010312 norte3c esp pdf

1

TRADUCCIÓN PÚBLICA.--------------------------------------------------------------------------------------

[El siguiente encabezado aparece en todas las páginas del documento original:] Formulario del

Documento de Diseño de Proyecto (DDP – MDL) – Versión 03. MDL – Junta Ejecutiva.---------

MECANISMO PARA UN DESARROLLO LIMPIO – FORMULARIO DEL

DOCUMENTO DE DISEÑO DEL PROYECTO (MDL – DDP) Versión 03 – Vigente

desde 28 de julio de 2006.--------------------------------------------------------------------------------------

CONTENIDOS.---------------------------------------------------------------------------------------------------- A. Descripción general de la actividad del proyecto.--- ------------------------------------------------------- B. Aplicación de un metodología de línea de base y monitoreo .--------------------------------------------- C. Duración de la actividad del proyecto / período de acreditación .---------------------------------------- D. Impactos en el Medio Ambiente.------------------------------------------------------------------------------ E. Comentarios de los Partes interesadas.------------------------------------------------------------------------ Anexos. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Anexo 1: Información de contacto de los participantes de la actividad del proyecto.--------------------- Anexo 2: Información referida al financiamiento público .--------------------------------------------------- Anexo 3: Información de la línea de base.---------------------------------------------------------------------- Anexo 4: Plan de monitoreo.--------------------------------------------------------------------------------------

http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22

2

SECCION:A.1. Título del proyecto: ------------------------------------------------------------------ Título: “Norte III.C relleno sanitario – Proyecto para la recuperación de metano y producción de

energía”.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Versión: 02.-----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Fecha: 5 de enero de 2012.-----------------------------------------------------------------------------------------

A.2. Descripción de la actividad del proyecto:------------------------------------------------------------ El principal objetivo de la presente actividad del proyecto es la reducción de las emisiones de Gases

de Efecto Invernadero (GEI) a través de la extracción, recolección y destrucción de los gases

generados por la descomposición anaeróbica de los residuos sólidos urbanos (MSW) en el relleno

sanitario de Norte III C. --------------------------------------------------------------------------------------------

La destrucción de dichos gases se realizará por medio de una planta de producción de energía, con

11.796 eMW de capacidad instalada. La electricidad será suministrada a la red nacional de energía

eléctrica. La cantidad de gases generados que no serán utilizados para la producción de energía será

enviada a quemadores. ---------------------------------------------------------------------------------------------

La electricidad utilizada por el proyecto, para consumo interno, se obtendrá de la red nacional.--------

Por lo tanto, el proyecto reducirá las emisiones de Gas de Efecto Invernadero teniendo en cuenta lo

siguiente:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

1. Ante la falta del proyecto, el gas de relleno sanitario generado (principalmente metano) sería

liberado a la atmósfera; y ------------------------------------------------------------------------------------------

2. Ante la falta del proyecto, se hubiera generado una cantidad equivalente de electricidad derivada

de las centrales de energía conectadas a la red, la mayoría en base a combustibles fósiles.--------------

“Complejo Ambiental Norte III” es una planta de disposición final de Residuos Sólidos Urbanos

(MSW) compuesta de diferentes módulos conocidos como III, Norte III.A, III.B y Norte III.C. Estos

rellenos son dirigidos por CEAMSE – Coordinación Ecológica Área Metropolitana Sociedad del

Estado. Este complejo ambiental recibe los Residuos Sólidos Urbanos generados en la Ciudad de

Buenos Aires y en las diferentes localidades del conourbano bonaerense. El gas de relleno o biogás

recolectado y destruido en virtud de la presente actividad proyecto es generado en el módulo Norte

III.C.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Tecsan Ingeniería Ambiental S.A, el accionista mayoritario que controla Central Buen Ayre, recibió

una licencia desarrollada por ENARSA para exportar la energía que produce con el Gas de Relleno

Sanitario a la red nacional, el 1º de diciembre de 2010.--------------------------------------------------------


3

En la propuesta presentada por Tecsan Ingeniería Ambiental S.A a ENARSA en Julio de 2010, se

estableció que Central Buen Ayre ejecutará el contrato en caso de resultar ganadora de la licitación.--

El 23 de diciembre de 2010, se otorgó a Central Buen Ayre la licencia desarrollada por CEAMSE

para la extracción y tratamiento de biogás generado dentro del relleno sanitario de Norte III C.

Central Buen Ayre será responsable por la construcción y administración del sistema de captación de

gas, quemado, el sistema de generación de electricidad así como también por realizar todas las

inversiones necesarias, mientras que CEAMSE continuará con la propiedad y administración del

relleno sanitario.-----------------------------------------------------------------------------------------------------

El relleno sanitario Norte III.C se inauguró en abril de 2008 y se espera que finalice sus operaciones

en junio de 2013, luego de recibir cerca de 21.898.244 de toneladas de residuos. El área total del

módulo es de 90 hectáreas, pero el área de captación efectiva de gas es de 82 hectáreas.-----------------

En la actualidad no existe ningún sistema para captar, en forma pasiva o activa, y quemar el gas de

relleno generado en el relleno sanitario; ante la falta de la actividad del proyecto se hubiera instalado

un sistema de venteo pasivo cuando se hubiera alcanzado el máximo nivel de residuos a disponer.----

El escurrimiento de lixiviado de los rellenos está compuesto por contaminantes orgánicos e

inorgánicos en diferentes concentraciones. El “Complejo Ambiental Norte III” posee un Sistema de

Tratamiento de Lixiviado. El sistema de tratamiento minimiza la posibilidad de contaminar recursos,

tales como el agua y el suelo. El lixiviado generado en el relleno sanitario es tratado en el sistema de

tratamiento de lixiviado de “Complejo Ambiental Norte III”. Cabe señalar que el tratamiento de

lixiviado no forma parte del proyecto.----------------------------------------------------------------------------

El proyecto hará un aporte positivo al desarrollo sustentable debido a:--------------------------------------

• El uso efectivo de una fuente de energía renovable para generar electricidad, evitando el

consumo de energía en la misma cantidad de energía que producen las plantas de

combustibles fósiles conectadas a la Red Nacional Argentina, con la consecuente reducción

de Gas de Efecto Invernadero. --------------------------------------------------------------------------

• La reducción de emisiones de contaminantes del aire y olores en el ambiente. Asimismo, el

proyecto minimiza los peligros de explosión e incendio como resultado de la migración de

metano.------------------------------------------------------------------------------------------------------

• La captación y combustión de biogás, evitando la emisión de metano que se hubiera

generado en la situación de punto de partida (Planta de Disposición de Residuos Sólidos sin

la captación de biogás).-----------------------------------------------------------------------------------

• El aporte al desarrollo de experiencias en la captación de biogás y tecnologías de generación

de energía fomentando así el know-how, capacidad técnica y toma de conciencia en

Argentina. --------------------------------------------------------------------------------------------------


4

• La creación de nuevos puestos de trabajo y capacitación, contribuyendo así al desarrollo

socioeconómico de la comunidad. ----------------------------------------------------------------------

• Generación de empleo durante el desarrollo del proyecto:-------------------------------------------

- Puestos de trabajo permanente: 15.--------------------------------------------------------------------

- Durante las obras de construcción: 161.--------------------------------------------------------------

A.3. Participantes del proyecto:-----------------------------------------------------------------------------

Denominación de la Parte involucrada (*) ((anfitriona) indicar una Parte anfitriona)

Entidades privadas y/o públicas que participan del

proyecto(*) (según corresponda)

Por favor indicar si la Parte involucrada desea ser

considerada como participante del proyecto

(Si/No) Argentina (país anfitrión) Central Buen Ayre S.A.

No

(*) De conformidad con las modalidades y procedimientos de MDL, al momento de hacer el MDL-DDP público en la etapa de validación, la Parte involucrada puede o no haber expresado su aprobación. En el momento de solicitar la inscripción, se requiere la aprobación de la(s) Parte(s) Involucrada(s).------------------------------------------------------------------------------------------------------- A.4. Descripción técnica de la actividad del proyecto:-------------------------------------------------- A.4.1. Ubicación de la actividad del proyecto:--------------------------------------------------------------- Norte III.C relleno sanitario – El proyecto para la recuperación de metano y generación de energía se

encuentra ubicado en Campo de Mayo; San Miguel-Tigre; Buenos Aires; Argentina.-------------------

A.4.1.1. País anfitrión:---------------------------------------------------------------------------------------------

Argentina.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

A.4.1.2. Región/Estado/Provincia etc.:-------------------------------------------------------------------------

Provincia de Buenos Aires.-----------------------------------------------------------------------------------------

A.4.1.3. Ciudad/Pueblo/Comunidad etc.:----------------------------------------------------------------------

Campo de Mayo, Tigre.---------------------------------------------------------------------------------------------

A.4.1.4. Detalles de la ubicación física, incluir información que permita la identificación

específica de la actividad del proyecto (máximo una página):--------------------------------------------

Se puede acceder al “Complejo Ambiental Norte III” (complejo ambiental de disposición final)

desde Camino del Buen Ayre, km 6.5, San Martín, Provincia de Buenos Aires.---------------------------

Coordenadas geográficas: ------------------------------------------------------------------------------------------

Punto 1: latitud: 34.524319 S; longitud: 58.620425 O.--------------------------------------------------------



5




[En el segundo gráfico de la izquierda:] Referencias: Área de Producción de Biogás – Infraestructura

– Rutas de Acceso – Generadores.--------------------------------------------------------------------------------

A.4.2. Categorías de la actividad del proyecto:--------------------------------------------------------------

El proyecto ha sido clasificado dentro del los siguientes Grupos de Actividades:-------------------------

- Grupos de Actividades 13, “Manejo y Disposición de Residuos”. Evitar las emisiones de metano

debido a la descomposición de residuos sólidos urbanos.------------------------------------------------------

- Grupos de Actividades 1, “Industrias Energéticas: fuentes renovables/no renovables”, ya que

implica la generación de energía conectada con la red eléctrica a partir de una fuente de energía

renovable.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------


6

A.4.3. Tecnología a emplear por la actividad del proyecto: -----------------------------------------------

La tecnología que se utilizará en el proyecto se describe a continuación, agrupando los equipos en

cuatro sistemas: captura, succión y conducción, energía y/o quemado.--------------------------------------

Sistema de Captura: Los pozos de extracción se encuentran ubicados y diseñados de manera tal que

deben cubrir completamente el relleno sanitario, para poder garantizar la recolección eficiente de

biogás.-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El biogás generado en el Módulo Norte III.C se extraerá a través de una red de pozos verticales, cuyo

radio de influencia será de un máximo de 25 metros aproximadamente. Luego de ser captado, el

biogás es transportado a una cantidad de colectores (17), cuya función es empalmar los tubos de los

diferentes pozos (tubos laterales primarios y secundarios) y así homogeneizar la mezcla de gases.

Cada colector será alimentado por un promedio de 16 pozos de extracción.--------------------------------


7

El siguiente gráfico muestra el pozo de extracción de gas:----------------------------------------------------

[Referencias del Gráfico de Pozo de Extracción de Gas:] Monitoring Port Controlador PVC Wellhead Boca de pozo PVC Vegetal Soil Cover Cobertura vegetal del suelo Compacted Soil Cover Cobertura compacta del suelo Waste Residuos Pead Membrana Membrana de PEAD Natural Soil Suelo natural Compacted Soil Suelo compacto Control Valve Válvula controladora Flexible Pipe Tubería flexible Pead Pipe Tubería de PEAD


8

To Manifold A múltiple de colectores Compacted Soil Suelo compacto Bentonita Bentonita Pead Pipe Tubería de PEAD Pead Pipe Ranurated Tubería ranurada de PEAD Gravel Gran Grava Pead Cap Tapón de PEAD Existen 4 tipos de tubos recolectores de biogás:---------------------------------------------------------------- - Tubo lateral secundario: El tubo lateral secundario tiene un diámetro de 90 mm, y conecta el pozo

de extracción al tubo de recolección primario.------------------------------------------------------------------

- Tubo de recolección primario: Este tubo tiene un diámetro de 160 mm y conecta el tubo secundario

con el colector (múltiple de distribución). Como máximo este tubo puede estar alimentado por tres

tubos laterales secundarios (tres pozos de extracción).---------------------------------------------------------

- Obturador para condensación: Este tubo tiene un diámetro de 200 mm y conecta los colectores

(múltiple de distribución) con el anillo perimetral.-------------------------------------------------------------

- Tubo perimetral: Este tubo tiene un diámetro de 315 mm y es el que finalmente conduce el biogás

hacia la planta de tratamiento (sistema de succión y conducción y sistema de energía y/o quemado).

Diagrama tentativo de la ubicación de los pozos de extracción:----------------------------------------------


9

[Referencias de izquierda a derecha:] Pozo – Tubería de recolección secundaria 90mm – Tubería

perimetral 315 mm – Colector – Tubería de recolección primaria 160 mm – Pozo de succión – Pozo

de succión/Tubería de interconexión perimetral 200 mm.-----------------------------------------------------

Sistema de Succión y Conducción: Con posterioridad a la captación, el biogás atraviesa los

obturadores para condensación , que separan el flujo de gas de la fase líquida; estos obturadores se

instalarán en la línea que conduce biogás desde la salida del colector hasta el anillo perimetral. El

anillo perimetral transportará los diferentes fluidos desde los colectores hacia la planta de tratamiento

de biogás.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

En la planta de tratamiento de biogás habrá un sistema de succión y conducción formado por tres

fuelles con motores trifásicos. Los fuelles realizarán la succión necesaria en todo el sistema de

tuberías de captación y transportarán el fluido de biogás captado por el sistema desde los pozos de

extracción a la planta de tratamiento. ----------------------------------------------------------------------------

El biogás se utilizará principalmente para la generación de energía y el resto será incinerado en un

sistema de antorchas de llama oculta.-----------------------------------------------------------------------------

Antes de utilizar biogás para la producción de energía, será necesario prepararlo. Para esto, se

extraerá el líquido residual (que debe haber pasado por los obturadores por condensación). Con este

objetivo, el biogás pasa por un sistema de tratamiento previo que consiste en un filtro primario que

será responsable de extraer la humedad y las partículas, seguido por un sistema de filtración

secundario diseñado para extraer siloxano del fluido de biogás. El biogás así tratado puede ser

transportado directamente al sistema de generación.-----------------------------------------------------------

Sistema de Quemadores: Como se describió anteriormente, en casos en los que la cantidad de gas

de relleno sanitario captado exceda el consumo de los generadores, el biogás es incinerado en un

sistema de antorchas de llama oculta. Se suministrarán dos antorchas de tipo ZTOF de llama oculta.--

Especificaciones técnicas mínimas para antorchas de llama oculta ZTOF:---------------------------------

Características Datos Capacidad (Nm3/h LFG) 4500m3/h Tiempo de residencia (seg) >0.7 Temperatura de la antorcha (°F) / (°C) 1400-1800 / 760-982 Eficiencia de Combustión(%) 98-99 Vida Útil esperada de la Antorcha (años)

20

Sistema de Energía: El centro de Generación de Energía (Central Eléctrica) funcionará según el

siguiente esquema: se alimentará un motor de combustión interna (a base de biogás) que se conectará

a cada generador, alcanzando de esta manera una producción efectiva de energía eléctrica de 11.796

eMW.------------------------------------------------------------------------------------------------------------------


10

Se instalarán seis motores generadores Caterpillar - CAT G 3520C; y la energía generada se

conducirá a través de una línea de voltaje medio a la subestación de EDENOR1 en la localidad de

Tres de Febrero, que se encuentra conectada a la red nacional de energía eléctrica.-----------------------

Especificaciones de CAT G3520C: ------------------------------------------------------------------------------ Grupo electrógeno — 1500 rpm/50 Hz/400 Volts

DM 8647

Rendimiento eléctrico @ 1.0 pf (ISO 3046/1) (2) % 39,4 Vida útil prevista Años 15 Consumo de combustible (3) 100% carga sin ventilación Nm3/h 832,82 A continuación se muestra el diagrama de proceso que detalla las diferentes actividades del proyecto:

1 Empresa de distribución de electricidad: www.edenor.com.ar


11

[Referencias diagrama de proceso:] Diagrama Recolección , Antorcha de Llama oculta y Producción de Energía en Norte III C.----------------------------------------------------------------------------------------------------------Recolección del Biogás y Monitoreo: Relleno Sanitario – Módulo (Generación de Biogás) - Pozo de recolección de Biogás – Tubería lateral – Colector (múltiple de distribución) – Pozo de condensación primaria - Sistema de Recolección Perimetral – Cámara de condensación forzada secundaria.---------------------------------Plataforma: Separador de Mezcla (deshumedecedor) – 6500 Nm3/hr ---------------------------------------------------Antorcha de Llama Oculta y Producción de Energía: Antorcha de Llama Oculta (4500 Nm3/hr) – Tratamiento de Biogás – Producción de Energía. Generadores: 6 – Potencia: 11.796eMW.-----------------------------------------

A.4.4. Cantidad estimada de reducción de emisiones en período de acreditación

elegido: --------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Se eligió un período de acreditación de 10 años para el proyecto. -------------------------------------------

La disminución de emisiones por año del proyecto propuesto se estima en 604.335 tCO2e y la

reducción total será de 6.043.349 tCO2e durante el período de acreditación (1 de junio, 2012 – 31 de

mayo, 2022).---------------------------------------------------------------------------------------------------------

A.4.5. Financiamiento público de la actividad del proyecto:-------------------------------------------------------- No hay financiamiento público de la Partes incluidas en el Anexo I que forman parte del presente

proyecto.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

SECCION B. Aplicación de metodología de línea de base y monitoreo .------------------------------ B.1. Título y referencia de la metodología de línea de base y monitoreo aprobada aplicada al proyecto: ------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Años

Estimación Anual de reducción de emisiones de CO2e en toneladas

1/jun/2012- 31/dic/ 2012 494.385 2013 899.775 2014 798.163 2015 710.851 2016 635.629 2017 570.643 2018 514.339 2019 465.413 2020 422.766 2021 385.478

1/ene/2022- 31/mayo/2022 145.907 Total reducciones estimadas

(toneladas de CO2e) 6.043.349

Total cantidad de años de acreditación 10

Promedio anual de reducciones estimadas sobre período de

acreditación (toneladas de CO2e)

604.335


12

El presente proyecto deberá utilizar la Metodología de Línea de Base Consolidada ACM0001:

“Metodología de línea de base y monitoreo para actividades de proyecto para gas de relleno

sanitario” (Versión 11.0).------------------------------------------------------------------------------------------

La actividad del proyecto propuesta también se refiere a: ----------------------------------------------------

- “Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad” (Versión 05.2). --------------------

- “Herramienta para determinar las emisiones de metano evitadas desde la disposición de residuos en

un complejo de disposición de residuos sólidos” (Versión 05.1.0).------------------------------------------

- “Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema de electricidad”. (Versión 02.2.0)--

- “Herramienta para determinar las emisiones de proyecto provenientes de gases de quemadores que

contienen metano” (Versión 01).----------------------------------------------------------------------------------

- “Herramienta para calcular las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o pérdidas derivadas

del consumo de electricidad”(Versión 01).----------------------------------------------------------------------

“Herramienta para calcular emisiones del proyecto o pérdidas de CO2 derivadas de la quema de

combustibles fósiles” (Versión 02).-------------------------------------------------------------------------------

B.2. Justificación de la elección de la metodología y razón por la cual es aplicable al proyecto:--

El siguiente párrafo corresponde a las condiciones de aplicación de ACM0001 (Versión 11.0): -------

Esta metodología es aplicable a las actividades del proyecto de captación de gas de relleno

sanitario, donde el escenario de línea de base es la liberación atmosférica parcial o total del gas y

las actividades del proyecto incluyen las siguientes situaciones:---------------------------------------------

(a) El gas captado es quemado; y/o-------------------------------------------------------------------------------

(b) El gas capturado se utiliza para producir energía (por ejemplo: electricidad/energía térmica).

Las reducciones de emisión pueden atribuirse para la generación de energía térmica, solamente si

el Gas de Relleno Sanitario desplaza el uso de combustible fósil ya sea en una caldera o en un

calentador de aire. Con el objeto de atribuir reducciones de emisión para otros equipos de energía

térmica (por ejemplo: horno de secado), los proponentes deben presentar una revisión de esta

metodología;---------------------------------------------------------------------------------------------------------

(c) El gas captado se utiliza para suministrar a los consumidores a través de la red de distribución

de gas natural. Si las reducciones de emisiones se atribuyen para desplazar el gas natural, el

proyecto puede utilizar la metodología AM0053 aprobada.--------------------------------------------------

La metodología ACM0001 es aplicable en el proyecto de relleno sanitario Norte III C porque el

escenario de línea de base es la liberación total de gas a la atmósfera, y en el proyecto la captación de


13

gas se utiliza para producir electricidad o es quemado. Por lo tanto, las actividades del proyecto

corresponden a las situaciones (a) y (b).--------------------------------------------------------------------------

A continuación se detallan las condiciones de aplicabilidad de la “Herramienta para calcular el factor

de emisión para un sistema eléctrico” (Versión 02.2.0):-------------------------------------------------------

Esta herramienta se aplica a fin de estimar el Margen Operativo, el Margen de Construcción y/o el

Margen Combinado al calcular las emisiones de la línea de base para actividades de proyecto que

substituyan la electricidad de la red eléctrica, es decir, cuando la actividad del proyecto está

dirigida a suministrar electricidad a la red eléctrica o tiene como resultado el ahorro de electricidad

que hubiera sido provista por la red eléctrica (por ejemplo, proyectos de eficiencia de demanda

alterna de energía).-------------------------------------------------------------------------------------------------

La presente actividad del proyecto de MDL está conectada con la red de eléctrica. Se pueden

identificar claramente los límites geográficos y del sistema para la Red Argentina de Energía

Eléctrica. La información acerca de las características de dicha red se encuentra a disposición del

público. La Secretaría de Energía calcula anualmente el factor de emisión de la red eléctrica

Argentina conforme la “Herramienta para calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos”.-----

De conformidad con lo antedicho, la metodología ACM0001 (Versión 11.0) y la “Herramienta para

calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos” (Versión 02) se aplican a la actividad del

proyecto propuesto. -------------------------------------------------------------------------------------------------

Por otra parte, se aplican a la actividad del proyecto la "Herramienta para Determinar las Emisiones

de Metano que se evitan de la Disposición en una Planta de Residuos Sólidos" (Versión 05.1.0), la

"Herramienta para Determinar las Emisiones de Gases de Combustión a partir de Proyectos que

Contienen Metano" (Versión 01), la "Herramienta para Calcular las Emisiones de Línea de Base, del

Proyecto y/o de Pérdidas de Consumo de Electricidad (Versión 01) y la “Herramienta para el cálculo

de Emisiones de Proyecto o de Pérdidas de CO2 procedentes de la Quema de Combustibles Fósiles”

(Versión 02) .---------------------------------------------------------------------------------------------------------

B.3. Descripción de las fuentes y de los gases incluidos en el límite del proyecto: --------------------

De conformidad con la metodología ACM0001 (Versión 11.0), el límite del proyecto está

conformado por el sitio de la actividad del proyecto donde se capta el biogás y se lo destruye/utiliza.

Según esta metodología, ya que la electricidad generada por el Gas de Relleno Sanitario hubiera sido

obtenida de fuentes de generación de energía conectadas a la red eléctrica, el alcance espacial del

límite del proyecto también incluye la planta de energía del proyecto y cualquier otra planta de

energía que se encuentre físicamente conectada al sistema de electricidad a la que esté conectada la

planta de energía del proyecto MDL.-----------------------------------------------------------------------------


14

En la Tabla 1 se indican los gases de efecto invernadero y las fuentes de emisiones incluidas o

excluidas del proyecto.----------------------------------------------------------------------------------------------

Tabla 1: Fuentes de emisiones incluidas o excluidas del límite del proyecto2------------------------- Fuente Gas ¿Incluida? Justificación / Explicación

Lín

ea d

e B

ase

Emisiones por la descomposición de residuos en el relleno sanitario

CH4 SI La principal fuente de emisiones en la línea de base. Las emisiones por la eficiencia de captación se restan de la fuente de emisiones totales.

