6,28
1992
1998
1
1
Térmica
Diesel (No. 2 oil)
30,94
48,8
149
50,7
40
5,4
5,3
54
20
34
2007
2007
8
24
Diesel (No. 2 oil)
15
45
44,3
9,8
34,5
121,34
104,24
105,4
15,94
91,44
12,8
76,415
31
1976-1977
1967
2
1
Térmica
Térmica
Bunker C
Diesel (No. 2 oil)
1983-1984
2002
2
1
Geotérmica
Geotérmica
PENSA
Planta san Jancinto (Polaris)
2005
2
Geotérmica
Geotérmica
CENSA-AMFELS
Unidades Carterpillar
Unidades Mark
1997
2000
9
4
Térmica
Bunker C
Tipitapa Power Company
TPC-Coastal
1999
5
Térmica
Bunker C
ENRON
EEC-ENRON
EEC ADIC-ENRON
1999
2000
3
1
NSEL-PSA
Mitsubishi 1
Mitsubishi 2
General Electric
1999
2004
2004
1
1
1
2004
1
1
1
1
1
1
MONTE ROSA
Unidad 1
Unidad 3
Unidad 4
Unidad 5
Unidad 6
Unidad 7
1999
2004
Térmica
Biomasa
Biomasa
Bunker C
Bagazo de Caña
Bagazo de Caña
70,04
6,375
10
10
7,2
7,2
63,6
36
27,6
31
57,8
57,8
50,9
73,79
55,34
18,45
68,5
50
18,5
59,3
19,3
20
20
30
64,4
16,4
3
15
5
5
20
30
Fuente: INE
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Anexo 4
INFOMRACION PARA EL MONITOREO
Toda la información relevante es incluida en la sección B.7