CO2 NO No se tienen en cuenta las emisiones de CO2 por la descomposición de residuos orgánicos.

N2O NO Las emisiones de N2O son menores en comparación con las de CH4 del relleno sanitario. Es prudente la exclusión de este gas.

Emisiones por el consumo o la generación de electricidad

CH4 NO Se lo excluye para simplificar. Es un enfoque prudente.

CO2 SI Incluido. Por la actividad del proyecto, se desplazan las emisiones de la generación de electricidad en plantas de energía que utilizan combustible fósil.

N2O NO Se lo excluye para simplificar. Es un enfoque conservador.

Emisiones de la generación de energía térmica

CH4 NO Excluido.

CO2 NO Excluido.

N2O NO Excluido

Em

isio

nes d

el P

roye

cto

Consumo in situ de combustibles fósiles debido a la actividad del proyecto, salvo generación eléctrica

CO2 SI No se utilizará combustible fósil in situ, salvo para la generación de electricidad en caso de emergencia. Se instalará un generador diesel como sistema de soporte, su utilización está prevista sólo en caso de que el suministro de la red sea interrumpido y no exista biogás para quemar.

CH4 NO Se lo excluye para simplificar. N2O NO Se lo excluye para simplificar.

Emisiones del uso eléctrico in situ

CH4 NO Se lo excluye para simplificar. CO2 SI Se las descuenta de la reducción total

2 Esta Tabla es una adaptación de la tabla 1 de ACM0001 (Versión 11.0) que aclara que sólo se atribuyen las emisiones de CO2 relacionadas con la reducción del consumo de combustible fósil por parte de plantas conectadas a la red de energía eléctrica.


15

de emisiones N2O NO Se lo excluye para simplificar.

Emisiones derivadas de la eficiencia de quemado de las antorchas.

CH4 SI Constituye una fuente importante de emisiones, debido a la combustión incompleta de los Gases de Relleno Sanitario en el quemador. Estas emisiones del Proyecto se descuentan de las emisiones de la línea de base.

CO2 NO Se lo excluye para simplificar. N2O NO Se lo excluye para simplificar.

El siguiente gráfico muestra el diagrama de flujo del límite del proyecto:----------------------------------

B.4. Descripción de la forma en que se identifica el escenario de línea de base y descripción del

escenario de la línea de base identificado: --------------------------------------------------------------------

Paso 1: Identificación de escenarios alternativos.-------------------------------------------------------------

De conformidad con la metodología ACM0001, “Los participantes del proyecto deberán utilizar el

Paso 1 de la última versión de la “Herramienta para demostración y evaluación de la adicionalidad”,

a fin de identificar las alternativas de la línea de base realistas y verosímiles. Al hacer esto, se

deberán tener en cuenta las políticas y normas aplicables relacionadas con el manejo de rellenos

sanitarios”. Por lo tanto, el escenario de la línea de base para la actividad del proyecto se identifica

utilizando el Paso 1 de la ‘Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad’ (Versión

05.2).

Relleno Sanitario

Norte III C

GRS (M)

Sistema de quemado

(M) Sistema de Energía(M)

Sistema eléctriconacional

Límite del Proyecto

Emisiones Línea de base

Emisiones Línea de Base

Emisiones Proyecto

(M) = Punto de monitoreo

(M)

(M)

(M)

(M)(M)

Sistema soporte

(M)

Emisiones emissiproyecto(M)


16

Paso 1: Identificación de alternativas para la actividad del proyecto que estén en concordancia

con las leyes y reglamentaciones vigentes (“Herramienta para la demostración y evaluación de

adicionalidad”).-----------------------------------------------------------------------------------------------------

A continuación se indican los sub-pasos para definir las alternativas realistas y verosímiles para la

actividad del proyecto que puede ser parte del escenario de la línea de base: ------------------------------

Sub-paso 1a: Definición de alternativas de la actividad del proyecto: ---------------------------------

A fin de identificar las alternativas del proyecto, incluido el escenario de la línea de base más

factible, es necesario identificar:----------------------------------------------------------------------------------

- el escenario de la línea de base para Gas de Relleno Sanitario (GRS);

- el escenario de la línea de base con respecto a la producción de energía; y

- el escenario de la línea de base con respecto a la generación de calor ante la falta de la actividad del

proyecto.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Gas de Relleno Sanitario.-----------------------------------------------------------------------------------------

De conformidad con la metodología ACM0001, “Alternativas para la disposición/el tratamiento de

residuos ante la falta de la actividad del proyecto”, es decir, el correspondiente escenario para

estimar las emisiones de metano de la línea de base que se analizará, debe incluir, entre otros:---------

GRS1 (Gas Relleno Sanitario 1): La actividad del proyecto (es decir, la captación de gas de relleno

sanitario y su combustión y/o utilización) asumida sin ser registrada como una actividad de proyecto

de MDL;--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

GRS2 (Gas Relleno Sanitario 2): La liberación hacia la atmósfera del gas de relleno sanitario o su

captación parcial y destrucción para cumplir con las normas o requisitos contractuales o para tratar

cuestiones de seguridad u olores.”--------------------------------------------------------------------------------

La siguiente tabla analiza cada una de las alternativas por separado: ---------------------------------------

Escenario Observaciones GRS1: La actividad del proyecto (es decir, la captación de gas de relleno sanitario y su combustión y/o utilización) asumida sin ser registrada como una actividad de proyecto MDL;

Esta alternativa puede aplicarse. Sin embargo, como se explica en el Paso 2 (Sección B.5) de la “Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad” la TIR del proyecto está por debajo del marco de referencia, y por lo tanto el proyecto no se implementaría.

GRS2: La liberación hacia la atmósfera del gas de relleno sanitario o su captación parcial y destrucción para cumplir con las normas y requisitos contractuales, o para tratar cuestiones de seguridad u olores.

Como se demuestra en la sección siguiente, “Sub-paso 1b Concordancia con las leyes y normas obligatorias”, en Argentina no existen normas que obliguen la captación y quema de gases de relleno sanitario. Por lo tanto, ante la falta de actividad del proyecto, la liberación hacia la atmósfera del gas de relleno sanitario hubiera ocurrido.


17

Producción de Energía.-------------------------------------------------------------------------------------------

De conformidad con la metodología ACM0001, “Si se utiliza el Gas de Relleno Sanitario para la

producción de energía o de calor para exportarla a la red y/o una industria cercana o utilizarla in situ,

también se deberán determinar por separado alternativas realistas y verosímiles para: ------------------

* La producción de energía ante la falta de la actividad del proyecto; --------------------------------------

* La generación de calor ante la falta de la actividad del proyecto.”-----------------------------------------

Debido a que en la actividad del proyecto el Gas de Relleno Sanitario se utilizará para la producción

de electricidad para exportar a la red nacional, las alternativas realistas y verosímiles se determinan

por separado para la “Producción de energía ante la falta de actividad del proyecto”. Como se

establece en ACM0001, las alternativas verosímiles para la producción de energía ante la falta de la

actividad del proyecto, deben incluir: ----------------------------------------------------------------------------

P1: Energía generada a partir de gas de relleno sanitario, actividad asumida sin registrarla como una

del proyecto MDL; -------------------------------------------------------------------------------------------------

P2: Planta ya existente o construcción de una nueva planta de cogeneración in situ o fuera del sitio,

que utilice combustibles fósiles; ----------------------------------------------------------------------------------

P3: Planta ya existente o construcción de una nueva planta de cogeneración in situ o fuera del sitio,

que utilice fuentes renovables;-------------------------------------------------------------------------------------

P4: Planta privada ya existente o construcción de un nueva planta privada in situ o fuera de sitio, que

utilice combustibles fósiles;----------------------------------------------------------------------------------------

P5: Planta privada ya existente o construcción de una nueva planta privada in situ o fuera de sitio,

que utilice fuentes renovables;-------------------------------------------------------------------------------------

P6: Plantas de energía conectadas a la red, nuevas o existentes.----------------------------------------------

La siguiente tabla analiza cada una de las alternativas por separado: ---------------------------------------

Escenario Observaciones P1: Energía generada a partir de gas de relleno sanitario, actividad asumida sin registrarla como una del proyecto MDL

Esta alternativa es aplicable. Sin embargo, como se explica en el Paso 2 (Sección B.5) de la “Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad”, la TIR del proyecto está por debajo del marco de referencia y por lo tanto el proyecto no podría implementarse.

P2: Planta ya existente o construcción de una nueva planta de cogeneración in situ o fuera del sitio, que utilice combustibles fósiles

Como la actividad del proyecto no comprende cogeneración, las alternativas P2 / P3 no proveen una producción similar a la de la actividad del proyecto. Por lo tanto, no son alternativas verosímiles para dicha actividad.

P3: Planta ya existente o construcción de una nueva planta de cogeneración in situ o fuera

Como la actividad del proyecto no comprende cogeneración, las alternativas P2 / P3 no proveen


18

del sitio, que utilice fuentes renovables

una producción similar a la de la actividad del proyecto. Por lo tanto, no son alternativas verosímiles para dicha actividad. Además, no existe una fuente renovable hídrica, eólica, biomásica u otra renovable disponible en la ubicación de la actividad del proyecto propuesto para la producción de energía.

P4: Planta privada ya existente o construcción de un nueva planta privada in situ o fuera de sitio, que utilice combustibles fósiles

Esta alternativa no se considera creíble ya que una planta privada local que utilice combustibles fósiles no puede competir económicamente con el poder de compra de la red eléctrica. La factura de la empresa EDENOR muestra que el costo de adquisición de un MWh de la red es de solamente USD/ MWh 30.50. De hecho, la energía utilizada por la actividad del proyecto se obtendrá de la red.

P5: Planta privada ya existente o construcción de una nueva planta privada in situ o fuera de sitio, que utilice fuentes renovable

La construcción de una planta privada in situ o fuera del sitio, que utilice fuentes renovables requiere esfuerzos adicionales de inversión y técnicos en comparación con la compra de electricidad a la red. La factura de la empresa EDENOR muestra que el costo de adquisición de un MWh de la red es de solamente US/D MWh 30.50. Además, no existe una fuente renovable hídrica, eólica, biomásica u otra renovable disponible en la ubicación de la actividad del proyecto propuesto para la producción de energía.

P6: Plantas de energía conectadas a la red, nuevas o existentes. .

Esta alternativa es aplicable a la actividad del proyecto. Se consumiría la electricidad desde la red si no hubiera producción de energía. Hay amplia disposición de electricidad en la región de la actividad del proyecto; no existen impedimentos de transporte o suministro de electricidad.

Generación de Calor.----------------------------------------------------------------------------------------------

Considerando que la actividad del proyecto no implica generación de calor, no se consideran las

alternativas relacionadas con ésta. Por esta misma razón, y como se mencionó anteriormente, no se

consideran más las alternativas P2 y P3.-------------------------------------------------------------------------

Por lo tanto, las alternativas son: ------------------------------------------------------------------------------

Escenario Gas de Relleno Sanitario

Electricidad Calor Descripción

1 GRS1 P1 - Implementación de la actividad del proyecto propuesto, sin registrarla como una de proyecto


19

MDL. 2 GRS2 P6 - El escenario de la línea de base o la

continuación de la situación actual, o sea, la liberación del Gas de Relleno Sanitario a la atmósfera, lo que constituye una práctica común en la región del proyecto, y el consumo de electricidad desde la red.

Como se menciona en el sub-paso 1b, ambas alternativas cumplen con las normas vigentes en

Argentina, las cuales no imponen la obligación de captar el metano y quemarlo o utilizarlo para

generar energía. -----------------------------------------------------------------------------------------------------

Sub-paso 1b: Concordancia con las leyes y normas obligatorias.----------------------------------------

En Argentina, no hay políticas que establezcan requisitos de obligatoriedad acerca de la captación, el

quemado y/o el uso del gas de relleno sanitario, además de los sistemas pasivos de recolección de

gas. --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Con respecto a la legislación ambiental argentina con relación al manejo y disposición de residuos

sólidos, no existen normas acerca de los niveles de las emisiones de metano de los rellenos

sanitarios. De hecho, en el ámbito nacional, solo hay una ley (Ley Nº 25.9163), sancionada en 2004,

que rige la Gestión de Residuos Domiciliarios. Dicha ley establece presupuestos mínimos de

Protección Ambiental para la Gestión Integral de Residuos Domiciliarios, establece las pautas

básicas para la gestión ambiental en Argentina y delega la facultad de “establecer las normas

complementarias necesarias para el cumplimiento efectivo de la presente Ley” a las jurisdicciones

locales (artículos 5 y 6 de la mencionad Ley).-------------------------------------------------------------------

En al ámbito provincial, la Ley Nº 11.723 sancionada en 1995, establece el marco regulatorio para la

política ambiental para la Provincia de Buenos Aires. Esta Ley, Nº 11.7234 “Ley Integral del Medio

Ambiente y los Recursos Naturales”, busca proteger, conservar, mejorar y restaurar los recursos

naturales y el medio ambiente en general. El Capítulo VII (Artículos 65, 66 y 67) se refiere a los

residuos y especifica que la gestión de todo residuo que no esté incluido en las categorías de residuo

especial, patogénico o radioactivo, será de incumbencia y responsabilidad municipal". No establece

disposiciones que ordenen la captación total o parcial de los gases de relleno sanitario.------------------

De conformidad con el marco regulatorio y la Ley Nacional Nº 25.916, la Ley Provincial Nº

13.5925, “Ley de Gestión Integral de Residuos Sólidos Urbanos”, sancionada en 2007, tiene por

objeto “fijar los procedimientos de gestión de los residuos sólidos urbanos de conformidad con las

3 http://www.infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/95000-99999/98327/norma.htm 4 http://www.opds.gba.gov.ar/index.php/leyes/ver/64 5 http://www.opds.gba.gov.ar/index.php/leyes/ver/270


20

normas establecidas en la Ley Nacional Nº 25.916 de “presupuestos mínimos de protección

ambiental para la gestión integral de residuos urbanos”.-------------------------------------------------------

El artículo 9° establece que “los Programas de Gestión Integral de Residuos Sólidos Urbanos que

presenten los Municipios para su aprobación por parte de la Autoridad Ambiental Provincial, deben

tener como objetivos erradicar la práctica del arrojo en basurales a cielo abierto e impedir el

establecimiento de nuevos basurales a cielo abierto en sus respectivas jurisdicciones”.------------------

“Las Autoridades Municipales quedan obligadas a clausurar dichos basurales, conforme a los

principios establecidos en la Ley Nacional N° 25.675, la Ley N° 11.723 y su reglamentación. Queda

prohibida la quema a cielo abierto o cualquier sistema de tratamiento no autorizado por la Autoridad

Ambiental Provincial.” Sin embargo, no existen disposiciones que ordenen la captación total o

parcial de los gases de relleno sanitario.--------------------------------------------------------------------------

Asimismo, los artículos 1 a 4 del Decreto-Ley N° 9.1116 de 1978 de la Provincia de Buenos Aires

permanecen en vigencia. Dicho Decreto Ley obliga a los Distritos incluidos en el artículo 2 a

efectuar exclusivamente la disposición final de los residuos por el sistema de relleno sanitario.

Además, el artículo 4 establece que “….la disposición final de los residuos mediante el sistema de

relleno sanitario se efectuará únicamente por intermedio de CEAMSE…”. Dicho decreto tampoco

incluye disposiciones relacionadas con los gases de relleno sanitario. --------------------------------------

Por medio de la Resolución N° 1.1437 de 2002, la Provincia establece las pautas recomendadas para

la Disposición de Residuos Sólidos Urbanos en Rellenos Sanitarios. Sus disposiciones proveen que

“resulta imprescindible establecer normas acerca de los recaudos mínimos a cumplimentar en las

plantas de disposición de tales residuos, exceptuando las comprendidas por el Decreto-Ley Nº

9.111/78, estableciendo un tratamiento diferencial en función de la carga diaria a disponer; y que

resulta aconsejable establecer un tratamiento normativo y operativo diferencial entre una carga diaria

a disponer hasta 50 toneladas y una mayor a 50 toneladas.----------------------------------------------------

El Anexo I de dicha resolución incluye las pautas técnicas sugeridas para la disposición final de los

Residuos Sólidos Urbanos en Rellenos Sanitarios. Dicho anexo establece los criterios para la

ubicación, el diseño y la operación; el inciso 2.2.11 hace referencia a los gases generados en el

relleno sanitario, y establece el deber de diseñar, construir, operar y mantener un sistema de

extracción pasivo de dichos gases. Sin embargo, no dispone ninguna obligación con respecto a la

implementación de un sistema de extracción activo que incluya el tratamiento o la recuperación del

biogás. Cuando la carga diaria a disponer excede las 50 toneladas, dicha resolución establece que

“cuando exista viabilidad técnico-económica, y a criterio de la Autoridad de Aplicación, se

implementará un sistema de extracción activo que permita el tratamiento o la recuperación de

residuos para la producción de energía. En todos los casos se deberá dar cumplimiento a la


21

legislación vigente para efluentes gaseosos (Decreto-Ley 3.395/96 -Res.242/97)”. Este último

párrafo describe claramente la falta de obligatoriedad de la implementación de sistemas de captación

activa de gases de relleno sanitario en Buenos Aires.----------------------------------------------------------

Resultado del Sub-paso 1b: El análisis del marco regulatorio local y nacional demuestra que el

marco legal establece la disposición final de residuos en rellenos sanitarios. Sin embargo, no

establece ninguna obligación con respecto a la implementación de un sistema de extracción activo

que incluya el tratamiento o la recuperación del biogás. Por lo tanto, el marco legal permite la

liberación del gas de relleno sanitario a la atmósfera. De hecho, el gobierno local ha otorgado a Norte

III.C una autorización para operar.--------------------------------------------------------------------------------

Resultado del paso 1: Como se mencionó anteriormente, ambas alternativas cumplen con todos los

requisitos legales y regulatorios aplicables. Por lo tanto, las alternativas posibles para la actividad del

proyecto propuesto son Gas Relleno Sanitario1-P1 y Gas Relleno Sanitario2-P6.-------------------------

PASO 2: Identificar el combustible para la fuente de energía de la línea de base seleccionada,

considerando las políticas nacionales y/o sectoriales que resulten de aplicación.-----------------------

No se utiliza combustible en la alternativa de la línea de base. La única energía que se consume en

ella es la electricidad que se extrae de la red nacional. En la actualidad, la electricidad de la red es el

combustible que se encuentra más disponible en Argentina, y se espera que siga siéndolo. Su

suministro continuo es el más probable.--------------------------------------------------------------------------

Los combustibles utilizados en las plantas de energía conectadas a la red principalmente son: gas

natural, diesel, fuel oil y carbón. La Secretaría de Energía calcula el factor de emisión, según la

“Herramienta para calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos”(Versión 02.2.0), según la

información provista por CAMMESA y la Secretaría de Energía.-------------------------------------------

Resultado del paso 2: Se identifica a la electricidad importada de la red como combustible de la

línea de base.---------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 3: Se utilizarán el paso 2 y/o el paso 3 de la última versión aprobada de la “Herramienta

para la demostración y evaluación de la adicionalidad” para evaluar cuál de estas alternativas no

debe ser considerada en adelante (por ejemplo, alternativas frente a prohibiciones o aquellas que

claramente no resulten atractivas desde el punto de vista económico).------------------------------------

En el artículo B.5. del presente DDP se considera el paso 2 de la “Herramienta para la demostración

y evaluación de la adicionalidad”. El resultado de este paso es que sin los ingresos de los CER, la

actividad del proyecto no resulta atractiva desde el punto de vista económico. Por lo tanto, el

escenario 1 identificado como una posible alternativa considerado en el Paso 1 de la Sección B.4., no

se implementaría sin ser registrado como una actividad el proyecto MDL Entonces, el escenario más


22

factible es continuar con la práctica actual, es decir, la liberación del gas de relleno sanitario a la

atmósfera.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Ver B.5.---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 4: Cuando queda más de una alternativa verosímil y factible, los participantes del proyecto

deberán, como presunción conservadora, utilizar como escenario más probable el escenario de la

línea de base alternativo que tenga las emisiones de la línea de base más bajas. La alternativa con

menos emisiones se identificará para cada componente del escenario de la línea de base. Al

evaluar estos escenarios, deberán considerarse todos los requisitos contractuales o normativos.----

No se realiza este paso ya que sólo queda una alternativa verosímil y factible, es decir, continuar con

la práctica actual o la liberación del gas de relleno sanitario a la atmósfera.--------------------------------

Se puede concluir que el escenario de la línea de base de la actividad del proyecto es la combinación

del Gas Relleno Sanitario2 y P6. Por lo tanto, en cuanto a la metodología ACM0001, el escenario de

la línea de base para la actividad del proyecto Norte III.C corresponde al Escenario 2, identificado

como posible alternativa en el Paso 1, Sección B.4.------------------------------------------------------------

Escenario Línea de base

Descripción de la situación Gas de Relleno Sanitario Electricidad Calor

2 GRS2 P6 N/A La liberación a al atmósfera del gas de relleno sanitario y la electricidad se obtienen de la red.

B.5. Descripción de la forma en que las emisiones de GEI (Gas de Efecto Invernadero) antropogénicas según las fuentes se reducen por debajo de aquellas que hubieran ocurrido ante la falta de actividad del proyecto de MDL registrado (evaluación y demostración de adicionalidad):----------------------------------------------------------------------------------------------------- La siguiente tabla presenta un breve resumen del proyecto, desde la decisión de proseguir con la

actividad del proyecto de MDL:-----------------------------------------------------------------------------------

Eventos y acciones Fecha Reunión del Directorio en donde se consideraron las ganancias del MDL y donde se tomó la decision acerca de la inversión.

20 de Mayo de 2010

Carta de Intención firmada con CEAMSE 2 de Julio de 2010 Licitación 5 de Julio de 2010 Carta de Consideraciones Preliminares del MDL a la AND y la UNFCCC

20 de Septiembre 20 de 2010

Contrato de Consultoría del MDL 16 de Noviembre de 2010 Búsqueda de compradores de los CER 5 de Noviembre de 2010 Firma del Contrato celebrado con CEAMSE 23 de Diciembre de 2010


23

Aprobación del Proyecto por ENARSA6 1 de Diciembre de 2010 Formalización del CCE (Contrato de Compra de Energía) 23 de Marzo de 2011

Primer gasto significativo para Caterpillar Financial Services proveniente de la Comisión por Disponibilidad (Se considera esta fecha como la de inicio de la actividad del proyecto)

10 de Agosto de 2011

Inicio de operaciones de producción de energía en base a Gas de Relleno Sanitario

22 de Junio de 2012 (Estimada)

Aplicación de la “Herramienta para demostración y evaluación de adicionalidad” (Versión 05.2).

PASO 1. Identificación de alternativas para la actividad del proyecto en concordancia con las

leyes y regulaciones en vigencia .--------------------------------------------------------------------------------

Sub-paso 1a. Definir alternativas para la actividad del proyecto:------------------------------------------

Todas las alternativas a la actividad del proyecto se presentaron en el punto B.4.-------------------------

Sub-paso 1b. Concordancia con las leyes y normas aplicables: --------------------------------------------

Todas las alternativas cumplen con las leyes y normas obligatorias, como se presentó en el punto

B.4.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 2. Análisis de la inversión.-------------------------------------------------------------------------------

Sub-paso 2a. Determinar el método de análisis adecuado.--------------------------------------------------

De conformidad con la “Herramienta para la demostración y evaluación de la adicionalidad” se

sugieren tres métodos de análisis: --------------------------------------------------------------------------------

• Opción I: análisis simple de costos; ----------------------------------------------------------------------------

• Opción II: análisis comparativo de inversión; y --------------------------------------------------------------

• Opción III: análisis de referencia (benchmark)----------------------------------------------------------------

Como se explica a continuación, se selecciona para la presente actividad del proyecto el análisis de

referencia (Benchmark).-------------------------------------------------------------------------------------------

Con respecto a la Opción I, ya que la actividad del proyecto genera otros beneficios financieros o

económicos más allá de la ganancia relacionada con el MDL, asociados con la venta de la energía

eléctrica a la red nacional, no es posible aplicar un análisis simple de costos.------------------------------

Por otro lado, el análisis comparativo de inversión (Opción II) puede aplicarse para proyectos que

también tienen como alternativas proyectos de inversión. Sólo en dichas situaciones puede realizarse

un análisis de esa clase. La alternativa al escenario de la línea de base del proyecto es la liberación

del gas de relleno sanitario metano a la atmósfera y la generación de energía por parte de la red 8 ENARSA (Energía Argentina S.A.) es una empresa constituida por el Estado Nacional por medio de la Ley N° 25.943, de 2004, como una compañía líder del mercado, cuyo objeto es el interés general, que tiene una función dinámica en la economía .


24

nacional, más que una inversión nueva. Por lo tanto, la opción II no constituye un método adecuado

para el contexto de toma de decisiones.--------------------------------------------------------------------------

Según el párrafo 15 de las “Pautas para la Evaluación de Análisis de Inversión”, “…Si la alternativa

a la actividad del proyecto es el suministro de electricidad desde la red, no se la deberá tomar como

inversión y se considerará adecuado un análisis de referencia". Como se mencionó anteriormente, el

escenario de la línea de base para la actividad del proyecto propuesto es la liberación del gas de

relleno sanitario a la atmósfera y la producción de energía por parte de la red nacional. Por lo tanto,

de conformidad con el párrafo 15 de dichas pautas, se selecciona el Análisis de Referencia (Opción

III) para la presente actividad del proyecto.----------------------------------------------------------------------

El indicador financiero para la actividad del proyecto es la TIR luego de impuestos del proyecto.-----

Sub-paso 2b: Opción III. Aplicación del análisis de referencia.--------------------------------------------

Selección del marco de referencia adecuado.-----------------------------------------------------------------

De conformidad con el párrafo 12 de las Pautas, “12. Pauta: En los casos en los que se utilice el

enfoque de referencia, el marco de referencia aplicado será adecuado al tipo de TIR calculada. Las

tasas de préstamo comerciales locales o promedio ponderado del costo de capital son marcos de

referencia apropiados para una TIR del proyecto. La rentabilidad financiera necesaria/prevista es un

marco de referencia adecuado para una TIR financiera. Los marcos de referencia proporcionados

por las autoridades nacionales son también adecuados si la Secretaría de Energía puede validar que

éstos son de aplicación en la actividad del proyecto y el tipo de cálculo de TIR presentado.” -----------

El flujo de caja del proyecto es libre, por consiguiente representa el efectivo generado por la

empresa, sin tener en cuenta su estructura financiera. En otras palabras, dicho flujo de caja está

representado por el efectivo disponible para los accionistas y para los acreedores y no incluye los

beneficios generados por la protección impositiva. ------------------------------------------------------------

Por consiguiente, el marco de referencia a considerar, debe tener en cuenta el retorno tanto para los

accionistas como para los acreedores, adecuadamente ponderado por la estructura del capital

(relación Deuda/Capital), y el beneficio generado por la protección impositiva. En consecuencia, el

marco de referencia es un promedio ponderado del costo de capital luego de impuestos.----------------

De conformidad con este enfoque ampliamente utilizado, el costo total de capital está representado

por el promedio ponderado del costo de la deuda y el costo del capital, en el que los dos costos se

encuentran ponderados por las proporciones relativas de la industria que están financiadas por deuda

y capital.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La formula para el cálculo de Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) es la siguiente:----------


25

( )ED

D*t1*KED

E*KWACC de +−+

+=

En la que,-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Ke= Costo de capital.-----------------------------------------------------------------------------------------------

Kd= Costo de deuda.------------------------------------------------------------------------------------------------

E= Capital.------------------------------------------------------------------------------------------------------------

D= Deuda.------------------------------------------------------------------------------------------------------------

t= Impuesto a las Sociedades.--------------------------------------------------------------------------------------

Como se puede apreciar, el modelo necesita cuatro datos para estimar el marco de referencia: ---------

a) Costo de capital.--------------------------------------------------------------------------------------------------

b) Costo de deuda.---------------------------------------------------------------------------------------------------

c) Índice Deuda Capital.--------------------------------------------------------------------------------------------

d) Impuesto a las Sociedades.--------------------------------------------------------------------------------------

A continuación se detallan los valores y fuentes utilizados para el cálculo de cada componente de

WACC: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

a) Costo de Capital.------------------------------------------------------------------------------------------------

De conformidad con el párrafo 15 de las “Pautas para Evaluación de Análisis de Inversión (Versión

05)”, “15. Pauta: Si el marco de referencia se basa en parámetros que se consideran normales en el

mercado, el costo de capital debería determinarse por: (a) la selección de valores indicados en el

Anexo A; o (b) el cálculo del costo de capital utilizando las mejores prácticas financieras, teniendo e

cuenta fuentes de datos que ser claramente validados por la Secretaría de Energía, mientras se

justifican adecuadamente todos los factores subyacentes. Los valores indicados en el Anexo A

también se pueden utilizar, como una simple opción por omisión, si se utiliza un marco interno de

referencia de la empresa.”------------------------------------------------------------------------------------------

Se debe tener en cuenta, que el marco de referencia tiene que calcularse con parámetros normales

presentes en el mercado en el momento de tomar la decisión de inversión. La versión 05 de las

Pautas para Evaluación de Análisis de Inversión se publicó en Julio de 2011, con posterioridad a la

decisión de realizar la inversión. Por consiguiente, desde el punto de vista de la parte que propone el

proyecto, es más exacto calcular el costo de capital utilizando valores actuales al momento de tomar

la decisión de invertir, es decir, mayo de 2010. ----------------------------------------------------------------

Así, la parte que propone el proyecto calculó el costo de capital utilizando las mejores para prácticas

financieras, específicamente el CAPM, Modelo de Fijación de Precios de Activos de Capital, un

marco de referencia ampliamente utilizado para calcular el costo de capital. En el libro “El costo real


26

del capital”, T. Ogier, J. Rugman y L. Spicer manifiestan que “CAPM es el marco de referencia más

utilizado para calcular el costo de capital”7.---------------------------------------------------------------------

La formula para calcular el Costo de Capital es la siguiente:--------------------------------------------------

EMRP*βRK fe += Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Rf = tasa de riesgo de un bono emitido por el Gobierno Argentino.-----------------------------------------

b = Beta de capital para inversión .--------------------------------------------------------------------------------

EMRP = Prima de Riesgo de Mercado.--------------------------------------------------------------------------

El CAPM deriva el costo de capital agregando una prima de riesgo a la tasa de riesgo libre del país

emisor. La prima de riesgo es un producto de la prima de riesgo de mercado (una medida de la

recompensa exigida por los inversores en un riesgo promedio de capital) y la beta de inversión (una

medida del riesgo sistemático relativo de la inversión de capital analizada). -------------------------------

De otra forma, los retornos promedio a largo plazo de bonos del tesoro de Estados Unidos, se pueden

utilizar como cero riesgo. En este caso, se tiene que agregar una prima de riesgo para el país receptor

para poder capturar el riesgo específico del país.---------------------------------------------------------------

EMRP*βRRK cfe ++=

Donde: ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Rf= Tasa Riesgo Cero de un bono del tesoro de Estados Unidos.--------------------------------------------

Rc = Prima de riesgo para el país receptor.----------------------------------------------------------------------

A efectos de garantizar el uso del marco de referencia más conservador, se analizan las dos

alternativas para calcular la tasa de riesgo cero. La primera alternativa, considera una tasa de bono

del Gobierno Argentino a largo plazo y de bajo riesgo; y la segunda, utiliza un bono de Estados

Unidos de tasa de riesgo cero aumentado por la prima de riesgo de Argentina.----------------------------

En los párrafos siguientes se explican las dos alternativas8. --------------------------------------------------

Alternativa A. Tasa de bono del Gobierno Argentino aumentada por una prima de riesgo adecuada

a efectos de reflejar la inversión privada y/o el tipo de proyecto .-------------------------------------------

- Tasa de bono del Gobierno Argentino.-----------------------------------------------------------------------

Desde el punto de vista financiero, ya que el proyecto es de largo plazo en términos nominales (si se

consideran los efectos de la inflación) y en USD, se debe tomar a una tasa nominal de bonos del

gobierno a largo plazo emitidos en USD como marco de referencia adecuado. --------------------------- 7 T. Ogier, J. Rugman y L. Spicer “El costo real del capital”, Finanzas, Prentice Hill. Página 30. 8 See “Benchmark.CBA.xls” para cálculos detallados y más información acerca de fuentes.


27

En Argentina existen dos bonos del gobierno a largo plazo emitidos en dólares estadounidenses. El

Bono Descuento, que vence el 31 de diciembre de 2033, y el Bono Par, que vence el 31 de diciembre

de 2038. Estos bonos son un título de deuda soberana emitidos por la República Argentina como

parte del plan de reestructuración de la deuda argentina que se realizó en 2005. En general, en

Argentina son negociados en el Mercado de Valores de Buenos Aires (Merval) y en el Mercado

Abierto Electrónico (MAE), bajo la supervisión de la Comisión Nacional de Valores. ------------------

Por lo tanto, ya que ambos títulos se emiten en la misma moneda que el flujo de capital, y que

vencen a largo plazo, se los considera como una tasa de bonos del gobierno adecuada para conformar

el marco de referencia. Sin embargo, considerando que la duración del proyecto es 14 años con una

prórroga potencial de 18 meses, y, así, prorrogarse hasta el año 2028, el vencimiento del bono que

será en 2033 se considera como un marco de referencia más apropiado.------------------------------------

Los datos utilizados para la tasa de bono del gobierno corresponden a las tasas mensuales observadas

durante los dos años previos a la decisión de inversión. En la siguiente tabla se presentan los valores

mensuales:------------------------------------------------------------------------------------------------------------

[Referencias:] Bono de Descuento 31/12/2033 – Fuente: Informes Mensuales – Página en los

Informes Mensuales. Promedio Mayo 2008 – Mayo 2010.-------------------------------------------------

Fuente: Informes Mensuales - Instituto Argentino de Mercado de Capitales

Discount Bond

12/31/203331/05/2010 13.38% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5864-2010-6-16T11-25-0.pdf 6130/04/2010 11.99% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5436-2010-5-28T12-33-0.pdf 331/03/2010 12.06% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5102-2010-4-22T11-3-0.pdf 6026/02/2010 13.56% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5098-2010-4-22T14-14-0.pdf 6029/01/2010 13.27% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5108-2010-4-7T16-21-0.pdf 6030/12/2009 11.35% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5168-2010-4-21T13-21-0.pdf 6030/11/2009 12.91% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5170-2010-4-21T13-21-0.pdf 6030/10/2009 13.17% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5176-2010-4-22T10-52-0.pdf 6030/09/2009 14.20% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5470-2010-5-28T17-52-0.pdf 5931/08/2009 16.01% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5472-2010-5-28T17-52-0.pdf 5931/07/2009 16.17% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5476-2010-5-31T11-8-0.pdf 5930/06/2009 17.35% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5478-2010-5-31T11-17-0.pdf 5929/05/2009 21.57% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5480-2010-5-31T11-27-0.pdf 5930/04/2009 27.43% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5498-2010-5-31T12-1-0.pdf 5931/03/2009 31.39% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5508-2010-5-31T13-22-0.pdf 6027/02/2009 28.00% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5510-2010-5-31T13-41-0.pdf 6030/01/2009 24.65% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/5512-2010-6-16T11-38-0.pdf 6030/12/2008 24.98% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6144-2010-9-14T16-33-0.pdf 7628/11/2008 26.06% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6148-2010-9-14T18-39-0.pdf 6631/10/2008 25.75% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6266-2010-9-15T16-36-0.pdf 6830/09/2008 15.37% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6268-2010-9-15T15-12-0.pdf 7831/08/2008 13.88% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6270-2010-9-15T15-14-0.pdf 7231/07/2008 13.69% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6274-2010-9-15T16-31-0.pdf 7230/06/2008 12.67% http://www.iamc.sba.com.ar/Imgs/Dyn/ArchivosLenguajes/6276-2010-9-15T16-22-0.pdf 78

Average May 2008-May 2010 17.95%

Source: Monthly ReportsPage in the

Monthly Reports


28

Series denominadas en dólares estadounidenses reguladas por la Ley Argentina9.

La tasa aplicable de bono del gobierno asciende a 17,95%.

• Prima de Riesgo.------------------------------------------------------------------------------------------

La prima de riesgo se ha determinado considerando la prima necesaria para reflejar la inversión

privada, ajustada según el tipo de proyecto. Por lo tanto, la prima de riesgo se calcula como el

producto de la prima de riesgo del mercado (que mide la ganancia que requieren los inversores para

aceptar los resultados inciertos asociados con la propiedad de títulos valores de riesgo promedio) y la

inversión beta (que mide la volatilidad del rendimiento de un activo financiero particular con

relación al rendimiento de mercado).-----------------------------------------------------------------------------

Prima de Riesgo = EMRP * β.-------------------------------------------------------------------------------------

En donde:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

EMRP = Prima de Riesgo del mercado.--------------------------------------------------------------------------

B = Beta.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Prima de Riesgo del Mercado (EMRP). -------------------------------------------------------------------------

La prima de riesgo del mercado se define como la ganancia que requieren los inversores para aceptar

los resultados inciertos asociados con la propiedad de títulos valores. Se calcula como el rendimiento

adicional que el tenedor de un título valor espera alcanzar por sobre un activo libre de riesgos, en

promedio. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Debido a las limitaciones del mercado de capitales de Argentina, el promedio aritmético de la

diferencia entre el rendimiento de las acciones y el rendimiento de los Bonos del Tesoro de los

Estados Unidos (títulos valores libres de riesgo) para el período 1926-2008 se consideró como

alternativa para el cálculo.------------------------------------------------------------------------------------------

Ibbotson, fuente reconocida para medir EMRP, calcula este parámetro. En la tabla a continuación, se

presentan los resultados alcanzados por este autor:-------------------------------------------------------------

9

La Ley Argentina o la Ley de Nueva York pueden regular las series denominadas en dólares estadounidenses. Se utilizará como marco de referencia el desempeño de los bonos argentinos regulados por la Ley Argentina, ya que el proyecto se desarrollará en este país. Se debe considerar que la cláusula 2.6 del Pliego de la Licitación establece que “toda controversia que pudiera surgir de la interpretación, el alcance, la ejecución o el cumplimiento de la Licitación, o que estuviera relacionada con ellos, se resolverá de conformidad con las Normas de Arbitraje del Mercado de Valores de Buenos Aires hasta el alcance que permita la ley, con renuncia a otro fuero o jurisdicción que pudiera corresponder. Las legislación de la República Argentina será la ley aplicable.”


29

[Referencias:] Período (Años) – Fechas – Ibbotson.---------------------------------------------------------

Según Ibbotson Associates, “el período histórico adecuado de los datos que se debe utilizar es el

período más largo de datos de calidad que estén disponibles”10. Por consiguiente, el párrafo 3 del

Anexo de las “Pautas de Evaluación de Análisis de Inversión (Versión 05) establecen que “3. La

prima de riesgo deriva de la rentabilidad financiera histórica a largo plazo en el Mercado de Estados

Unidos relativo a la ganancia de los bonos. Se utilizan promedios aritméticos más que geométricos

porque son más adecuados para estimar primas de riesgo futuras.”------------------------------------------

La prima de riesgo de Mercado aplicable asciende a 6,50%.

Beta.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El coeficiente beta mide la volatilidad del rendimiento de un activo financiero en particular con

relación al rendimiento del mercado, y representa su riesgo no diversificable.-----------------------------

Este coeficiente se puede estimar al referirse a los valores beta de compañías comparables que

cotizan en bolsa, es decir, una compañía con una actividad comercial o de un sector que sea similar a

la del proyecto evaluado.-------------------------------------------------------------------------------------------

La actividad del proyecto consiste en la extracción, recolección y destrucción de los gases generados

por la descomposición anaeróbica del residuo sólido municipal en una instalación de disposición, y

su utilización parcial para generar electricidad. Por lo tanto, se deberían utilizar los coeficientes beta

de esta industria para calcular el correspondiente para esta actividad del proyecto. Sin embargo, no

existen compañías que coticen en bolsa que permitan el cálculo del coeficiente beta específico para

esta industria.---------------------------------------------------------------------------------------------------------

Por consiguiente, ya que la actividad comercial de Central Buen Ayre implica la generación y venta

de electricidad a la red, a fin de evaluar el riesgo de la actividad del proyecto, se consideran como

opción aceptable los coeficientes beta para las compañías de generación de electricidad que cotizan

en bolsa de América Latina y de países más desarrollados.---------------------------------------------------

Period (Years) Dates Ibbotson

80 1926-2008 6.50%70 1939-2008 6.30%60 1949-2008 6.30%50 1959-2008 3.80%40 1969-2008 3.20%30 1979-2008 5.00%20 1989-2008 4.20%15 1994-2008 3.10%10 1999-2008 -4.50%5 2004-2008 -4.70%


30

Los valores beta de cada compañía en particular se extrajeron de Bloomberg.10 ------------------------------------------

Los coeficientes beta obtenidos de Bloomberg se apalancan por la estructura del pasivo con relación

al patrimonio de cada compañía. A los fines comparativos, en general, es necesario eliminar los

efectos de los diferentes niveles de apalancamiento corporativo. De esta manera, el coeficiente beta

de la compañía apalancada se convierte en una beta sin apalancar, utilizando el ratio pasivo-

patrimonio de la compañía y la tasa efectiva de impuestos10.-------------------------------------------------

En la siguiente tabla se presentan las empresas comparables con sus respectivas betas sin apalancar y

la estructura de capital promedio10:-------------------------------------------------------------------------------

Fuente: Bloomberg.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------- [Referencias:] Nombre de la Empresa – País – Sub-grupo – Beta sin apalancar (Adj) –

Histórico.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Mínimo – Promedio – Mediano – Máximo.-------------------------------------------------------------------

Sub-grupo: Producción de Electricidad.----------------------------------------------------------------------

Para calcular el Mercado Beta apalancado, se aplicó la siguiente fórmula:---------------------------------

βL = βU (1 + D(1 – T) / E)

En donde: βL es Beta apalancado, βU es beta sin apalancar, T es la tasa impositiva marginal11 y D/E

es la estructura promedio de capital de empresas similares que cotizan en bolsa.--------------------------

10 De la muestra de compañías analizadas de Bloomberg, algunas fueron excluidas del análisis por distintas razones:

a. No hay datos disponibles para valores beta actuales; esto significa que el activo de la empresa no se ha comercializado en el último período de observación. Como consecuencia de esto, empresas de Brasil, Perú y Estados Unidos han sido excluidas de la muestra.

b. Los valores Beta apalancados ajustados, las tasas impositivas vigentes o la estructura de deuda capital no están disponibles, y por lo tanto no es posible estimar beta sin apalancar para la empresa. Como consecuencia de esto, empresas de Brasil, Perú y Estados Unidos han sido excluidas de la muestra

c. Se observa un bajo coeficiente de determinación (ver columna “COEF_DETER_R_SQUARED2”). Esto significa que la regresión que estima beta para la empresa no es estable y, por lo tanto, el valor previsto probablemente provoque ruido. Por lo tanto, aquellos beta con un bajo coeficiente de determinación no se consideran en al cálculo de la industria. Como consecuencia de esto, empresas de Venezuela, Brasil e Islas Cayman han sido excluidas de la muestra.

11 Fuente: Estudio de Tasa Impositiva para Empresas de KPMG (http://www.kpmg.com/Global/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/Documents/KPMG-Corporate-Indirect-Tax-Rate-Survey-2009.pdf)

Company Name Country Sub-Group Bu (Adj) Historic D/(D+E)

Tractebel Energia SA BRAZIL Electric-Generation 0.82 15%Cia Energetica de Sao Paulo BRAZIL Electric-Generation 1.03 34%AES Tiete SA BRAZIL Electric-Generation 0.65 18%Empresa Electrica Pehuenche SA CHILE Electric-Generation 0.67 1%Isagen SA ESP COLOMBIA Electric-Generation 0.82 10%AES Corp/The UNITED STATES Electric-Generation 0.54 63%Min 0.54 0.01 Average 0.76 0.24 Median 0.75 0.16 Max 1.03 0.63


31

La “Herramienta para le demostración y evaluación de la adicionalidad” establece que se deberán

utilizar los parámetros normales del mercado para definir el marco de referencia. Por lo tanto, para

calcular el coeficiente beta apalancado de la industria, se utilizan las estructuras promedio de capital

de compañías comparables que cotizan en bolsa. El modelo es el mismo que el empleado para

calcular el coeficiente beta.-----------------------------------------------------------------------------------------

La estructura del capital de la industria según la información de Bloomberg es la siguiente:------------

• Patrimonio/(Pasivo+Patrimonio) = 76% -----------------------------------------------------------------------

• Pasivo/(Pasivo+Patrimonio) = 24% ----------------------------------------------------------------------------

La Beta sin apalancar aplicable es 0,756 ----------------------------------------------------------------------

La Beta apalancada aplicable es 0,908 -----------------------------------------------------------------

- Costo de cálculo de patrimonio: Alternativa A.-----------------------------------------------------

De conformidad con la tabla que antecede, el costo del patrimonio resultante de la aplicación de la

Alternativa A es 23,85%.-------------------------------------------------------------------------------------------

Alternativa B. Tasa Libre de Riesgo de Estados Unidos incrementada por una prima de riesgo del

país y una prima de riesgo adecuada para reflejar la inversión privada y/o el tipo de proyecto.-------

Para realizar este análisis, se consideró el mismo período que en la Alternativa A. Por consiguiente,

las cifras corresponden a los promedios entre Mayo de 2008 y Mayo de 2010. ---------------------------

- Tasa Libre de Riesgo de Estados Unidos.--------------------------------------------------------------------

De conformidad con el Anexo de las Pautas de Evaluación de Análisis de Inversiones (Versión 05),

“2. La tasa de retorno libre de riesgo se calcula en base a ganancias promedio a largo plazo de bonos

del tesoro de Estados Unidos. El mercado de valores de Estados Unidos actúa como mandatario

porque posee la mayor cantidad de datos registrados sobre los bonos del gobierno y de acciones.”----

Considerando que la moneda en la que está expresado el Flujo de Caja es dólares estadounidenses en

términos nominales, se considera un bono del gobierno del tesoro de Estados Unidos (sin indexación

por inflación). -------------------------------------------------------------------------------------------------------

FuentesBono del Gobierno Argentino 17.95% Bono Argentino a largo plazo promedio, en dólares estadounidenses. Vencimiento: 2033. Fuente: IAMCPrima de Riesgo 5.90%

Prima de Riesgo de Mercado de Capital 6.50% Fuente: IbbotsonBeta sin apalancar 0.756 Beta de Mercado. (Empresas de Energía Eléctrica) Fuente: Bloomberg. Beta Apalancada 0.908 Beta de Mercado apalancada por estructura deuda-capital promedio del Mercado. Fuente: Bloomberg.

Costo de Capital (Ke) 23.85%

E/(D+E) 76% Estructura de Mercado deuda – capital. Fuente: Bloomberg.D/(D+E) 24% Estructura de Mercado deuda-capital.. Fuente: Bloomberg.D/E 31%

Tasa Impositiva 35% Fuente: Relevamiento de KPMG de Tasa Impositiva


32

Teniendo en cuenta que no hay información de bonos con vencimiento a 15,5 años (el período que

abarca el proyecto) se considera un promedio entre bonos del Tesoro de Estados Unidos con

vencimientos a 10 y 20 años.---------------------------------------------------------------------------------------

Los datos sobre los rendimientos diarios son obtenidos de la Reserva Federal12 de Estados Unidos.---

La tasa de aplicación Libre de Riesgo es del 3,85% • Prima Riesgo País .---------------------------------------------------------------------------------------

Con el fin de estimar la prima de riesgo de Argentina, se considera el Indice para Bonos de Mercados

Emergentes para Argentina (EMBI+ AR), calculado por la firma internacional JP Morgan Chase. El

EMBI+ rastrea ganancias para instrumentos de deuda externa comercializados activamente en

mercados emergentes.-----------------------------------------------------------------------------------------------

El objetivo de este índice es crear un marco de referencia que reflejaría en forma precisa y objetiva

los retornos de ganancias de precios e ingresos por intereses sobre una cartera de deudas de mercados

emergentes comercializadas. El índice J.P. Morgan EMBI+, incluyendo los bonos más importantes y

líquidos en países con mercados emergentes, representa en forma razonable las oportunidades

disponibles para inversores en este mercado. -------------------------------------------------------------------

Se define al índice EMBI+ como la brecha entre el rendimiento de los bonos emitidos por el

gobierno Argentino expresados en dólares estadounidenses, y los Bonos del Tesoro de Estados

Unidos12. -------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La Prima de Riesgo País aplicable asciende a

10,58% • Prima de Riesgo.------------------------------------------------------------------------------------------

El cálculo de la prima de riesgo ya se explicó en la presentación de la Alternativa A y los mismos

resultados se aplican para esta alternativa.-----------------------------------------------------------------------

• Cálculo de Costo de Capital: Alternativa B.--------------------------------------------------------

12 Los valores diarios de EMBI+ y el link a la fuente de información se presentan en la planilla de cálculo “Benchmark. CBA.xls”


33

Según la tabla precedente, el Costo de Capital resultante de la aplicación de la Alternativa B,

asciende a 20,33%.--------------------------------------------------------------------------------------------------

a) Costo de Deuda.-------------------------------------------------------------------------------------------------

Con respecto al costo de deuda, el párrafo 16 establece las siguientes pautas: “16. Pauta: [...] Si el

marco de referencia se basa en parámetros que son comunes en el mercado, el costo de deuda se

debería calcular como el costo de financiación en los mercados de capital (por ejemplo: tasas de

préstamo comerciales y garantías requeridas para el país y tipo de actividad del proyecto), en base a

prueba documentada de instituciones financieras con respecto al costo de financiación de la deuda de

proyectos que pueden compararse. En los casos que dicha información no esté disponible, se deberá

utilizar la tasa de préstamo comercial en el país receptor para calcular el costo de la deuda.”-----------

El Banco Central de la República Argentina publica series históricas de tasas de interés sobre

préstamos otorgados en base a la principal actividad económica del receptor. Dichos datos son

configurados por el Banco Central recabando información de préstamos otorgados por instituciones

financieras a residentes. Por consiguiente, esta será la tasa de préstamo comercial exigida al país y al

respectivo tipo de actividad de proyecto.------------------------------------------------------------------------

Si consideramos que la principal actividad del proponente del proyecto es la Gestión y Disposición

de Residuos, la tasa correcta que se debe utilizar es la tasa de préstamo para el sector “Disposición de

Aguas Residuales y Residuos, servicios sanitarios y actividades similares” que incluyen

“Recolección, reducción y disposición de residuos” conforme a la “Clasificación Nacional de

Actividades Económicas de 1997”. ------------------------------------------------------------------------------

El Banco Central recaba información de instituciones financieras sobre préstamos otorgados en

Pesos Argentinos y moneda extranjera. Las tasas de préstamos otorgados en moneda local se

seleccionaron como la tasa de préstamo comercial porque la cantidad de transacciones y saldos en

moneda extranjera son escasos (menos del 1% del total de préstamos otorgados en el período) a

considerar como un apoderado para el costo de financiación del proponente del proyecto. De hecho,

FuentesEEUU Libre Riesgo 3.85% Bonos promedio del tesoro de EEUU - Vencimiento 10 y 20 años. Fuente: Reserva Federal Prima Riesgo País 10.58% Riesgo País Promedio JP Morgan. Fuente: Ministerio de Economía, Argentina, en base a JP Morgan. Prima Riesgo 5.90%

Prima Riesgo Mercado Capital 6.50% Fuente: IbbotsonBeta sin apalanacar 0.756 Beta Mercado. (Empresas de Energía Eléctrica) Fuente: Bloomberg. Beta apalancada 0.908 Beta Mercado apalancada por estructura promedio deuda-capital del mercado. Fuente: Bloomberg.

Costo de Capital (Ke) 20.33%

E/(D+E) 76% Estructura de Mercado Deuda-Capital. Fuente: Bloomberg. D/(D+E) 24% Estructura de Mercado Deuda-Capital. Fuente: Bloomberg. D/E 31%

Tasa Impositiva 35% Fuente: Relevamiento de KPMG de Tasa Impositiva para empresas


34

3 de 8 de los trimestres considerados para el análisis no presentan ninguna tasa para préstamo en

moneda extranjera13.------------------------------------------------------------------------------------------------

A continuación se presenta una tabla con las tasas de préstamo para empresas del sector “Disposición

de Aguas Residuales y Residuos, servicios sanitarios y actividades similares” entre Mayo de 2008 y

Mayo de 2010: ------------------------------------------------------------------------------------------------------

Fuente: Banco Central de la República Argentina (www.bcra.gov.ar).--------------------------------------------------Ver "Estadísticas e indicadores" - "Monetarias y financieras" - Descarga de paquetes estandarizados de series-- históricas - Seleccionar "Tasas de Interés - Por Préstamos al Sector Privado No Financiero - Series Trimestrales - Desagregación de las tasas de interés según la actividad del deudor"---------------------------------- Descargar series para los años 2008, 2009 y 2010.-------------------------------------------------------------------------

La tasa de préstamo comercial aplicable para el país y el tipo de actividad del proyecto

asciende a 22,30%.------------------------------------------------------------------------------------------------

Resultados de Marco de Referencia: Comparación de Alternativas .----------------------------------------

13 Los datos de las cifras en Pesos Argentinos de préstamos otorgados en moneda local y extranjera se detallan en la planilla "Marco de referencia CBA”.

Fecha Moneda Préstamos en Efectivo - total (9)(6) Total Capital Resto del país

(1: moneda Federal Buenos Aireslocal; 2: moneda Total Gran RestoExtranjera) Buenos

(7) AiresDisposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si 20080630 1 28.72 28.55 26.16 26.05 28.81Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si

20080630 2 10.63 10.63

Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si

20080930 1 21.32 21.84 19.67 19.32 28.42


20080930 2


20081231 1 31.15 31.42 31.42 31.09 40.51


20081231 2

Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si 20090331 1 23.70 24.31 22.93 22.16 38.24s 20090331 2 17.13 17.13Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si

20090630 1 23.43 23.73 19.70 19.32 20.27


20090630 2 19.95 19.95

Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si 20090930 1 23.87 25.36 22.26 17.43 34.42Disposiición de aguas residuales y residuos, servicios sanitarios y ac si

20090930 2 19.95 19.95


20091231 1 12.09 10.75 16.42 15.86 18.33


20091231 2 7.37 7.37


20100331 1 14.15 13.77 14.53 14.19 15.51


20100331 2


20100630 1 28.83 33.06 14.96 14.54 16.48


20100630 2

Promedio 1 22.30 22.47 21.64 20.68 28.06Promedio 2 15.01 15.01


35

A efectos de garantizar el uso del marco de referencia más conservador, se elige la Alternativa B. Por

consiguiente el marco de referencia asciende a 18,95%.-------------------------------------------------------

Sub-paso 2c. Cálculo y comparación de indicadores financieros.------------------------------------------

El análisis de inversión se realizó para una capacidad de generación de 11,796 eMW. Como se

explicará, los valores de la inversión se basan en los contratos celebrados y en las propuestas de

precio realizadas.----------------------------------------------------------------------------------------------------

El análisis financiero se realizó por un período de 15 años y medio14, de acuerdo con los términos del

contrato celebrado con ENARSA. Dicho contrato es el resultado de una licitación competitiva15,

como se describió en la sección A.2.------------------------------------------------------------------------------

Dentro del marco de la licitación mencionada anteriormente, se presentó una propuesta en cuya

oferta económica se mencionaba la ganancia requerida por unidad eléctrica suministrada, y la energía

de la planta a instalar. La propuesta del proponente implicaba la venta a ENARSA de la electricidad

resultante de 10MW14 de energía a la tasa fija en dólares de USD/MWh 123,97. De conformidad

con las cláusulas 11.2, 11.3, 11.4 y 11.6 del Pliego de la Licitación, y la cláusula VI2 del PPA, el

precio se debería fijar en USD/MWh, el que no se modificará durante el plazo del contrato y que

constituirá la única contraprestación que la parte contratante realizará al contratista.--------------------

Cabe mencionar que la sección de “Antecedentes de la Contratación” del Pliego de la Licitación hace

referencia a que el precio de la licitación debería tener en cuenta los ingresos de los CER que el

desarrollador del proyecto podría obtener a través del MDL. Esto hace posible que el costo de la

licitación sea más bajo que el que se hubiera obtenido ante la falta de los CER14. ------------------------

14 “El reconocimiento de esas reducciones, a través de la eventual obtención, por parte de los Oferentes, de ingresos por la colocación de Certificaciones de Reducción de Carbono (“Bonos de Carbono”) a través del

A BBono del Gobierno Argentino 17,95%EEUU Libre Riesgo 3,85% Prima Riesgo País 10,58%Prima Riesgo 5,90% 5,90% Costo de Capital (Ke) 23,85% 20,33%

Costo de Deuda 22,30% 22,30%

E/(D+E) 76% 76%D/(D+E) 24% 24%D/E 31% 31%

Tasa Impositiva 35% 35%

WACC 21,65% 18,95%

Alternativas


36

Las cláusulas III.3.y III.4. del contrato celebrado con ENARSA por 10 MW establecen que “el

contratista comprará el 100% de los MWh que resulten de multiplicar la energía contratada (10 MW)

por cada hora generados durante el Plazo del contrato, y que el excedente por hora de electricidad

provista por sobre la electricidad contratada, tal como se lo indica en III.4, se venderá al valor del

mercado y se abonará totalmente de conformidad con los Procedimientos15”. Por ende, se venderá en

el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) la electricidad generada que exceda la contratada por

ENARSA al precio del mercado. ---------------------------------------------------------------------------------

La siguiente tabla presenta los datos relevantes considerados en el análisis15..----------------------------- Datos generales 16.--------------------------------------------------------------------------------------------------

Mecanismo de Desarrollo Limpio, será de utilidad a los efectos de la sustentabilidad de la estructura de costos del Mercado Eléctrico Mayorista, que estará afectada por los contratos que resulten de la presente licitación”. (Página 10 del Pliego). 15 Ver “CBA.IRR.xls” para acceder a todos los supuestos y las sensibilidades. 16 De conformidad con una carta de Finning Cat la vida útil real de los generadores es de 15 años. Sin embargo, se utiliza un esquema de amortización de 10 años en el flujo de caja ya que la amortización se ha estimado para poder calcular el impuesto a las ganancias que se debe pagar. Por favor, ver Resolución General 3998/199516 sobre Impuesto a las Ganancias. Aunque no existen porcentajes específicos establecidos por la Ley para los diferentes tipos de activos, la Resolución antes mencionada establece una tabla de referencia con porcentajes de amortización que pueden utilizarse para calcular la amortización anual deducible del impuesto a las ganancias a pagar por las personas físicas. Para el cálculo de la amortización anual deducible del impuesto a las ganancias para personas jurídicas, el Gobierno Argentino no emitió ninguna Resolución. Conforme a las prácticas y costumbres, las personas jurídicas han adoptado el mismo enfoque definido para las personas físicas.


37

Costos de Inversión (USD).---------------------------------------------------------------------------------------

Concepto 2011 2012 TOTAL Sistema de Recolección 2.225.789 1.377.578 3.603.367 Sistemas de Producción de energía17 9.098.439 - 9.098.439 Sistema de Transmisión 5.327.347 1.331.837 6.659.183 Sistema de Quemadores 1.636.455 - 1.636.455 Obras Civiles y muebles 126.161 235.915 362.076 SUB –TOTAL 18.414.191 2.945.329 21.359.521 IVA 3.400.501 615.473 4.015.974 TOTAL 21.814.692 3.560.803 25.375.495

17 Los costos de inversión de los Sistemas de Producción de Energía fueron obtenidos de una oferta comercial de Finning Cat recibida en Noviembre de 2009. El precio original ascendía a USD 8,987 millones. Teniendo en cuenta que la decisión de inversión se tomó en Mayo de 2010, dicho valor fue ajustado por inflación. El período considerado por el ajuste de inflación fue desde Noviembre de 2009 hasta Mayo de 2010 (7 meses). El valor considerado para el ajuste por inflación (2,135% anual) fue extraído del Panorama Económico Mundial del Fondo Monetario Internacional de Abril de 2010. El valor corresponde al Indice de Precios al Consumidor para Estados Unidos proyectado para 2010, ajustado para contemplar solamente los 7 meses que corresponden al ajuste por inflación. Fuente: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/01/weodata/weorept.aspx?sy=2008&ey=2015&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&c=111&s=PCPI%2CPCPIPCH%2CPCPIE%2CPCPIEPCH&grp=0&a=&pr1.x=127&pr1.y=7

Precios unitarios consideradosTarifa de ENARSA por MWh (S/IVA) $ 123,97 Tarifa del MEM por MWh (S/IVA) $ 29,65 CER´s $ 12,48

Producción (15.5 años)Electricidad entregada a ENARSA (MWh) 1.096.993 Electricidad entregada al MEM (MWh) 137.398CER´s 6.043.349 ImpuestosIImpuesto a las ganancias 35%

Impuesto al débito 0,40%

Crédito fiscal 0,60% Ingresos Brutos (energía) 1%

Otros datos relevantesMoneda Dólar

EEUU Inflación anual estimada (USD)

Ver hoja De costos

Duración Proyecto 14 años+ 18meses

Depreciación activos para fines fiscales (meses)120

Valor residual de los activos 869.427,97 Tipo de cambio ($arg/USD) 3,92 Ministerio de Economía - Al 31de Mayo de2010 -

http://www.mecon.gov.ar/peconomica/basehome/infoeco.html

Previsiones y Proyecciones años 2009 a 2020. año a año(desde enero 2010). Tabla E-1. por año calendario. Indice de precios al consumidorhttp://www.cbo.gov/ftpdocs/108xx/doc10871/AppendixE.shtml#1045449

Contrato celebrado con ENARSA

Resolución General 3998/1995 (Página 10) - http://www.boletinoficial.gov.ar/DisplayPdf.aspx?f=19950529&s=01&pd=13&ph=31

Ver "Hoja de cálculo valor residual

FuenteContrato firmado por Central Buen Ayre y ENARSACAMMESA – Ver Planilla de tarifas de MEM

Datos TécnicosDatos TécnicosDatos Técnicos

Fuente: Relavamiento de Impuestos Corporativos de KPMG (http://www.kpmg.com/Global/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/Documents/KPLaw 25413: http://biblioteca.afip.gob.ar/afipres/LEY_25413_01.pdfDecreto 969/2001: http://www.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/65000-69999/68099/norma.htmDecreto 534/2004: http://www.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/90000-94999/94676/norma.htm

http://biblioteca.afip.gob.ar/afipres/LEY_25413_01.pdfFuente: Ley Impositiva Prov. de Bs. As. - http://www.gob.gba.gov.ar/legislacion/legislacion/l-14044.html


38

. Costos de Operación y Mantenimiento.-----------------------------------------------------------------------

Costos Principales de Operación y Mantenimiento

(Costo Unitario Promedio) Unidad USD Fuente

Operación y mantenimiento, degassing (gl) Mes $7.049,79 Cotizaciones de diferentes proveedores

Mantenimiento sistema de recolección (gl) Mes $ 2.914,48 Estimaciones de la empresa Operación y mantenimiento, Producción de energía18 USD/MWh $ 18,13 Cotización de Finning Cat

ajustada por inflación

Mantenimiento y seguridad (gl) Mes $ 44.009,00

Estimaciones de la empresa en base a cotizaciones y costos de salarios de conformidad con el Convenio de Trabajo.

Consumo de energía USD/MWh $ 30,50 Factura de EDENOR – Ver hoja de cálculo de Tarifas de Consumo

Otros costos de consumo (gl) Mes $ 3.348,30

Estimaciones de la empresa en base a cotizaciones y costos de salarios de conformidad con el Convenio de Trabajo.

Mantenimiento, Sistema de Transmisión de voltaje medio (gl) Mes $ 23.029,68

Estimaciones de la empresa derivadas de un Informe de una consultora (ECT Consulting)

Mantenimiento de Equipos de Medición (gl) Mes $ 7.933,44 Cotizaciones de diferentes Proveedores

Gastos administrativos (gl) Mes $ 47.426,18

Estimaciones de la empresa en base a la experiencia del proponente del Proyecto en la operación de Norte IIIb y salaries obtenidos de “Relevamiento Anual del mercado general", por Aon Hewitt.

Desmontaje y transferencia de la propiedad Mes (sólo por $ 50.258,06 Estimaciones de la empresa 18 Los costos de operación y mantenimiento de Producción de Energía fueron obtenidos a partir de una oferta comercial de Finning Cat recibida en Noviembre de 2009. El precio original se fijó en 17 USD/ MWh. Teniendo en cuenta que la decisión de inversión se tomó en Mayo de 2010, el precio sufrió un ajuste por inflación. El período considerado fue desde Noviembre de 2009 hasta Mayo de 2010 (7 meses). Se utilizaron dos índices diferentes para el ajuste por inflación, considerando que los costos originales de operación y mantenimiento de producción de energía incluyen el precio por MWh, el mantenimiento de la planta de tratamiento de gas y los costos relacionados con la operación de dicha planta. Para los primeros dos componentes de los costos de operación y mantenimiento antes mencionados, el valor considerado para el ajuste por inflación (2,135% anual) fue obtenido del Panorama Económico Mundial del Fondo Monetario Internacional de Abril de 2010 y corresponde al Indice de Precios al Consumidor para Estados Unidos proyectado para el 2010. Para los costos relacionados con la operación de la planta, se tuvo en cuenta el ultimo convenio de trabajo de la Unión Metalúrgica para el incremento de salaries. El incremento salarial acordado en el convenio de trabajo fue del 25%. Ambos ajustes por inflación contemplan solamente los 7 meses entre la toma de decisión de inversión y la cotización. Fuentes: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/01/weodata/weorept.aspx?sy=2008&ey=2015&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&c=111&s=PCPI%2CPCPIPCH%2CPCPIE%2CPCPIEPCH&grp=0&a=&pr1.x=127&pr1.y=7 http://www.uom.org.ar/documentos_varios/LAUDO%2029%202010.PDF


39

(gl)19 los últimos tres meses del

proyecto)

resultantes de un % informado por Finning Cat.

La Tasa Interna de Retorno del Proyecto luego de impuestos, sin considerar la ganancia proveniente

de la venta de CER, asciende a 12,38%.--------------------------------------------------------------------------

Cuando se consideran las ganancias de MDL, la TIR para el proyecto alcanza el 26,70%.--------------

Resultado del Sub-paso 2c.---------------------------------------------------------------------------------------

Según el cálculo del flujo de capital del proyecto propuesto, la Tasa Interna de Retorno luego de

impuestos del proyecto sin las ganancias del MDL es de 12,38%, que está por debajo del marco de

referencia de 18,95%.-----------------------------------------------------------------------------------------------

Sub-paso 2d: Análisis de sensibilidad.---------------------------------------------------------------------------

El análisis de sensibilidad se utiliza para demostrar si la conclusión acerca del atractivo financiero es

sólida, dadas las variaciones razonables de los supuestos críticos. ------------------------------------------

Según la Guía para la Evaluación del Análisis de Inversión, “Solamente las variables, incluidos los

costos iniciales de inversión, que constituyen más del 20% del total de los costos del proyecto o de

los ingresos totales del proyecto deben ser sometidas a variación razonable (no necesariamente todos

los parámetros variados tienen que ser sometidos a variaciones tanto negativas como positivas de la

misma magnitud). Los resultados de esta variación deben ser presentados en el DDP y poder

reproducirse en las correspondientes hojas de cálculo”. -------------------------------------------------------

Por lo tanto, de conformidad con la Guía para la Evaluación del Análisis de Inversión, los costos de

inversión, de operación y mantenimiento y los ingresos totales estarán sujetos a variaciones

razonables.------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Con respecto a los costos de mantenimiento y operación, el único costo que constituye más del 20%

de los costos totales del proyecto es el de “Operaciones y Mantenimiento, Producción de Energía”,

que representa más del 34% 20 de los costos totales del proyecto. -------------------------------------------

19 La estimación de los costos de desmantelamiento y transferencia de la propiedad fue desarrollada utilizando información enviada por Finning en Noviembre de 2009. Teniendo en cuenta que la decisión de inversión se tomó en Mayo de 2010, el precio sufrió un ajuste por inflación. El período considerado fue desde Noviembre de 2009 hasta Mayo de 2010 (7 meses). El valor considerado para el ajuste por inflación (2,135% anual) se obtuvo de Panorama Económico Mundial del Fondo Monetario Internacional de Abril de 2010. El valor corresponde al Indice de Precios al Consumidor para Estados Unidos proyectado para 2010, ajustado para contemplar solamente los 7 meses que corresponden al ajuste por inflación. Fuente: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/01/weodata/weorept.aspx?sy=2008&ey=2015&scsm=1&ssd=1&sort=country&ds=.&br=1&c=111&s=PCPI%2CPCPIPCH%2CPCPIE%2CPCPIEPCH&grp=0&a=&pr1.x=127&pr1.y=7 20 Para calcular este porcentaje, se dividió la suma de los costos de operación y mantenimiento relacionados con la producción de energía durante la vigencia del proyecto por la suma de los costos totales del proyecto durante el mismo período sin considerar el Impuesto al Valor Agregado.


40

Para demostrar que la conclusión con respecto al atractivo económico soporta las variaciones

razonables en las hipótesis críticas, todos los conceptos que componen los costos de operación y

mantenimiento estarán también sujetos a variaciones razonables. Por lo tanto, en este escenario, no

solo estarán sujetos a variaciones los costos de operación y mantenimiento de la producción de

energía sino que también estarán sujetos al análisis de sensibilidad el resto de los costos de operación

y mantenimiento, incluidos la Operación y Mantenimiento del sistema de desgasificación,

mantenimiento del sistema de recolección, costos de mantenimiento y seguridad, consume eléctrico,

otros costos de consume, mantenimiento del sistema de transmisión de voltaje medio y equipos de

medición, gastos administrativos, así como también desmantelamiento y transferencia de la

propiedad. Todos estos conceptos juntos representan, en promedio, 77%21 del total de los costos del

proyecto. El restante 23% está formado por los costos de seguro, impuestos y honorarios, y otros

costos, como el Canon que se paga a CEAMSE. ---------------------------------------------------------------

Con respecto a los ingresos del proyecto, considerando que la única ganancia que, ante la falta del

MDL, el proponente del proyecto podría recibir, es el ingreso relacionado con la venta de energía,

tanto la tarifa como la cantidad de energía generada han sido objeto de variaciones razonables para

mostrar la robustez con respecto a la evaluación de adicionalidad. ------------------------------------------

Con respecto al rango para el análisis de sensibilidad, la Guía establece que “las variaciones en los

análisis de sensibilidad deben cubrir por lo menos un rango de +10% y -10%, a menos que esto no se

considere adecuado en el contexto de las circunstancias específicas del proyecto”. ----------------------

Por lo tanto, se realizó un análisis de sensibilidad alterando las parámetros más importantes; a saber:

• Costos de inversión (+/-5%, +/-10%) --------------------------------------------------------------------------

• Costos de operación y mantenimiento (COyM) (+/-5%, +/-10%)------------------------------------------

• Costos de Operación y Mantenimiento totales (O&M) que representan más del 77% de los costos

totales del proyecto (+/-5%, +/-10%).----------------------------------------------------------------------------

• Costos de Operación y Mantenimiento de la Producción de Energía, que representan más del 34%

del total de los costos (+/- 5%, +/- 10%).------------------------------------------------------------------------

• Tarifa de electricidad – Mercado Eléctrico Mayorista (+/-5%, +/-10%). La tarifa que resultó de la

licitación no está sujeta a variaciones ya que, como se establece en el contrato celebrado con

ENARSA, será fija durante todo el plazo del contrato. Por lo tanto, la única tarifa sujeta a

aumentos/reducciones es la correspondiente al precio de mercado del Mercado Eléctrico Mayorista

(MEM).--------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 21 Para calcular este porcentaje, se dividió la suma de los costos de operación y mantenimiento durante la duración del proyecto por la suma de los costos totales del proyecto durante el mismo período sin considera al Impuesto al Valor Agregado.


41

• Producción de energía (+/- 5%, +/- 10%).----------------------------------------------------------------------

Los resultados del análisis de sensibilidad derivan de variar estos parámetros claves

independientemente, y se presentan en la siguiente tabla:-----------------------------------------------------

A continuación, se realizan algunas consideraciones relacionadas con el análisis de sensibilidad: -----

Costos de inversión, y de operación y mantenimiento: Si los costos de operación y mantenimiento

sufrieran una reducción del 10%, la TIR alcanzaría el 13,73%. Si el costo de inversión sufriera una

reducción del 10%, la TIR del proyecto sería del 14.18%.----------------------------------------------------

Los costos de inversión necesitan una disminución del 29% para que la TIR del proyecto alcance el

marco de referencia.-------------------------------------------------------------------------------------------------

Los Costos de Operación y Mantenimiento deben disminuir un 51 % para que la TIR del proyecto

alcance el marco de referencia. Si solamente se consideran los costos de operación y mantenimiento

de la producción de energía, necesitan ser inferiores a cero para que la TIR del proyecto alcance el

marco de referencia.-------------------------------------------------------------------------------------------------

Sin embargo, cabe mencionar que no es de esperar una reducción del 10% en los costos de operación

y mantenimiento, y de inversión. De hecho, en el momento del presente DDP, algunas de las cifras

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

-10% -5% 0% +5% +10%

Producción energía

Tarifa MEM

Costos de Inversión

Costos Operación y Mantenimiento Costos Operación y Mant., Prod. energía

Marco de Ref (Benchmark)

-10% -5% 0% +5% +10%Producción de energía 9,90% 11,17% 12,38% 13,56% 14,72% Tarifa MEM 12,27% 12,32% 12,38% 12,44% 12,50% Costos de Inversión 14,18% 13,24% 12,38% 11,59% 10,85% Costos Operación y Mantenimiento 13,73% 13,06% 12,38% 11,69% 10,98% Costos Operación y Mantenimiento, Producción de energía

13,02% 12,70% 12,38% 12,06% 11,74%


42

actualizadas han sufrido un aumento al compararlas con las consideradas en los flujos de efectivo

consignados en el presente DDP. Como un ejemplo de esto, CBA ha solicitado una nueva cotización

a Finning Cat para la inversión del Sistema de Producción de Energía y los costos de operación y

mantenimiento. Con respecto a los costos de inversión, la cotización actualizada de Abril de 2011

muestra un incremento del 19,7% cuando se la compara con la cotización solicitada en el momento

de decisión de la inversión en Mayo 2010. Cabe destacar que ésta constituye la inversión más

relevante para el proyecto, y que representa más del 42% de la inversión total del proyecto (sin

considerar IVA)22. Asimismo, algunos de los costos de inversión del sistema de recolección han sido

actualizados y muestran un incremento del 17%.---------------------------------------------------------------

De igual manera, el costo de operación y mantenimiento para el sistema de generación de energía,

que representa más del 34% de los costos totales o el 45% de los costos de operación y

mantenimiento (sin considerar los costos de seguro, impuestos, honorarios y otros costos) han

experimentado un incremento superior que alcanza el 24,3%.------------------------------------------------

Los costos de mantenimiento y seguridad también sufrieron un incremento desde Mayo de 2010. En

este caso, dicho incremento asciende a 17,8%. -----------------------------------------------------------------

Tarifa de electricidad y generación de energía: La tarifa de la cantidad de energía vendida a

ENARSA se rige por el Contrato de Compra de Energía celebrado entre el desarrollador del proyecto

y el tomador. La tarifa, fijada en USD, se establece por toda la duración del CCE, es decir, 14 años, y

puede prorrogarse, a opción del contratista por otros 18 meses. Por lo tanto, como se mencionó

anteriormente, el precio sujeto a variaciones es el precio del mercado del MEM.-------------------------

Considerando lo mencionado anteriormente, el impacto en la TIR del proyecto equivalente a un 10%

de incremento en los precios contado no es muy significativo. La tarifa necesita ser un 554%

superior (193,96 USD/MWh) cuando la TIR cumpla con el marco de referencia.-------------------------

De esta manera, las disposiciones del contrato establecen que el exceso de energía de la pautada con

ENARSA, es decir, la energía que corresponde a lo establecido en el contrato (10MW) por hora, se

venderá en el MEM. Por consiguiente, el aumento de la energía producida se venderá al precio de la

licitación sólo si la cantidad de energía contratada con ENARSA no se encuentra al límite durante

esa hora. A efectos de estimar el impacto en el incremento / disminución de la cantidad de

producción de energía en la TIR del Proyecto, se ha supuesto un aumento / disminución proporcional

de la energía vendida en cada mercado (ENARSA y MEM).-------------------------------------------------

22 Ver hoja de cálculo “Inversión Detallada” en el archivo “CBA.IRR.xls”.


43

Por consiguiente, si la cantidad de energía vendida sufre un incremento del 10%, la TIR del proyecto

alcanza el 14,72%. La cantidad de energía necesita incrementar en un 29% para que la TIR del

proyecto alcance el marco de referencia.-------------------------------------------------------------------------

Cabe mencionar que no es posible un incremento del 10% en la cantidad de energía generada porque

la capacidad instalada total y la disponibilidad del equipo así como la cantidad de biogás que se

puede captar del relleno sanitario:---------------------------------------------------------------------------------

- Capacidad instalada y disponibilidad del equipo: De conformidad con la información suministrada

por el fabricante, la evaluación de adicionalidad estima que el 100% de la capacidad instalada

disponible estará permanentemente operando. Como se informó en la valuación, la disponibilidad del

equipo representa 87% de las horas año.-------------------------------------------------------------------------

- Cantidad de biogás: la cantidad de biogás se calculó con un primer modelo de decaimiento de

primer orden, conforme a los procedimientos de metodología ACM0001/versión 11.0 y la

“Herramienta para determinar las emisiones de metano que se evitan de la disposición de residuos en

un complejo de disposición de residuos sólidos” Versión 5.1.0. Seis generadores producirán la

cantidad neta de electricidad. Conforme a los datos proporcionados por el fabricante el consumo de

biogás de cada generador es de 832,82 m3 GRS/h (423,61 m3 GRS/MW). ---------------------------------

Por lo tanto, considerando lo antedicho y los parámetros técnicos, no es posible que la cantidad de

energía vendida aumente en un 10%. ----------------------------------------------------------------------------

Resultado de la Sub-paso 2d: ------------------------------------------------------------------------------------

Como demuestran el análisis y las tablas anteriores, la TIR del proyecto (sin CERs) de la actividad

del proyecto propuesto es menor que la del marco de referencia debido a las variaciones razonables

de los supuestos fundamentales. Por lo tanto, la conclusión acerca del atractivo financiero de dicha

actividad es sólida.--------------------------------------------------------------------------------------------------

Resultado del Paso 2: ---------------------------------------------------------------------------------------------

Luego del análisis de sensibilidad, se puede concluir que es poco probable que la actividad del

proyecto propuesto de MLD resulte atractiva desde el punto de vista económico/financiero (según el

Paso 2c, párrafo 11b).-----------------------------------------------------------------------------------------------

Paso 3: Análisis de barreras -------------------------------------------------------------------------------------

Para la actividad del proyecto propuesto, no se realiza el análisis de barreras. ----------------------------

PASO 4. Análisis de las prácticas comunes -----------------------------------------------------------------

Sub-paso 4a: Análisis de otras actividades similares a la actividad del proyecto propuesto -----------

Como se apreciará en los siguientes sub-pasos, la disposición final en rellenos sanitarios se considera

una práctica común en el territorio argentino y en la Provincia de Buenos Aires, donde se ubica la

actividad del proyecto. Sin embargo, no existen leyes que impongan la captación total o parcial de


44

los gases de relleno sanitario. Aquellos que se operan en la actualidad con sistemas de captación y

quemado de metano, o que utilizan el GRS extraído para la generación de energía, fueron sistemas

desarrollados en el marco del MDL.------------------------------------------------------------------------------

La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de Argentina explica que “a partir de los datos

analizados, se observa que los municipios más grandes – más de 500.000 habitantes – utilizan para la

disposición final de los Residuos Sólidos Urbanos el sistema de Relleno Sanitario Controlado, o en

menor medida, los hacen con Rellenos Sanitarios Semi-controlados. Esta situación se replica en las

demás capitales de Provincia”. ----------------------------------------------------------------------------------------

A nivel país, la OPS [OPS, 2002] estima que el 40% -la mitad de las ciudades medianas- tienen un

método aceptable de disposición final, y este porcentaje es de alrededor del 10% para las ciudades

pequeñas. Los resultados concluidos por dicha evaluación, bajo la denominación “Métodos

adecuados de disposición final”, se resumen en:----------------------------------------------------------------

- Ciudades muy grandes (más de 1.000.000 de habitantes) 100%.-------------------------------------------

- Ciudades grandes (entre 200.000 y 999.999 habitantes) 75%.----------------------------------------------

- Ciudades medianas (entre 50.000 y 199.999 habitantes) 40%.----------------------------------------------

- Ciudades pequeñas (menos de 49.999 habitantes) <10%23”. ------------------------------------------------

Por lo tanto, la disposición final en rellenos sanitarios no sólo es obligatoria, sino también es la

práctica observada en el 100% de las ciudades muy grandes de la Provincia de Buenos Aires. ---------

La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable señala que en “la Estrategia Nacional para la

Gestión Integral de Residuos Sólidos Urbanos”24 “la mayoría de los Rellenos Sanitarios existentes,

se realiza la desgasificación pasiva de los módulos, mediante chimeneas de venteo, sistema que

permite descomprimirlos y evitar fisuras en la cobertura superficial y pérdidas de lixiviados pero

que, a la vez, libera mas rápidamente a la atmósfera los gases de efecto invernadero. Sin embargo,

desde hace un tiempo, han surgido en Argentina iniciativas para utilizar sistemas activos de

desgasificación y quema -sin perjuicio de su aprovechamiento para utilización energética-,

incentivadas por el Mecanismo de Desarrollo Limpio previsto en el Protocolo de Kyoto, que permite

certificar la cantidad de gases tratados y emitir los CER correspondientes para comercializarlos en el

mercado internacional”. --------------------------------------------------------------------------------------------

Asimismo, dicha Estrategia resalta que “aunque la ecuación económico – financiera aceptable no es

fácil de lograr para un aprovechamiento eficaz del biogás como fuente energética u otros usos, en

algunos casos se han realizado experiencias piloto a pequeña escala. Así se ha obtenido el biogás

por el sistema de bioceldas (un método de biodigestión), en San Fernando del Valle de Catamarca

23 http://www.ambiente.gob.ar/observatoriorsu/grupo.asp?grupo=8075&subgrupo=8208&nota=8213


45

para transformar la energía del biogás en vapor para la esterilización por autoclave de residuos

hospitalarios; y en San Miguel de Tucumán, donde se proyectaba utilizarlo para generar la energía

eléctrica necesaria en las operaciones en el centro de disposición final. Sin embargo, en este caso, no

se logró finalizar el proyecto24”.-----------------------------------------------------------------------------------

De conformidad con la Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad

(Versión 05.2), “Los proyectos de consideran similares si se encuentran en el mismo país/región y/o,

en términos amplios, poseen una tecnología similar, son de una escala similar, y el medio ambiente

donde se desarrollan es comparable con respecto al marco regulatorio, clima de inversión, acceso a

tecnología, acceso a financiación, etc.”---------------------------------------------------------------------------

Los dos casos anteriores no pueden ser considerados similares a la actividad del proyecto ya que eran

proyectos a pequeña escala y, en el caso del proyecto en San Fernando del Valle de Catamarca (el

único de los dos proyectos que está operando) el producto es vapor y no electricidad como en el

proyecto de CBA. Por lo tanto, no se basan en la misma tecnología y no suministran el mismo

producto, y por consiguiente, no puede ser considerado similar a la actividad del proyecto.-------------

Con el fin de completar el análisis de práctica común, se analizan proyectos que se consideran

similares a la actividad del proyecto propuesto. ----------------------------------------------------------------

Por lo tanto, para demostrar que hay diferencias esenciales entre la actividad de proyecto MDL

propuesto y los rellenos sanitarios que están actualmente funcionando, se analizan rellenos sanitarios

en la Provincia de Buenos Aires, donde se ubica la actividad del proyecto, y en los municipios más

importantes, definidos por la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de Argentina como

municipios con más de 500.000 habitantes. --------------------------------------------------------------------

Si tenemos en cuenta que en Argentina no hay una institución que recabe estadísticas sobre residuos

y rellenos sanitarios operativos, la información se obtuvo de la "Base de Datos de Rellenos

Sanitarios Internacionales Metano a Mercados", que se basa en relevamientos realizados a empleados

públicos locales y se actualiza a través de distintos recursos. La información y todas las fuentes se

detallan en la hoja de cálculo “Prácticas Comunes25”. ---------------------------------------------------------

Como puede verse en la hoja de cálculo adjunta, se han analizado 19 rellenos sanitarios, de lo cuales

17 tienen un sistema de captación de gas. De ellos, 8 operan con un sistema pasivo de extracción y 9

24 http://www.ambiente.gob.ar/archivos/web/ObservaRSU/file/ENGIRSU%20versi%C3%B3n%20final%2030_09_05.pdf - Página 6. 25 La fuente principal de información fue la Base de Datos de Rellenos Sanitarios Internacionales (http://www2.ergweb.com/landfill/Projects/projectSearchResultsNav.aspx?countryId=12&caller=map). Se filtró la base para Argentina a fin de identificar rellenos sanitarios en la Provincia de Buenos Aires y en ciudades de más de un millón de habitantes. Sin embargo, considerando que esta información se recabó entre el año 2006 y 2009, la información ha sido reconfirmada con datos y bases más actualizadas. Todos los links a dichas fuentes se iincluyen en la hoja de cálculo “Common practice.xls”.


46

con un sistema activo, como el de la actividad del proyecto, y todos los rellenos sanitarios con

captación de metano y sistemas de quemadores han sido registrados como actividad de proyecto

MDL. -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

De conformidad con la Herramienta para la demostración y evaluación de adicionalidad

(versión 05.2), “No se incluirán en este análisis otras actividades de proyecto MDL (actividades

registradas del proyecto y actividades que se han publicado en el sito de UNFCC para consulta como

parte del proceso de validación)”. Por lo tanto, si las actividades registradas de proyectos se excluyen

del análisis de práctica común, no existen rellenos sanitarios que desarrollen actividades similares o

que se basen en una tecnología similar como la actividad del proyecto. ------------------------------------

Como conclusión, se puede decir que la actividad del proyecto propuesto es adicional ya que, no solo

no hay leyes o reglamentaciones que obliguen la destrucción del biogás generado en rellenos

sanitarios sino que tampoco hay rellenos sanitarios en Argentina actualmente operando con

captación de metano y sistemas de quemadores o utilizando el GRS para la producción de energía,

sin ser registrados como actividad del proyecto MDL, que puedan ser considerados similares a la

actividad del proyecto propuesto. ---------------------------------------------------------------------------------

Sub-paso 4b: Cometario sobre otras opciones similares que se estén llevando a cabo: ----------------

No se han identificado opciones similares a la actividad del proyecto que no se encuentren

registradas como actividad del proyecto dentro del marco de MDL.-----------------------------------------

Resultado del PASO 4: En la actualidad no existen proyectos de gestión del GRS operando en

Argentina sin ser registrados como proyectos de MDL. Todos estos proyectos que han implementado

sistemas activos de recolección y quemado fueron desarrollados como actividades de proyecto de

MDL, obteniendo los ingresos adicionales relacionados con los CER.--------------------------------------

B.6. Reducción de emisiones:------------------------------------------------------------------------------------

B.6.1. Explicación de las selecciones metodológicas:--------------------------------------------- Emisiones de Línea de Base.--------------------------------------------------------------------------------------

La metodología ACM0001 establece que las emisiones de la línea de base de gases de efecto

invernadero durante un año determinado “y” (BEy) deben calcularse según la siguiente ecuación:-----

yBLtheryLFGyBLelectyLFGCHyBLyprojectY CEFETCEFELGWPMDMDBE ,,,,,,4,, )( ×+×+×−= (1)

En donde:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

BE y = Emisiones de Línea de Base en el año y (tCO2e).------------------------------------------------------

MDproyect,y = Volumen de metano que hubiera sido destruido/quemado durante el año “y” medido en


47

toneladas de metano (tCH4) en el escenario del proyecto.---------------------------------------------------------

-

MDBL,y = Volumen de metano que hubiera sido destruido/quemado durante el año ante la falta del

proyecto debido a requisitos legales y/o contractuales, medido en toneladas de metano (tCH4).------------

GWPCH4 = Potencial de Calentamiento Atmosférico del metano, para el primer período del acuerdo es 21

tCO2e/tCH4.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ELLFG,y = Cantidad neta de electricidad generada utilizando GRS, que ante la falta de la actividad del

proyecto, hubiera sido generada por plantas eléctricas conectadas a la red o por una generadora privada

que utiliza combustibles fósiles, en el sitio o fuera de él, durante el año y, medida en megavatios-hora

(MWh).--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

CEF electr ,BL,y = Intensidad de las emisiones de CO2 de la fuente de electricidad desplazada de la línea de

base (tCO2e/MWh), estimada utilizando la “Herramienta para calcular el factor de emisión para

sistemas eléctricos”.-----------------------------------------------------------------------------------------------------

ETLFG,y = Cantidad de energía térmica generada utilizando el gas de relleno sanitario, que ante la falta de

la actividad del proyecto, hubiera sido generada por calderas que utilizan combustibles fósiles, en el sitio

o fuera de él, durante el año y medida en TJ.------------------------------------------------------------------------

CEF ther, ,BL,y = Intensidad de las emisiones de CO2 del combustible utilizado por la caldera/generador de

aire caliente para obtener la energía térmica que es desplazada por la generación de energía térmica

basada en GRS (tCO2e/TJ). -------------------------------------------------------------------------------------------

Ya que no se utiliza el GRS para producir energía térmica: ET GRS,y = 0. La ecuación (1) resultante es: ---

yBLelectyLFGCHyBLyprojectY CEFELGWPMDMDBE ,,,4,, )( ×+×−= (2)

La actividad el proyecto no comprende ninguna obligación contractual de quemar gases de relleno

sanitario, y no existe una norma nacional que exija la destrucción de dichos gases. Por lo tanto, como

el FA (factor de ajuste) es igual a cero, MD LB, y = MDproject,y * FA = 0; la ecuación (2) resultante es:--

yBLelectyLFGCHyprojectY CEFELGWPMDBE ,,,4, )( ×+×= (3)

Los proponentes del proyecto deberán realizar una estimación ex-ante de la reducción de las

emisiones, proyectando las emisiones de Gas de Efecto Invernadero futuras del relleno sanitario,

como se especifica a continuación: -------------------------------------------------------------------------------

Estimación ex-ante del volumen de metano que hubiera sido destruido/quemado durante el año,

medido en toneladas de metano (MD project,y). -------------------------------------------------------------------


48

La estimación ex-ante del volumen de metano que hubiera sido destruido/quemado durante el año y,

medido en toneladas de metano (MD project,y) se calcula utilizando la última versión aprobada de la


un planta de residuos sólidos”, considerando la siguiente ecuación adicional: -----------------------------

4

,,4,

CH

ySWDSCHyproject GWP

BEMD = (4)

En donde:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ySWDSCHBE ,,4 = La generación de metano del relleno sanitario ante la falta de la actividad del

proyecto en el año y (tCO2e), calculada según la “Herramienta para determinar las

emisiones de metano que se evitan de la disposición de residuos en un vertedero de

residuos sólidos”. La herramienta estima la generación de metano ajustada,

utilizando el factor de ajuste (f) de un gas de relleno sanitario en la línea de base que

hubiera sido captado o destruido para cumplir con los requisitos legales o

contractuales, o para tratar cuestiones de seguridad y olores. Ya que esto se ha

considerado como AF, a “f” de la herramienta se le asigna un valor 0. ------------------

De conformidad con la “Herramienta para determinar las emisiones de metano que se evitan de la

disposición de residuos en un vertedero de residuos sólidos”, el volumen de metano producido en el

año y (BECH4,SWDS,y) se calcula de la siguiente manera:---------------------------------------------------------

∑∑−

−−− −××××××××−××−×=y

x j

kxykjxjfCHySWDSCH

jeeDOCWMCFDOCFOXGWPfBE1

)(,,4,,4 )1(

1216)1()1(ϕ

(5) Donde: ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

φ = Factor de corrección del modelo para compensar las incertidumbres del modelo (0.9).------------------

f = Fracción de metano captado en la Planta de Residuos Sólidos y luego quemada, sujeta a combustión

o utilizada de alguna otra manera.-------------------------------------------------------------------------------------

GWPCH4 = Potencial de Calentamiento Atmosférico (PCA) del metano, válido para el primer

período del acuerdo.------------------------------------------------------------------------------------------------

OX = Factor de oxidación (que refleja el volumen de metano del VRS que se oxida en el suelo o en

otro material que cubra los residuos). ---------------------------------------------------------------------------

F = Fracción de metano en los gases del VRS (fracción volumétrica) (0,5) -------------------------------

DOCf = Fracción de carbono orgánico degradable (COD) que puede descomponerse. -----------------

MFC = Factor de corrección del metano. -----------------------------------------------------------------------

W j,x = Cantidad de residuos orgánicos tipo j no enviados al VRS durante el año x (en toneladas). --


49

DOCj = Fracción de carbono orgánico degradable (peso) en los residuos tipo j. -------------------------

kj = Tasa de decaimiento de los residuos tipo j.----------------------------------------------------------------

j = Categoría del tipo de residuo (índice). ----------------------------------------------------------------------

x = Año durante el período de acreditación: x se cuenta desde el primer año del primer período de

acreditación (x = 1) hasta el año y en el cual se calculan las emisiones evitadas (x = y). ----------------

y = Año para el cual se calculan las emisiones de metano. --------------------------------------------------

Además, se deberán tener en cuenta las siguientes pautas:---------------------------------------------------

• En la herramienta, x se referirá al año desde que el relleno sanitario comenzó a recibir los residuos

[x se cuenta desde el primer año del primer año de operación del relleno sanitario (x = 1) hasta el

año en el cual se calculan las emisiones (x = y)];--------------------------------------------------------------

• No es necesario realizar un muestreo para determinar los diferentes tipos de residuo; la

composición de los residuos se puede obtener de estudios anteriores. -------------------------------------

La composición de los residuos utilizada para calcular las emisiones de la línea de base está fundada

en un estudio de la calidad del RSM de la Ciudad de Buenos Aires, que CEAMSE y la FIUBA

(Universidad de Buenos Aires) realizaron en el tercer trimestre de 2007.----------------------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Se toma en cuenta la eficiencia del sistema de desgasificación que se instalará en la actividad del

proyecto al estimar el volumen ex-ante de metano que se generaría ante la falta de dicha actividad.

La eficiencia de captación se fija en el 60%.--------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Durante el primer año de la actividad del proyecto, la eficiencia de captación se verá afectada por

las pérdidas de biogás que podrían suceder como consecuencia del frente abierto del relleno

sanitario mientras se encuentra en operación. Consecuentemente, para el primer año de operación,

se presupone una eficiencia de captación del 58,19%.--------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Durante el período de acreditación, MD project,y se determinará ex-post al medir la cantidad real de

metano captada o destruida una vez que la actividad del proyecto entre en operación. ------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Cálculo ex-post:-----------------------------------------------------------------------------------------------------

El metano destruido en virtud de la actividad del proyecto (MD project,y) durante el año y se determina

al monitorear la cantidad total de metano captado, el volumen que se quema y el volumen de gas

utilizado para generar electricidad. La suma de los volúmenes que se envían a las antorchas y a la

planta de energía se comparará cada año con el volumen total de metano generado. El menor de


50

estos dos valores se adoptará como MD Project,y. ----------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El siguiente procedimiento se aplica cuando la cantidad total de metano generado alcanza su máximo

volumen. Se deberán monitorear las horas de trabajo de la(s) planta(s) de energía y la(s) caldera(s).

No se podrá atribuir la reducción de emisiones para la destrucción de metano en la planta de energía

o la caldera fuera de las horas de operaciones. ------------------------------------------------------------------

yPLythermalyyelectricityflaredyproject MDMDMDMDMD ,,,,, +++= (6) Donde: ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

MD flared,y = Volumen de metano destruido por quemado (tCH4) --------------------------------------------

MD electricity,y = Volumen de metano destruido para generar electricidad (tCH4) ---------------------------

MD thermal,y = Volumen de metano destruido para generar energía térmica (tCH4) ------------------------

MD PL ,y = Volumen de metano enviado a la tubería para alimentar la red de distribución de gas

natural (tCH4)--------------------------------------------------------------------------------------------------------

Ya que por el proyecto no se destruirá el metano para la generación de energía térmica, y que el GRS

se destruye por quemado y es utilizado para la generación de energía: MD thermal,y = 0 y MD PL,y = 0.--

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La ecuación resultante es:------------------------------------------------------------------------------------------

yyelectricityflaredyproject MDMDMD ,,, += (7)

El suministro a cada punto de destrucción de metano por quemado o su utilización para la generación

de energía, se deberá medir por separado. -----------------------------------------------------------------------

−××=

4

,4,4,, )(

CH

yflareCHyCHyflareyflared GWP

PEDwLFGMD (8)

Y-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

)( 4,4,, CHyCHyyelectricityyelectricit DwLFGMD ××= (9) Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

LFGflare,y = Volumen de gas de relleno sanitario quemado en la antorcha durante el año, medido en

metros cúbicos (m3).------------------------------------------------------------------------------------------------

LFGelectricity,y = Volumen de metano destruido para generar electricidad (m3).-----------------------------


51

wCH4,y = Fracción promedio de metano del gas de relleno sanitario tal como se la mide durante el

año, expresada como fracción (en m3CH4/ m3LFG). -------------------------------------------------------------

DCH4,y = Densidad del metano, expresada en toneladas de metano por metro cúbico de metano(t CH4/

m3CH4).--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

PEflare,y = Emisiones del proyecto como consecuencia de la quema del flujo de gas residual durante el

año y (tCO2e), determinadas según el procedimiento establecido en la “Herramienta para determinar

las emisiones de un proyecto de combustión de gases que contienen metano”. Si el metano se quema

utilizando más de una antorcha, PEflare,y se determinará para cada antorcha utilizando la herramienta.-

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

GPWCH4,y = Valor potencial de Calentamiento Atmosférico correspondiente al metano del primer

acuerdo (21 t CO2e/t CH4).-----------------------------------------------------------------------------------------

En la presente actividad del proyecto, se utilizarán dos antorchas de llama oculta.------------------------

Según la “Herramienta para determinar las emisiones de un proyecto de combustión de gases que

contienen metano”, las emisiones del proyecto resultantes del quemado del flujo de gas residual

(PEflare,y) se calculan en base a la eficiencia de la antorcha y la tasa del flujo másico de metano en el

gas residual quemado.-----------------------------------------------------------------------------------------------

Para las antorchas de llama oculta, se puede utilizar cualquiera de las siguientes opciones para

determinar la eficiencia de la antorcha (η): ----------------------------------------------------------------------

• Utilizar un valor por default del 90%. Se debe realizar el monitoreo continuo del cumplimiento de

la especificación del fabricante de la antorcha (temperatura, tasa de flujo del gas residual en el

conducto de la antorcha). En caso de que a una hora determinada algún parámetro exceda los límites

de la especificación del fabricante, se deberá utilizar un valor por default del 50% para los cálculos

de dicha hora. --------------------------------------------------------------------------------------------------------

• Monitoreo continuo de la eficiencia de destrucción del metano de la antorcha (eficiencia de la

antorcha).-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

En ambos casos, cuando no haya registros de la temperatura del gas de salida de la antorcha o si la

temperatura registrada fuera inferior a 500º C durante una hora en particular, se asumirá que durante

esa hora la eficiencia de la antorcha es cero. --------------------------------------------------------------------

Durante el período de acreditación, la eficiencia de la antorcha se calculará automáticamente por un

software de LANDTEC (LFG Pro), en base a equipos de monitoreo continuo (medidores de flujo y

Analizadores de Emisiones de Antorcha) de conformidad con los procedimientos de la “Herramienta

para determinar las emisiones de un proyecto de combustión de gases que contienen metano”. --------

Pasos para calcular las emisiones del proyecto (PEflare,y) de conformidad con la herramienta:-----------


52

Paso 1: Determinación de la tasa de flujo de la masa del gas residual quemado.---------------------

Este paso calcula la tasa de flujo de la masa del gas residual en cada hora h, en base a la tasa de flujo

volumétrico y la densidad del gas residual. La densidad del gas residual se determina en base a la

fracción volumétrica de todos los componentes en el gas.-----------------------------------------------------

hRGhnRGhRG FVFM ,,,, ×= ρ (10) Donde: ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

=hRGFM , Tasa de flujo de masa del gas residual por hora h.------------------------------------------------

hnRG ,,ρ = Densidad del gas residual en condiciones normales en la hora h.---------------------------------

hRGFV , = Tasa de flujo volumétrico del gas residual sobre base seca en condiciones normales en la

hora h.-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Y-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

×=

nhRG

u

nhnRG

TMM

RP

,

,,ρ (11)

Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

hnRG ,,ρ =Densidad del gas residual en condiciones normales en la hora h ----------------------------------

nP = Presión atmosférica en condiciones normales (101,325) ------------------------------------------------

uR = Constante universal de los gases ideales (8,314)---------------------------------------------------------

hRGMM , = Masa molecular del gas residual en la hora h -----------------------------------------------------

nT = Temperatura en condiciones normales (273,15)-----------------------------------------------------------

∑ ×=i

ihihRG MMfvMM )( ,, (12)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hRGMM , Masa molecular del gas residual en la hora h-----------------------------------------------------

hifv , = Fracción volumétrica del componente i en el gas residual en la hora h-----------------------------

iMM = Masa molecular del componente i de gas residual---------------------------------------------------- i= Componentes CH4, CO, CO2, O2, H2, N2-------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Como un enfoque simplificado, los participantes del proyecto pueden solamente medir la fracción

volumétrica del metano y considerar la diferencia al 100% como nitrógeno (N2).-------------------------


53

Paso 2: Determinación de la fracción de masa de carbono, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno en el

gas residual.---------------------------------------------------------------------------------------------------------

La determinación de las fracciones de masa de carbono, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno en el gas

residual, calculado desde la fracción volumétrica de cada componente i en el gas residual, se efectúa

de la siguiente manera:----------------------------------------------------------------------------------------------

××=

∑hRG

iijjhi

hj MM

NAAMfvfm

,

,,

, (13)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hjfm , Fracción de masa del elemento j en el gas residual en la hora h -----------------------------------

hifv , = Fracción volumétrica del componente i en el gas residual en la hora h -----------------------------

jAM = Masa atómica del elemento j ----------------------------------------------------------------------------

ijNA , = Cantidad de átomos del elemento j en el componente i ----------------------------------------------

hRGMM , = Masa molecular del gas residual en la hora h ----------------------------------------------------- j= Los elementos carbono, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno.--------------------------------------------------

i= Los componentes CH4, CO, CO2, O2, H2, N2 ----------------------------------------------------------------

Paso 3: Determinación de la tasa volumétrica del flujo del gas de combustión sobre base seca---

La tasa promedio volumétrica del flujo de gas de combustión en cada hora h fundada en un cálculo

estequiométrico del proceso de combustión que depende de la composición química del gas residual,

la cantidad de aire proporcionado para su combustión y la composición del gas de combustión, se

determina de la siguiente manera: -------------------------------------------------------------------------------

hRGhFGnhFGn FMVTV ,,,,, ×= (14) Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

=hFGnTV ,, Tasa volumétrica de flujo del gas de combustión en base seca en condiciones normales en la hora h --------------------------------------------------------------------------------------------------------------

=hFGnV ,, Volumen del gas de combustión de antorcha en base seca en condiciones normales por kg de gas residual en la hora h ---------------------------------------------------------------------------------------

hRGFM , = Tasa de flujo de masa del gas residual en la hora h ----------------------------------------------- Y:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

hNnhOnhCOnhFGn VVVV ,,,,,,,, 222++= (15)

Donde:---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hFGnV ,, Volumen del gas de combustión de antorcha en base seca en condiciones normales por kg

de gas residual en la hora h ---------------------------------------------------------------------------------------- =hCOnV ,, 2

Cantidad de CO2 libre de volumen en el gas de combustión de antorcha en condiciones normales por kg de gas residual en la hora h --------------------------------------------------------------------


54

=hOnV ,, 2Cantidad de O2 libre de volumen en el gas de combustión de la antorcha en condiciones

normales por kg de gas residual en la hora h -------------------------------------------------------------------- hNnV ,, 2

= Cantidad de N2 libre de volumen en el gas de combustión de antorcha en condiciones normales por kg de gas residual en la hora h --------------------------------------------------------------------

nhhOn MVnoV ×= ,2,, 2 (16)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hOnV ,, 2

Cantidad de O2 libre de volumen en el gas de combustión de antorcha en condiciones normales por kg de gas residual en la hora h --------------------------------------------------------------------

=hno ,2 Cantidad de moles O2 en el gas de combustión de antorcha por kg residual de gas quemado en la hora h -----------------------------------------------------------------------------------------------------------

nMV = Volumen de un mol de un gas ideal con temperatura y presión normales (22,4 litros/mol)-----

[ ]

+×

−+×= hoh

o

O

N

hNnhNn nF

MFMF

AMfm

MVV ,,

,, 2

2

2

2

1200

(17)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hNnV ,, 2

Cantidad de N2 libre de volumen en el gas de combustión de la antorcha en condiciones normales por kg de gas residual en hora h -----------------------------------------------------------------------

hNfm , = Fracción de masa de nitrógeno en el gas residual en la hora h -------------------------------------

NAM = Masa atómica del nitrógeno -----------------------------------------------------------------------------

2OMF = Fracción volumétrica del aire (0,21)--------------------------------------------------------------------

hF = Cantidad estequiométrica de moles de O2 necesarias para una oxidación completa de gas residual de un kg en la hora h y otras variables ya definidas.-------------------------------------------------

nC

hChCOn MV

AMfm

V ×= ,,, 2

(18)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hCOnV ,, 2

Cantidad de CO2 libre de volumen en el gas de combustión en condiciones normales por kg de gas residual en la hora h ------------------------------------------------------------------------------------

hCfm , = Fracción de masa de carbono en el gas residual en la hora h ---------------------------------------

CAM = Masa atómica de carbono y otras variables antes definidas ----------------------------------------

×

−++×

−= h

O

O

N

hN

C

hC

OhO

hOhO F

MFMF

AMfm

AMfm

MFtt

n2

2,,

2,

,,

12))/(1(

2

2

2 (19)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- tO2, h = Fracción volumétrica de O2 en el gas de combustión en la hora h y otras variables ya definidas.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------


55

O

hO

H

hH

C

hCh AM

fmAMfm

AMfm

F24

,,, −+= (20)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hF Cantidad estequiométrica de moles de O2 necesarias para una completa oxidación de gas

residual de 1 kg en hora h ------------------------------------------------------------------------------------------ hHfm , = Fracción de masa de hidrógeno en el gas residual en hora h ---------------------------------------

hOfm , = Fracción de masa de oxígeno en el gas residual en hora h ------------------------------------------

HAM = Masa atómica de hidrógeno -----------------------------------------------------------------------------

OAM = Masa atómica de oxígeno -------------------------------------------------------------------------------- Paso 4: Determinación del flujo másico del metano en el gas de combustión en una base seca.--

El flujo másico del metano en el gas de combustión se basa en el flujo volumétrico del gas de

combustión y la concentración medida de metano en el gas de combustión se determina de la

siguiente manera:----------------------------------------------------------------------------------------------------

000,000,1,,4,,

,hFGCHhFGn

hFG

fvTVTM

×= (21)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hFGTM , Flujo másico del metano en el gas de combustión de la antorcha en base seca en

condiciones normales en la hora h -------------------------------------------------------------------------------- hFGnTV ,, = Flujo volumétrico del gas de combustión en base seca en condiciones normales en la hora

h ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- hFGCHfv ,,4 = Concentración de metano en el gas de combustión en base seca en condiciones

normales en la hora h -----------------------------------------------------------------------------------------------

------------

Paso 5: Determinación del flujo másico del metano en el gas residual sobre una base seca.-------

La cantidad de metano en el gas residual que fluye en la antorcha es el producto del flujo

volumétrico del gas residual (FVRG,h), la fracción volumétrica de metano en el gas residual

(fvCH4,RG,h) y la densidad del metano (ρCH4,n,h) en las mismas condiciones de referencia (condiciones

normales y base seca o húmeda).----------------------------------------------------------------------------------

Es necesario referirse a ambas mediciones (flujo del gas residual y fracción volumétrica de metano

en el gas residual) a la misma condición de referencia que puede ser base seca o húmeda. Si la

humedad presente en el gas residual es significativa (temperatura superior a 60ºC), la tasa de flujo

del gas residual que habitualmente se refiere a base húmeda, debería corregirse a base seca debido a

que la medida del metano normalmente se realiza sobre una base seca (es decir, se retira el agua

antes de un análisis de muestreo).---------------------------------------------------------------------------------


56

nCHhRGCHhRGhRG fvFVTM ,4,,4,, ρ××= (22) Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

=hRGTM , Flujo másico del metano en el gas residual en la hora h -----------------------------------------

=hRGFV , Flujo volumétrico del gas residual en base seca en condiciones normales en la hora h -----

=hRGCHfv ,,4 Fracción volumétrica del metano en el gas residual sobre base seca en hora h (NB: esto corresponde a fvi,RG,h donde i se refiere a metano).-------------------------------------------------------------

nCH ,4ρ = Densidad del metano en condiciones normales (0,716).-------------------------------------------- Paso 6: Determinación de la eficiencia del quemador por hora

La determinación de la eficiencia del quemador por hora depende de la operación de la antorcha (por

ejemplo, la temperatura), el tipo de antorcha utilizada (abierta o de llama oculta); en el caso de

antorchas de llama oculta, el enfoque elegido por los participantes del proyecto para determinar la

eficiencia del quemador (valor por default o monitoreo continuo).------------------------------------------

En el caso de antorchas de llama oculta y monitoreo continuo de la eficiencia de la misma, la

eficiencia de la antorcha en la hora h (flare,h) es:---------------------------------------------------------------

- 0% si la temperatura del gas de combustión del quemador (Tflare) es inferior a 500 °C durante más

de 20 minutos durante la hora h. ----------------------------------------------------------------------------------

- Determinada como se indica a continuación en los casos donde la temperatura del gas de

combustión del quemador (Tflare) es superior a 500 °C por más de 40 minutos durante la hora h:-------

hRG

hFGhflare TM

TM

,

,, 1−=η (23)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =hflare,η Eficiencia de la antorcha en hora h -------------------------------------------------------------------

hFGTM , = Flujo másico del metano en gas de combustión promediado en hora h -------------------------

hRGTM , = Flujo másico del metano en el gas residual en la hora h ------------------------------------------ PASO 7. Cálculo de las emisiones del proyecto derivadas de la combustión.--------------------------

Las emisiones del proyecto derivadas de la combustión se calculan como la suma de las emisiones de

cada hora h, en base a la tasa de flujo de metano en el gas residual (TMRG,h) y la eficiencia del

quemador durante cada hora h (flare,h), de la siguiente manera:-------------------------------------------

--

∑=

×−×=8760

1

4,,, 000,1

)1(h

CHhflarehRGyflare

GWPTMPE η (24)

Donde: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- yflarePE , = Emisiones del proyecto derivadas de la combustión del flujo de gas residual en el año y --

hRGTM , = Flujo másico del metano en el gas residual en la hora h ------------------------------------------


57

hflare,η = Eficiencia de la antorcha en la hora h ----------------------------------------------------------------- Para los cálculos ex-ante del presente DDP, según las indicaciones del fabricante, la eficiencia de la

antorcha se considera del 99%. -----------------------------------------------------------------------------------

Cálculo de CEFelect,BL,y:---------------------------------------------------------------------------------------------

CEF elec, LB, y se calculará de acuerdo con la “Herramienta para determinar las emisiones de un

proyecto de combustión de gases que contienen metano”. En la herramienta el factor de emisión de

la línea de base (CEF elec, LB, y) se calcula como el margen combinado (EF grid,CM), compuesto de la

combinación de los factores: margen operativo (EF grid,CO,) y margen de construcción (EF grid,BM,). ----

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

En Argentina, la Secretaría de Energía calcula anualmente el factor de emisión de la generación de

electricidad en el sistema eléctrico de conformidad con la herramienta metodológica: “Herramienta

para calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos” utilizando información suministrada por

CAMMESA (empresa responsable por la administración del Mercado Eléctrico Mayorista) 26.---------

Los datos derivados del factor de emisión de la red desde el año 2009, calculados por la Secretaría de

Energía de Argentina, han sido utilizados para el cálculo del factor de emisión de la red (CEFelec, BL, y)

aplicado en el presente DDP en estimaciones de reducción de emisiones.----------------------------------

Elecciones metodológicas que aplican a la presente actividad del proyecto de MDL: --------------------

PASO 1. Identificar el sistema eléctrico correspondiente. ------------------------------------------------

El sistema de electricidad de un proyecto se define por la extensión espacial de las plantas de energía

físicamente conectadas a la actividad del proyecto a través de líneas de transmisión y distribución.---

La Red Argentina de Energía Eléctrica es el sistema eléctrico correspondiente identificado para la

presente actividad del proyecto. Se la utilizará para calcular el factor de emisión de la generación de

electricidad. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------

A dichos fines, se consideró la unificación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el Mercado

Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP). Ambos sistemas se unificaron en 2006, y

para realizar los cálculos, se los consideró funcionando en forma unificada desde principios de 2006.

PASO 2. Seleccionar si se incluyen plantas de energía fuera de la red eléctrica en el sistema

eléctrico del proyecto (opcional). -------------------------------------------------------------------------------

No se aplica. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 3. Seleccionar un método para determinar el margen operativo (OM).-----------------------

26 Ver información detallada en: http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2311


58

El factor de emisión del margen operativo (EF grid, OM , y ) debe calcularse en base a uno de los

siguientes métodos:--------------------------------------------------------------------------------------------------

(a) OM simple; ------------------------------------------------------------------------------------------------------

(b) OM simple ajustado; -------------------------------------------------------------------------------------------

(c) OM por análisis de datos del despacho; ---------------------------------------------------------------------

(d) OM promedio. ---------------------------------------------------------------------------------------------------

Para cálculo ex post, se selecciona la opción (c) OM por análisis de datos del Despacho. Para este

método de OM, se utiliza el año en que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red y

se actualiza el factor de emisión cada año durante el monitoreo. --------------------------------------------

(c) OM por análisis de datos del despacho.----------------------------------------------------------------------

El factor de emisión del OM por análisis de datos del despacho (EFgrid,OM-DD,y) se determina en base a

las unidades de energía de la red que se despachan realmente en el margen durante cada hora h en

que el proyecto este desplazando la electricidad de la red. Este enfoque no se aplica a datos

históricos; por lo tanto, se requiere el monitoreo del EFgrid,OM-DD,y. cada año. ------------------------------

Para estimaciones ex ante, se eligió la opción (a) OM Simple27. El método de OM simple puede

utilizarse porque los recursos de bajo costo y desarrollo sostenido constituyen menos del 50% del

total de generación de la red de energía como promedio en los últimos cinco años.-----------------------

El factor de emisión OM simple se calcula como el promedio ponderado de generación de emisiones

de CO2 por unidad de generación de electricidad neta (tCO2/MWh) de todas las plantas de

generación de energía que alimentan el sistema, sin incluir las plantas/unidades de energía de bajo

costo y desarrollo sostenido. --------------------------------------------------------------------------------------

PASO 4. Calcular el factor de emisión del margen operativo según el método seleccionado. -----

El factor de emisión se calcula de la siguiente manera (ecuación 10 de la herramienta): -----------------

yPJ

hhDDELhPJ

yDDOMgrid EG

EFEGEF

,

,,,

,,

∑ ×=− (25)

Donde :----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

yDDOMgridEF ,, − = Factor de emisión del CO2 por el margen operativo por análisis de datos del despacho en el año y (tCO2/MWh).-------------------------------------------------------------------------------

hPJEG , = Electricidad desplazada por la actividad del proyecto en la hora h del año y (MWh) ---------

27 De conformidad con las recomendaciones del Panel Meth. http://cdm.unfccc.int/Panels/meth/meeting/11/051/mp51_an20.pdf


59

hDDELEF ,, = Factor de emisión de CO2 para las unidades de energía de la red al máximo del orden de despacho en la hora h en el año y (tCO2/MWh).------------------------------------------------------------

yPJEG , = Electricidad desplazada por la actividad del proyecto en el año y (MWh).---------------------- h = Horas del año y en que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red .------------------ y = Año en que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red .--------------------------------- Si se encuentran disponibles los datos de consumo de combustible por hora, el factor de emisiones

por hora se calcula de la siguiente manera:----------------------------------------------------------------------

∑∑ ××

=

nhn

niyiCOyihni

hDDEL EG

EFNCVFCEF

,

,,,2,,,

,, (26)

Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

EFEL,DD,h = Factor de emisión del CO2 para las unidades de energía de la red al máximo del orden de

despacho en la hora h en el año y (tCO2/MWh).----------------------------------------------------------------

FCi,n,h = Cantidad de combustible fósil tipo i consumido por la unidad de energía n de la red en la

hora h (unidad de masa o de volumen) ------------------------------------------------------------------------------

NCVi,y = Valor calórico neto (contenido energético) del combustible fósil tipo i en el año y

(GJ/unidad de masa o de volumen).-------------------------------------------------------------------------------

EFCO2,i,y = Factor de emisión de CO2 de combustible fósil tipo i en el año y (tCO2/GJ).------------------

EGn,h = Electricidad generada y entregada a la red por la unidad de energía n en la hora h (MWh).----

n = Unidades de energía de la red al máximo de despacho (como se define a continuación) .-----------

i = Tipos de combustible fósil sujeto a combustión en la unidad de energía n en el año y .---------------

h = Horas en el año y en las que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red.------------

y = Año en el que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red.-----------------------------

Por otro lado, el factor de emisión por hora se calcula en base a la eficiencia de energía de la unidad

de energía de la red y el tipo de combustible utilizado, de la siguiente manera: ---------------------------

∑∑ ×

=

nhn

nynELhn

hDDEL EG

EFEGEF

,

,,,

,, (27)

Donde:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

EFEL,DD,h = Factor de emisión del CO2 para las unidades de energía de la red al máximo del orden de

despacho en la hora h en el año y (tCO2/MWh)-----------------------------------------------------------------

EGn,h = Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por la unidad de energía n de la

red en la hora h (MWh) -------------------------------------------------------------------------------------------------

EFEL,n,y = Factor de emisión de CO2 de la unidad de energía n de la red en el año y (tCO2/MWh)------

n = Unidades de energía de la red al máximo de despacho (como se define a continuación)-------------


60

h = Horas en el año y en las que la actividad del proyecto desplaza la electricidad de la red.------------

El factor de emisión del CO2 de la la unidad de energía n de la red (EFEL,n,y) se debe determinar

según las pautas para el OM simple, utilizando las Opciones A1, A2 o A3. -------------------------------

Para determinar el conjunto de unidades de energía n de la red al máximo de despacho, se debe

obtener lo siguiente de un centro de despacho nacional: ------------------------------------------------------

• El orden de despacho de operaciones para cada unidad de energía de la red del sistema, incluidas

las unidades de energía de las que se importa la electricidad; y-----------------------------------------------

• El volumen de energía (MWh) que se despacha de las unidades de energía de la red del sistema,

durante cada hora h en la que la actividad del proyecto desplaza la electricidad. -------------------------

En cada hora h, se debe ordenar la generación de cada una de las unidades de energía de la red

utilizando el orden de mérito. El grupo de unidades de energía n de la red en el margen de despacho

incluye las unidades del máximo x% de la electricidad total despachada en la hora h, en los casos en

que x% sea igual o mayor que: -----------------------------------------------------------------------------------

(a) 10%; o ------------------------------------------------------------------------------------------------------------

(b) La cantidad de electricidad desplazada por la actividad del proyecto durante la hora h, dividida

según la generación total de electricidad de las plantas de energía de la red durante dicha hora h. -----

Durante el período de acreditación, y cuando estén disponibles los valores de generación por hora de

las unidades del proyecto, se realizará el calculo del EFgrid,OM-DD,y,y según la “Herramienta para

calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos”. Se utilizará la generación por hora y los

factores de emisión por hora presentados por la Secretaría de Energía y CAMMESA.-------------------

Para estimaciones ex ante del factor de emisión del margen operativo, se aplicó la opción (a) OM

Simple, utilizando los datos de cálculos de factor de emisión de la red aplicados por la Secretaría de

Energía de Argentina en el año 2009.-----------------------------------------------------------------------------

PASO 5. Calcular el factor de emisión del margen de construcción (BM).----------------------------

Los participantes del proyecto pueden elegir la siguiente opción, según los datos con los cuentan:-----

Opción 2: Para el primer período de acreditación, el factor de emisión del margen de construcción

deberá adaptarse en forma anual, ex post, incluidas aquellas unidades construidas hasta el año de

registro de la actividad del proyecto o, si aún no se encuentra disponible la información sobre el año

de registro, incluidas aquellas unidades construidas hasta el último año en el que se cuenta con

información. Para el Segundo período de acreditación, el factor de emisiones del margen de

construcción deberá calcularse ex ante, como se describe en la Opción 1. Para el tercer período de

acreditación, se debería utilizar el factor de emisión del margen de construcción calculado para el

segundo período de acreditación.----------------------------------------------------------------------------------


61

El grupo de muestreo de las unidades de energía m utilizadas para calcular el margen de construcción

se determinará conforme al siguiente procedimiento, en concordancia con la selección de datos

anterior: --------------------------------------------------------------------------------------------------------------

(a) Identificar el conjunto de cinco unidades de energía, sin incluir unidades de energía registradas

como actividades de proyecto MDL, que hayan comenzado más recientemente a suministrar

electricidad a la red (SET5-units) y determinar su producción anual de electricidad (AEGSET-5-units, in

MWh);-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------

(b) Determinar la producción anual de electricidad del sistema eléctrico del proyecto, sin incluir las

unidades de energía registradas como actividades de proyecto MDL (AEGtotal, in MWh). Identificar

el conjunto de unidades de energía, sin incluir las unidades de energía registradas como actividades

de proyecto MDL, que hayan comenzado más recientemente a suministrara electricidad a la red y

que comprendan el 20% of AEGtotal (si el 20% recae sobre parte de la producción de una unidad, la

producción de dicha unidad se encuentra totalmente incluida en el cálculo) (SET≥20%) y determina su

producción anual de electricidad (AEGSET-≥20%, en MWh);----------------------------------------------------

(c) De SET5-units y SET≥20% seleccionar el conjunto de unidades de energía que comprendan la mayor

producción anual de energía (SETsample); ------------------------------------------------------------------------

Identificar la fecha en al que las unidades de energía en SETsample comenzaron a suministrar

electricidad a la red. Si ninguna de las unidades de energía en SETsample han comenzado a suministrar

energía a la red hace más de 10 años, entonces utilizar SETsample para calcular el margen de

construcción. Ignorar los pasos (d), (e) y (f).--------------------------------------------------------------------

De otra manera: -----------------------------------------------------------------------------------------------------

(d) Excluir de SETsample las unidades de energía que comenzaron a suministrar electricidad a la red

hace más de 10 años. Incluir en ese conjunto las unidades registradas como actividades de proyecto

MDL, con unidades de energía que hayan comenzado a suministrar electricidad a la red más

recientemente, hasta que la producción de electricidad de la nuevo grupo comprenda el 20% de la

producción anual de energía del sistema eléctrico del proyecto (si el 20% recae sobre parte de la

producción de una unidad, la producción de dicha unidad se encuentra completamente incluida en el

cálculo) en el medida que sea posible. Determinar para el grupo resultante (SETsample-CDM) la

producción anual de electricidad (AEGSET-sample-CDM, en MWh); ---------------------------------------------

Si la producción anual de electricidad de ese grupo comprende al menos el 20% de la producción

anual de electricidad del sistema eléctrico del proyecto (es decir, AEGSET-sample-CDM ≥ 0.2 × AEGtotal),

entonces, utilizar el grupo de muestreo SETsample-CDM para calcular el margen de construcción. Ignorar

los pasos (e) y (f).----------------------------------------------------------------------------------------------------


62

Sino: ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ (e) Incluir en el grupo de muestreo SETsample-CDM, las unidades de energía que comenzaron a

suministrar electricidad a la red hace más de 10 años hasta que la producción de energía del nuevo

grupo comprenda el 20% de la producción anual de electricidad del sistema eléctrico del proyecto (si

el 20% recae sobre parte de la producción de una unidad, la producción de dicha unidad se encuentra

completamente incluida en el cálculo).---------------------------------------------------------------------------

(f) El grupo de muestreo de las unidades de energía m utilizado para calcular el margen de

construcción es el grupo resultante (SETsample-CDM->10yrs).-------------------------------------------------------

El factor de emisión del margen de construcción es el factor de emisión promedio de producción

ponderada (tCO2/MWh) de todas las unidades de energía m durante los años más recientes y para los

cuales se cuenta con datos sobre la producción de energía. Dicho factor se calcula de la siguiente

manera: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

∑∑

=

mym

mymELym

yBMgrid EG

EFEGEF

,

,,,

,,

. (28)

Donde: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- yBMgridEF ,, = Factor de emisión de CO2 del margen de construcción en el año y (tCO2/MWh).--------

ymEG , = Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por unidad de energía m en el año y. (MWh)--------------------------------------------------------------------------------------------------------

ymELEF ,, = Factor de emisión de CO2 de la unidad de energía m en el año y (tCO2/MWh).--------------

m = Unidades de energía incluidas en el margen de construcción .--------------------------------------------

y = Año histórico más reciente con datos disponibles sobe producción eléctrica.--------------------------

El factor de emisión de CO2 de cada unidad de energía m (EFEL,m,y) se determinará de conformidad

con la pauta del Paso 4 (a) para el Margen Operativo simple, utilizando la opción A1, considerando

para y el año histórico más reciente para el cual se encuentran disponibles datos sobre producción de

energía, y m para las unidades de energía incluidas en el margen de construcción. ----------------------

Si las unidades de energía incluidas en el margen de construcción m corresponden al grupo de

muestreo SETsample-CDM->10yrs, entonces, en un enfoque conservador, solamente se puede utilizar la

opción A2 según la pauta en el Paso 4 (a) y se utilizarán los valores por default establecidos en el

Anexo 1 a efectos de determinar el parámetro ηm,y.-------------------------------------------------------------

Durante el período de acreditación, el factor de emisión de CO2 del margen de construcción se

obtendrá de la Secretaría de Energía de Argentina, si estuviera disponible, o calculado siguiendo los

procedimientos antes descriptos. ---------------------------------------------------------------------------------


63

El factor de emisión de CO2 del margen de construcción del año 2009, calculado por la Secretaría de

Energía de Argentina, se ha verificado y utilizado para una estimación ex-ante de generación de

CERs en el presente PDD.------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 6. Calcular el factor de emisión de margen combinado.-------------------------------------------

El cálculo del factor de emisión (EFgrid,CM,y) de margen combinado (CM) se basa en el método CM

de promedio ponderado.--------------------------------------------------------------------------------------------

Así, el factor de emisión de margen combinado se calcula de la siguiente manera:------------------------

BMyBMgridOMyOMgridyCMgrid WEFWEFEF ×+×= ,,,,., (29) Conforme la “Herramienta para calcular el factor de emisión para sistemas eléctricos”, la actividad del proyecto debe usar los siguientes: WOM = 0,5 y WBM = 0,5 para el primer período de acreditación y WOM = 0,25 y WBM = 0,75 para los períodos de acreditación subsiguientes.------------------------------ Emisiones del Proyecto:--------------------------------------------------------------------------------------------

yFCyECy PEPEPE ,, += (30)

Las emisiones del proyecto del consumo de electricidad de la red se calculan de conformidad con la

“Herramienta para estimar las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o de pérdidas, por el

consumo de electricidad”. La actividad del proyecto consumirá electricidad de la red. ------------------

∑ +××=j

yjyjELyjPJyEC TDLEFECPE )1( ,,,,,, (31)

Donde:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------- yECPE , = Emisiones del proyecto por el consumo de electricidad en el año y (tCO2/y).----------------

yjPJEC ,, =Volumen de electricidad consumida por la fuente j de consumo eléctrico del proyecto en el año y (MWh/y).-------------------------------------------------------------------------------------------------

yjELEF ,, = Factor de emisión para la generación de electricidad para la fuente j en el año y (tCO2/MWh) (Mismo que CEFelect,BL,y).-------------------------------------------------------------------------

yjTDL , = Pérdidas técnicas por transmisión y distribución promedio correspondientes a la

electricidad suministrada a la fuente j en el año y. ------------------------------------------------------------

j = Fuentes de consumo de electricidad en el proyecto.------------------------------------------------------

Las emisiones de proyecto derivadas de la quema de combustibles fósiles se calculan de

conformidad con la “Herramienta para calcular emisiones del proyecto o de pérdidas de CO2

derivadas de la quema de combustible fósil. (Versión 02). No se utilizará ningún combustible fósil en

yPE = Emisiones del Proyecto en el año y (tCO2e).-----------------------------------------------------------

yECPE , = Emisiones del Proyecto debido al consumo de electricidad en el año y (tCO2e).------------

yFCPE , = Emisiones del Proyecto derivadas de la quema de combustibles fósiles en el año y (tCO2e)..--------------------------------------------------------------------------------------------------------------


64

el proyecto que no sea para la producción de energía en caso de emergencia. Se instalará un

generador diesel como sistema de reserva; y se espera que solamente se utilice en el caso de que el

suministro por parte de la red se vea interrumpido, y no haya biogás para quemar. En ese caso, las

emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustibles fósiles se calculan en base a la cantidad de

combustibles quemadas y al coeficiente de emisión de CO2 de dichos combustibles. Dicho cálculo se

efectúa de la siguiente manera: -----------------------------------------------------------------------------------

∑ ×=i

yiyjiyjFC COEFFCPE ,,,,, (32)

yjFCPE ,, = Emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustible fósil en el proceso j durante el año y (tCO2/yr).------------------------------------------------------------------------------------------------------

yjiFC ,, = Cantidad de combustible tipo i quemado en el proceso j durante el año y (unidad de masa o volumen/año).--------------------------------------------------------------------------------------------------------

yiCOEF , = Coeficiente de emisión de CO2 de combustible tipo i en el año y (tCO2/unidad de masa o

volumen).-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

i = Tipos de combustible quemados en el proceso j durante el año y.----------------------------------------

El coeficiente de emisión de CO2, COEFi,y, se calculará utilizando la opción B de la Herramienta: El

coeficiente de emisión de CO2, COEFi,y, se calcula en base al valor neto calorífico y el factor de

emisión de CO2 del combustible tipo i, de la siguiente manera: ----------------------------------------------

yiCOyiyi EFNCVCOEF ,,2,, ×= (33)

yiCOEF , = Coeficiente de emisión de CO2 del combustible tipo i en el año y (tCO2/unidad de masa o volumen).-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

yiNCV , = Valor calorífico neto promedio del combustible tipo i en el año y (GJ/unidad de masa o volumen).-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

yiCOEF ,,2 = Factor de emisión promedio ponderado de CO2 de combustible tipo i en el año y (tCO2/GJ).------------------------------------------------------------------------------------------------------------ i = Tipos de combustible quemados en el proceso j durante el año y.----------------------------------------

Las emisiones del proyecto relacionadas con la cantidad de metano no destruido en las antorchas, se

calculan ex-ante siguiendo la “herramienta para determinar las emisiones del proyecto resultantes de

la quema de gases que contienen metano” como se describió anteriormente (teniendo en cuenta las

indicaciones del fabricante con relación a la eficiencia de la antorcha), y se descuentan del cálculo

ex-ante de las emisiones de línea de base.------------------------------------------------------------------------

Pérdidas.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

De acuerdo con la Versión 11.0 del ACM0001, no es necesario considerar pérdidas.---------------------

Reducción de Emisiones.------------------------------------------------------------------------------------------


65

La reducción de Emisiones se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:----------------------------- yyy PEBEER −= (34)

B.6.2. Datos y parámetros disponibles en la validación:----------------------------------------

Datos / Parámetros: Requisitos normativos relacionados con gas de relleno sanitario Unidad de medida: -

Descripción: Requisitos normativos relacionados con gas de relleno sanitario Fuente de datos: Información de público acceso acerca de los requisitos normativos

relacionados con gases de relleno sanitario en Argentina Valor aplicado: Factor de Ajuste (AF) = 0 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados :

Como se demostró en la sección B.4:“Sub-paso 1b Concordancia con las leyes y normativa obligatoria”, no existe en Argentina normativa con respecto a la captación y quema obligatoria de gas de relleno sanitario.

Comentarios: - Datos / Parámetros: GWPCH4 Unidad de medida: tCO2e/tCH4

Descripción: Potencial Calentamiento Global del Metano Fuente de datos: IPCC (Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático) Valor aplicado: 21 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

21 para el primer período del acuerdo. Se actualizará de acuerdo con las decisiones futuras de la Conferencia de las Partes/Reunión de las Partes.

Comentarios: -

Datos / Parámetros: DCH4 Unidad de medida: tCH4/m3CH4

yER = Reducción de Emisiones en el año y (tCO2e)

yBE = Emisiones de Línea de Base correspondientes a las emisiones naturales de metano a la

atmósfera y al desplazamiento de la generación eléctrica procedente de la red y de combustible fósil

en el año y (tCO2e).--------------------------------------------------------------------------------------------------

yPE = Emisiones del Proyecto derivadas de la eficiencia de la antorcha y del consume eléctrico de la red en el año y (tCO2e).------------------------------------------------------------------------------------------


66

Descripción: Densidad del Metano Fuente de datos: - Valor aplicado: 0,0007168 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

En condiciones normales de temperatura y presión (0 grado Celsius y 1,013 bares)

Comentarios: -

Datos/ Parámetros: BECH4,SWDS,y Unidad de medida: tCO2e Descripción: Generación de metano derivado del relleno sanitaria ante la falta de la

actividad del proyecto en el año y Fuente de datos: Calculado conforme a la “Herramienta para determinar las emisiones de

metano que se evitan por la disposición de residuos en un vertedero de residuos sólidos”

Valor aplicado:

Año tCO2 1 Junio, 2012- 31 Dic, 2012 813.208,80

2013 1.439.994,68 2014 1.268.930,80 2015 1.121.941,29 2016 995.304,33 2017 885.900,46 2018 791.112,92 2019 708.744,75 2020 636.949,61 2021 574.174,24

1 Enero, 2022- 31 Mayo 2022

216.296,01

Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados

De conformidad con la “Herramienta para determinar las emisiones de metano que se evitan por la disposición de residuos en un vertedero de residuos sólidos”.

Comentarios: Utilizado para la estimación ex-ante del volumen de metano que podría haberse destruido/quemado durante el año.

Datos/ Parámetros: Φ Unidad de medida: - Descripción: Modelo del factor de corrección para compensar las incertidumbres del

modelo


67

Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero

Valor aplicado: 0,9 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados

Conforme la “Herramienta para determinar las emisiones de metano que se evitan de la disposición de residuos en una planta de residuos sólidos”

Comentarios: -

Datos / Parámetros: OX Unidad de medida: - Descripción: Factor de oxidación (refleja el volumen de metano proveniente de

Plantas de Residuos Sólidos, que se oxida en el suelo u otro material que recubre el residuo)


Valor aplicado: 0,1 (cobertura oxidante) Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados

Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios de Gas de Efecto Invernadero.

Comentarios: -

Datos/ Parámetros: F Unidad de medida: - Descripción: Fracción de metano en el gas de VRS (fracción de volumen) Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de

Efecto Invernadero Valor aplicado: 0,5 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados


Comentarios: -

Datos / Parámetros: DOCf Unidad de medida: -


68

Descripción: Fracción de carbono orgánico degradable (DOC) capaz de Descomponerse


Valor aplicado: 0,5 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados


Comentarios: -

Datos / Parámetros: MCF Unidad de medida: - Descripción: Factor de corrección del metano Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de

Efecto Invernadero Valor aplicado: 1,0 (vertederos de residuos sólidos con gestión anaeróbica) Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

Se han aplicado las pautas del IPCC de 2006: Tabla 3.1 – Clasificación de Complejos de Disposición de Residuos Sólidos y factores de corrección de metano (MCF), Gestión Anaeróbica. Complejos de disposición de residuos sólidos de gestión anaeróbica: Estos deben tener una evaluación controlada de residuos (es decir, residuos dirigidos hacia áreas específicas de deposición, un grado de control de evacuación y un grado de control de fuegos) e incluirá por lo menos: (i) el material de cobertura; (ii) compactación mecánica; o (iii) nivelación de los residuos.

Comentarios: -

Datos / Parámetros: DOCj Unidad de medición: - Descripción: Fracción de carbono orgánico degradable (por peso) en el tipo de residuo j Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto

Invernadero (adaptado del Volumen 5, Tablas 2.4 y 2.5) Valor aplicado:

Comida Papel

Cartón

Madera Textil

Residuos de

Jardinería

Plástico Metal Vidrio

Otros

DOCj (IPCC 2006 valores por default, tabla 2.4) 15% 40% 43% 24% 20% 0% 0%

Justificación de la


69

elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados

Se aplicaron las pautas del IPCC de 2006, Tabla 2.4 – Contenido de DOC en % de residuos húmedos.

Comentarios: -

Datos / Parámetros: Kj Unidad de medida: - Descripción: Tasa de decaimiento de residuos tipo j Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gas de Efecto

Invernadero (adaptación del Volumen 5, Tabla 3.3) Valor aplicado:

Comida Papel Cartón Madera Textil

Residuos de

Jardinería

Plástico metal vidrio

Otros

Tasa de decaimiento - kj (de Herramienta para determinar…metano…) 0.185 0.060 0.030 0.060 0.100 0 0


Se aplicaron pautas del IPCC de: Tabla 3.3 – Zona Climática: Boreal y Temperatura (MAT ≤ 20°C), Húmedo(MAP/PET > 1). Fuentes de información: http://www.worldclimate.com http://www.fao.org/geonetwork/srv/fr/graphover.show?id=12739&fname=aridity_index.gif&access=public

Comentarios: -

Datos / Parámetros: F Unidad de medida: - Descripción: Fracción de metano captado en el Complejo para la Disposición de

Residuos Sólidos y quemado, sujeto a combustión o utilizado de algún otra manera.

Fuente de datos: Según la recomendación de la ACM0001: “La herramienta estima la generación de metano ajustado para, utilizando el factor de ajuste (f), cualquier gas de relleno sanitario en la línea de base que hubiera sido captado y destruido a efectos de cumplir con la normativa correspondiente o con requisitos contractuales, o para tratar temas de seguridad u olor. Como esto ya se consideró en la fórmula 2, “f”,en la herramienta, se le deberá asignar un valor 0”.


70

Valor aplicado: 0


-

Comentarios: El valor cero se establece de conformidad con la pauta de ACM0001

Datos/ Parámetros: Wx Unidad de medida: Toneladas Descripción: Cantidad total de residuos orgánicos que no van a disposición en el año x

(toneladas) Fuente de dato: CEAMSE Valor aplicado:

Año Residuos (Toneladas)

2008 1.939.284 2009 2.167.780 2010 3.882.794 2011 5.640.000 2012 5.760.000 2013 2.508.386

Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

La fuente de los datos sobre la cantidad de residuos en los años 2008, 2009 y 2010 proviene de información registrada por CEAMSE (disponible en http://ceamse.gov.ar/estadisticas-infografia/Estadísticas desde el año 2009 hasta el mes de Mayo de 2011 inclusive). Los valores aplicados para los años 2011, 2012 y 2013 fueron obtenidos teniendo en cuenta los valores promedio de los últimos 3 años y también proyecciones del CEAMSE.

Comentarios: -

Datos / Parámetros: pn,j,x Unidad de medida: - Descripción: Fracción de peso de los residuos tipo j en la muestra n recolectados

durante el año x Fuente de dato: La composición de residuos utilizada para los cálculos de emisiones de

línea de base se basan en una estudio de calidad de los Residuos Sólidos Urbanos de la Ciudad de Buenos Aires, realizado en el tercer trimestre de 2007 por CEAMSE y FIUBA (Universidad de Buenos Aires).

Valor aplicado:


71

Composición

Residuos Sólidos Urbanos FIUBA (2007)

Comida Papel Cartón Madera Textil


Residuos de

Jardinería

Otros

32.38%

15.27% 1.30%

4.47%

20.33% 13.22%

13.03%


-

Comentarios: -

Datos / Parámetros: Z Unidad de medida: - Descripción: Cantidad de muestras recogidas durante el año x Fuente de datos: Estudio de calidad de Residuos Sólidos Urbanos de la Ciudad de Buenos

Aires, realizado en el tercer trimestre de 2007 por CEAMSE y FIUBA (Universidad de Buenos Aires).

Valor aplicado: -


-

Comentarios: El número de muestras fue establecido por CEAMSE y FIUBA al momento de elaboración del estudio. Dicho estudio se encontraba disponible durante el proceso de validación.

Datos / Parámetros: NCVj, y Unidad de medida: TJ/Gg

Descripción: Valor promedio calorífico neto de combustible tipo i en el año y Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gas de Efecto

Invernadero Tabla 1.2 del capítulo 1 volumen 2 (Energía)

Valor aplicado: 43.3 Justificación de la elección de datos o

De conformidad con la “Herramienta para calcular emisiones de CO2 del proyecto y pérdidas derivadas de la combustión de combustibles fósiles”


72

descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

Cualquier futura revisión de las Pautas del IPCC será tenida en cuenta.

Comentarios: -

Datos / Parámetro: EFCO2,i, y Unidad de medida: tCO2/GJ

Descripción: Factor promedio de emisión de CO2 de combustible tipo i en el año y Fuente de datos: Pautas del IPCC de 2006 para Inventarios Nacionales de Gas de Efecto

Invernadero Tabla 1.4 del capítulo 1 volumen l.2 (Energía).

Valor aplicado: 74.800 Justificación de la elección de datos o descripción de los métodos y procedimientos de medición efectivamente aplicados:

De conformidad con la “Herramienta para calcular emisiones de CO2 del proyecto y pérdidas derivadas de la combustión de combustibles fósiles” Cualquier futura revisión de las Pautas del IPCC será tenida en cuenta.

Comentarios: - Datos / Parámetros: TDLj, y Unidad de medida: %

Descripción: Pérdidas técnicas por transmisión y distribución promedio correspondientes a la electricidad suministrada a la fuente j en el año y

Fuente de datos: “Herramienta para estimar las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o de pérdidas, por el consumo de electricidad” - Versión 01

Valor aplicado: 20 % (Valor default determinado de “Herramienta para estimar las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o de pérdidas, por el consumo de electricidad” - Versión 01


El valor por default del 20% para las fuentes de consumo de electricidad del proyecto o de pérdidas de conformidad con “Herramienta para estimar las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o de pérdidas, por el consumo de electricidad” - Versión 01

Comentarios: -

Parámetro Unidad Descripción Valor MMCH4 Kg/kmol Masa molecular del metano 16,04 MMCO Kg/kmol Masa molecular del monóxido de

carbono 28,01


73

MMCO2 Kg/kmol Masa molecular del dióxido de carbono 44,01 MMO2 Kg/kmol Masa molecular del oxígeno 32,00 MMH2 Kg/kmol Masa molecular del hidrógeno 2,02 MMN2 Kg/kmol Masa molecular del nitrógeno 28,02 AMc Kg/kmol

(g/mol) Masa atómica del carbono 12,00

AMh Kg/kmol

(g/mol) Masa atómica del hidrógeno 1,01

AMo Kg/kmol (g/mol)

Masa atómica del oxígeno 16,00

AMn Kg/kmol (g/mol)

Masa atómica del nitrógeno 14,01

Pn Pa Presión atmosférica en condiciones normales

101 325

Ru Pa.m3/kmol.K Constante universal de gases ideales 8 314,472 Tn K Temperatura en condiciones normales 273,15 MFO2 Sin

dimensiones O2 Fracción volumétrica del aire 0,21

GWPCH4 tCO2/tCH4 Potencial calentamiento atmosférico del metano

21

MVn m3/kmol. Volumen de un mol de cualquier gas ideal bajo temperatura y presión normales

22,414

ρCH4,n Kg/m3 Densidad del metano en condiciones normales

0,7168

NAi,j Sin dimensiones

Cantidad de átomos del elemento j en el componente i, dependiendo de la estructura molecular

B.6.3. Cálculo ex-ante de la reducción de emisiones:--------------------------------------------

Emisiones de Línea de Base.--------------------------------------------------------------------------------------

yBLtheryLFGyBLelectyLFGCHyBLyprojectY CEFETCEFELGWPMDMDBE ,,,,,,4,, )( ×+×+×−= Determinación de MDproyect,y:--------------------------------------------------------------------------------------

La estimación ex-ante del volumen de metano que hubiera sido destruido/quemado durante el año y,

medido en toneladas de metano (MD project,y) se calcula utilizando la última versión aprobada de la


un complejo de residuos sólidos”, considerando la siguiente ecuación adicional: -------------------------

4

,,4,

CH

ySWDSCHyproject GWP

BEMD =


74

Según la “Herramienta para determinar las emisiones de metano que se evitan de la disposición de

residuos en un vertedero de residuos sólidos”, el volumen de metano producido en el año y

(BECH4,SWDS,y) se calcula la siguiente ecuación:-----------------------------------------------------------------

∑∑−

−−− −××××××××−××−×=y

x j

kxykjjxfCHySWDSCH

jeeDOCWMCFDOCFOXGWPfBE1

)(,,4,,4 )1(

1216)1()1(ϕ

Según la herramienta, se aplican los siguientes valores default:------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Valor Aplicado ϕ 0,9 f 0

4CHGWP 21

OX 0,1 F 50%

fDOC 50%

MCF 1 Los siguientes valores se aplicaron para DOCj:-----------------------------------------------------------------

Alimentos Papel Cartón Madera Textil


Residuos de

Jardinería Otros


Los siguientes valores se aplicaron para kj:----------------------------------------------------------------------



Residuos de

Jardinería Otros Tasa de Decaimiento - kj (de Herramienta para determinar emisiones de metano…)

0,185

0,060

0,030

0,060 0 0,100 0

Cantidad total de residuos para disposición en el año y:-------------------------------------------------------

Año Residuos (Toneladas)

2008 1.939.284 2009 2.167.780 2010 3.882.794 2011 5.640.000 2012 5.760.000 2013 2.508.386


75

Fracción del tipo de residuo:---------------------------------------------------------------------------------------

Composición de los Residuos Sólidos Urbanos - FIUBA (2007)



Residuos de

Jardinería Otros

Composición de residuos 32,38% 15,27% 1,30% 4,47% 20,33% 13,22% 13,03%

En base a los valores anteriores, la siguiente tabla resume la generación de metano del relleno sanitario ante la falta de la actividad del proyecto (BECH4,SWDS,y, en toneladas CO2): ---------------------

Año tCO2

1/jun/ 2012- 31/dic/ 2012 813.208,80 2013 1.439.994,68 2014 1.268.930,80 2015 1.121.941,29 2016 995.304,33 2017 885.900,46 2018 791.112,92 2019 708.744,75 2020 636.949,61 2021 574.174,24

1/ene/2022- 31/mayo/2022 216.296,01 Los cálculos de BECH4,SWDS,y, se detallan en el Anexo 3.-------------------------------------------------------

De conformidad con ACM0001, para las estimaciones ex-ante se deberá tener en cuenta la eficiencia

del sistema de desgasificación que se instalará para la actividad del proyecto, la eficiencia de

captación se establece en el 60%.---------------------------------------------------------------------------------

Durante el primer año de la actividad del proyecto, la eficiencia de captación se verá afectada por las

pérdidas de biogás que podrían suceder como consecuencia del frente abierto del relleno sanitario

mientras se encuentra en operación. En consecuencia, para este primer año de operación se

presupone una eficiencia de captación del 58,19%.-------------------------------------------------------------

Por lo tanto, el MDproject,y (en toneladas de CH4) será:----------------------------------------------------------

Año tCH4

1/jun/2012- 31/dic/ 2012 22.533,63 2013 41.142,71 2014 36.255,17 2015 32.055,47 2016 28.437,26 2017 25.311,44 2018 22.603,22 2019 20.249,85


76

2020 18.198,56 2021 16.404,98

1/ene/ 2022- 31/mayo/2022 6.179,88

Determinación de CEFelect,BL,y: ------------------------------------------------------------------------------------

PASO 1. Identificar los correspondientes sistemas de electricidad.-------------------------------------

Se define al sistema de electricidad de un proyecto como la extensión espacial de las plantas de

energía que están físicamente conectadas, a través de líneas de transmisión y distribución, a la

actividad del proyecto. ---------------------------------------------------------------------------------------------

La Red Eléctrica de Argentina es el sistema eléctrico identificado que corresponde para esta

actividad del proyecto, y será utilizada para calcular el factor de emisión para la generación de

electricidad.-----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Con este fin, se consideró la unificación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el Sistema

Patagónico de Mercado Eléctrico Mayorista (SPMEM). Ambos sistemas se unificaron en el año

2006 y a los efectos de los cálculos, se los consideró unificados y operando desde principios del año

2006.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 2. Elegir si se incluirán plantas de energía fuera de la red para el sistema de electricidad

del proyecto (opcional).-------------------------------------------------------------------------------------------

No aplicable.---------------------------------------------------------------------------------------------------------

PASO 3. Seleccionar un método para determinar el margen operativo (OM).-----------------------

Para estimaciones ex ante del factor de emisión del margen operativo, se aplicó la opción (a) Margen

Operativo Simple utilizando los datos de los cálculo del factor de emisión de la red publicados por la

Secretaría de Energía de Argentina para el año 2009.----------------------------------------------------------

Se puede utilizar el Margen Operativo Simple porque en Argentina los recursos de bajo costo y

desarrollo sostenido constituyen menos del 50% del total de la producción de la red en promedio de

los últimos cinco años.----------------------------------------------------------------------------------------------

Generación de la Red (MWh)

Años Térmica

Bajo costo/ desarrollo sostenido

Total Bajo

costo/desarrollo sostenido

Total generación

(MWh) %

Térmica

% Bajo

costo/desarrollo sostenido Hídrica Nuclear

1 2009

61.339.110,78

40.318.305,95

7.588.703,38 47.907.009,33

109.246.120,11 56% 44%

2 2008

66.839.984,00

36.863.486,00

6.835.072,00 43.698.558,00 110.538.542,00 60% 40%

3 2007

60.994.489,00

37.294.429,00

6.720.686,00 44.015.115,00 105.009.604,00 58% 42%

4 2006

53.905.973,00

42.974.212,00

7.153.285,00 50.127.497,00 104.033.470,00 52% 48%


77

5 2005

51.348.755,00

39.204.300,00

6.374.359,00 45.578.659,00 96.927.414,00 53% 47% Promedio 58.885.662,36 46.265.367,67 105.151.030,02 56% 44%

PASO 4. Calcular el factor de emisión del margen operativo de conformidad con el método

seleccionado. --------------------------------------------------------------------------------------------------------

El Margen Operativo simple se calculó siguiendo la Opción B, en base a la producción eléctrica total

neta de todas las plantas de energía que suministran al sistema y los tipos de combustibles y el

consumo total de combustible del sistema de electricidad del proyecto, ya que no están disponibles

los datos necesarios para la Opción A.---------------------------------------------------------------------------

Factor de emisión de combustible y Valor Calorífico Neto (NCV) para cada combustible:-------------

Combustible Factor de Emisión (kgCO2/TJ) Gas Natural (GN) 56.140 Fuel Oil (FO) 77.926 Gas oil (GO) 74.354 CMi (Carbón Mineral) Nacional 94.509 CMi (Carbón Mineral) Importado 93.003

Combustible Valor Calorífico Neto Gas Natural (GN) 0,034749 (TJ/dam3) Fuel Oil (FO) 0,04103 (TJ/Tn) Gas oil (GO) 0,04271 (TJ/Tn) CMi (Carbón Mineral) Nacional 0,0247 (TJ/Tn)

CMi (Carbón Mineral) Importado 0,03014 (TJ/Tn) Fuente : "Segunda Comunicación Nacional Argentina, Pág. 151"

http://unfccc.int/resource/docs/natc/argnc2s.pdf Consumo de Combustible:-----------------------------------------------------------------------------------------

TOTAL

Gas Oil(toneladas) 806.179,50 Gas Naural (dam3) 12.566.536,83

Fuel Oil (Tn) 1.602.871,44 Carbón (Tn) 795.737,53

Fuente: Secretaría de Energía y Balance General de CAMMESA (www.cammesa.com)

y

iyiCOyiyi

yOMsimplegrid EG

EFNCVFCEF

∑ ××=

)( ,,2,,

,,

Año 2009 Generación térmica (MWH) 61.339.111


78

Importados (MWh) 2.040.098 Total (EGy) 63.379.209 MWh FCj,y NCVi,y EFCO2i,y Emisiones (tCO2)

Gas Oil(tn)

806.179,50 0,04271 74.354 2.560.151,47 Gas Natural (dam3)

12.566.536.83 0,03475 56.140 24.515.101,87

Fuel Oil (Tn)

1.602.871,44 0,04103 77.926 5.124.866,91

Carbón (Tn)

795.737,53 0,03014 93.003 2.230.540,16 34.430.660,41

Los cálculos detallados se incluyen en la planilla de cálculo de Reducción de Emisiones, “Norte III.C Reducción de Emisiones”, adjunto al presente DDP. ----------------------------------------------------------

yDDOMgridEF ,, − = 0.543 tCO2/MWh PASO 5. Cálculo de factor de emisión de margen de construcción (BM) .----------------------------

Teniendo en cuenta datos históricos, los participantes del proyecto eligen la opción 2, cálculo ex-

post.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El factor de emisión de CO2 del margen de construcción se ha utilizado desde el año 2009, calculado

por la Secretaría de Energía de Argentina para estimación ex-ante de generación de CERs en este

DDP.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El grupo de muestreo de las unidades de energías “m” utilizado para calcular el margen de

construcción ha sido determinado de conformidad con los procedimientos de la “Herramienta para

calcular el factor de emisión para un sistema de electricidad”.------------------------------------------------

La producción anual total de electricidad del sistema de electricidad del proyecto para el año 2009

asciende a 109.246.120,11 MWh..--------------------------------------------------------------------------------

La producción anual de electricidad del conjunto de las cinco unidades de energía (SET5-units), sin

incluir las unidades registrados como actividades de proyecto MDL, que comenzó a suministrar

electricidad a la red más recientemente asciende a 30.032,00 MWh; y la producción anual de

electricidad del conjunto de las unidades de energía, sin incluir las unidades registradas como

actividades del proyecto MDL, que comenzaron a suministrar electricidad a la red más recientemente

y comprenden el 20% (SET≥20%) asciende a 21.990.032,85 MWh..------------------------------------------

La siguiente tabla presenta la información detallada de las unidades de energía que comenzaron a

suministrar energía a la red más recientemente:-----------------------------------------------------------------


79

Unidades de Energía Fecha de Construcción

NEMO (CAMMESA)

Producción (MWh)

Porcentaje acumulado de

producción de la generación total

CHARATA ENARSA Dic-09 CHARDI01 1.. 0,0013% FORMOSA DELIVER Oct-09 FORDDI02 13,053 0,0133% LAS ARMAS Oct-09 ARMATG01 161 0,0134% LAS ARMAS Oct-09 ARMATG02 146 0,0136% SOLALBAN Oct-09 SOLATG01 15.228 0,0275% CONCEP. URUGUAY Oct-09 CURUTG02 1.329 0,0287% CONCEP. URUGUAY Sep-09 CURUTG01 1.975 0,0305% OLAVARR DELIVER Sep-09 OLADTG02 1.612 0,0320% OLAVARR DELIVER Ago-09 OLADTG01 2.322 0,0341% LIB. SAN MARTIN Ago-09 LIBEDI01 5.989 0,0396% A.P. PTO PIRAY (*) Ago-09 PUPITV01 23.937 0,0615% C.T. GENELBA Jul-09 GEBATG03 71.961 0,1274% CARACOLES Jul-09 CCOLHI 212.369 0,3218% JUAREZ Jun-09 JUARDI01 3.097 0,3246% ALUMINE Jun-09 ALUMDI01 49 0,3247% CAVIAHUE Jun-09 CAVIDI01 70 0,3247% TARTAGAL ENARSA May-09 TARDDI01 9.039 0,3330% PARANA May-09 PARATG01 8.293 0,3406% PARANA May-09 PARATG02 9.827 0,3496% 3 ARROY QUILMES May-09 3ARRDI01 1.827 0,3513% PASO DE LA PATRIA May-09 PPATDI01 3.357 0,3543% CIPOLLETI (ENARSA) Abr-09 CIPODI01 1.663 0,3558% VILLA REGINA Abr-09 VREGDI01 2.637 0,3583% RAFAELA Ene-09 RAFADI01 22.923 0,3792% SAN CLEM. TUYU Ene-09 SCTPDI01 899 0,3801% VENADO TUERTO Dic-08 VTUEDI01 261 0,3803%

MATHEU (ENARSA) Nov-08 MATHTG02 59.417 0,4347% Nov-08 MATHTG01 63.264 0,4926%

LA PLATA (ENARSA) Nov-09 LPLADI01 25.717 0,5161% LA BANDA Oct-08 LBANTG22 4.481 0,5202%

MODESTO MARANZANA Nov-08 MMARTG04 277.738 0,7745% Nov-08 MMARTG03 314.510 1,0624%

SAENZ PEÑA Oct-08 SPENDI01 42.853 1,1016% GUEMES Sep-08 GUEMTG01 569.399 1,6228% FORMOSA (ENARSA) Sep-08 FORDDI01 47.903 1,6666%


80

SANTA ROSA (ENARSA) Sep-08 SROSDI01 6.938 1,6730% PIRANÉ (ENARSA) Ago-08 PIRADI01 21.777 1,6929% AÑATUYA(ENARSA) Ago-08 ANATDI01 32.118 1,7223%

CT TIMBUES (GSMA) Jun-08 TIMBTG02 784.280 2,4402% Jun-08 TIMBTG01 923.401 3,2855%

ENTRELOMAS Jun-08 ELOMDI01 27.994 3,3111% LA RIOJA Jun-08 LRIDDI01 47.704 3,3548%

CATAMARCA DELIV (ENARSA) Jun-08 CATDDI01 46.990 3,3978%

ISLA VERDE (ENARSA) May-08 ISVEDI01 36.546 3,4312% PEHUAJÓ (ENARSA) May-08 PEHUDI01 52.499 3,4793% JUNIN (ENARSA) Abr-08 JUNIDI01 55.938 3,5305%

GRAL BELGRANO Jun-08 GBELTG02 851.456 4,3099% Abr-08 GBELTG01 795.692 5,0382%

CASTELLI(ENARSA) Feb-08 CASTDI01 38.047 5,0731% PINAMAR (ENARSA) Feb-08 PINATG07 20.263 5,0916% PINAMAR (ENARSA) Feb-08 PINATG08 21.199 5,1110% PINAMAR (ENARSA) Feb-08 PINATG09 20.600 5,1299% PINAMAR (ENARSA) Feb-08 PINATG10 21.029 5,1491%

AUTOGENERADOR MOLINOS RIO DE LA PLATA Nov-07 MOLITV01 12.350 5,1604% SAN NICOLAS Abr-04 SNICTG01 5 5,1604% SHELL DOCK SUD Nov-03 SHELTG01 26.322 5,1845% PLUS PETROL NORTE Feb-03 PPNOTG02 566.872 5,7034% LAS MADERAS Oct-02 LMADHI 109.903 5,8040% CARRIZAL Ago-02 CARRHI 78.812 5,8762% CACHEUTA May-02 CACHHI 593.664 6,4196%

CTSM DE TUCUMAN

Feb-02 SMTUTV01 237.319 6,6368% Feb-96 SMTUTG01 448.218 7,0471% Feb-02 SMTUTG02 801.794 7,7810%

PLUS PETROL NORTE Ene-02 PPNOTG01 434.511 8,1788%

COMODORO RIVADAVIA

Sep-01 CRIVTV25 6.399 8,1846% Sep-01 CRIVTG28 140.807 8,3135% Sep-01 CRIVTG27 0 8,3135%

AES PARANA

May-01 AESPTV01 1.544.469 9,7273% May-01 AESPTG02 1.397.724 11,0067% May-01 AESPTG01 1.390.069 12,2791%

CUESTA DEL VIENTO Nov-01 CVIEHI 31.742 12,3082%

DOCK SUD

Jun-00 DSUDTV11 1.363.570 13,5563% Jun-00 DSUDTG10 1.130.028 14,5907% Jun-00 DSUDTG09 1.307.879 15,7879%

ENTRE LOMAS Sep-00 ELOMTG01 0 15,7879% PICHI PICUNLEUFU Dic-99 PPLEHI 1.146.353 16,8372% AGUA DEL CAJON Nov-99 ACAJTG01 306.057 17,1174% CCOMB PUERTO Oct-99 CEPUTG11 1.347.878 18,3512%


81

Oct-99 CEPUTG12 768.111 19,0543% Oct-99 CEPUTV10 1.173.958 20,1289%

Total = 21.990.032,85 Por consiguiente, el grupo de unidades de energía que comprenden la producción anual de electricidad más grande es el SET≥20%. Por lo tanto este es el grupo de muestreo de unidades de energía m utilizado para calcular el margen de construcción.------------------------------------------------ El factor de emisión de margen de construcción se calcula de la siguiente manera:-----------------------

∑∑

=

mym

mymELym

yBMgrid EG

EFEGEF

,

,,,

,,

.

=yBMgridEF ,, 0.460 tCO2/MWh PASO 6. Cálculo del factor de emisión de margen combinado.------------------------------------------

El cálculo de factor de emisión (EFgrid,CM,y) de margen combinado (CM) se basan en el método de

promedio ponderado de Margen Combinado.-------------------------------------------------------------------

EFgrid,CM,y = CEF elec, BL, y = 0.543 *0.5 + 0.460 * 0.5 = 0,502 tCO2/MWh Producción de electricidad ELLFG,y:------------------------------------------------------------------------------

Como se explicó previamente, el biogás captado será utilizada principalmente para la producción de

energía, con 11.796 eMW de capacidad instalada, y la cantidad de biogás generado que no se utilice

para la producción de energía, será enviado a quemador. -----------------------------------------------------

La siguiente tabla indica la cantidad total de gas de relleno sanitario captado: ----------------------------

Año GRStotal, y (m3/año) 1/jun/2012- 31/dic/2012 62.872.851,56

2013 114.795.507,81 2014 101.158.398,74 2015 89.440.485,49 2016 79.345.033,48 2017 70.623.437,50 2018 63.067.020,09 2019 56.500.697,54 2020 50.777.232,14 2021 45.772.823,66

1/ene/ 2022- 31/mayo/2022 17.242.978,05 La cantidad neta de electricidad será producida por seis generadores. Conforme a los datos

proporcionados por el fabricante, el consumo de biogás de cada generador es igual a 832,82 m3

GRS/h (423,61 m3GRS/MW). ------------------------------------------------------------------------------------


82

Por consiguiente, teniendo en cuenta el biogás requerido para producir electricidad, según la

capacidad instalada de los generadores (y otros datos del fabricante) y la cantidad de Gas de Relleno

Sanitario captado: ---------------------------------------------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Año GRStotal, y (m3/año) GRSelectricity, y GRSflare1 y+

GRSflare2 y

(m3/año) 1/jun/2012- 31/dic/ 2012

62,872,851,56 25.534.159,00 37,338,692.56

2013 114.795.507,81 43.772.844,00 71.022.663,81 2014 101.158.398,44 43.772.844,00 57.385.554,44 2015 89.440.485,49 43.772.844,00 45.667.641,49 2016 79.345.033,48 43.772.844,00 35.572.189,48 2017 70.623.437,50 43.772.844,00 26.850.593,50 2018 63.067.020,09 43.772.844,00 19.294.176,09 2019 56.500.697,54 43.772.844,00 12.727.853,54 2020 50.777.232,14 43.772.844,00 7.004.388,14 2021 45.772.823,66 43.772.844,00 1.999.979,66

1/ene/2022- 31/may/2022

17.242.978,05 17.242.978,05 -

En consecuencia, la producción de electricidad por año ascenderá a:----------------------------------------

Año ELLFG,y (MWh/año) 1/jun/2012- 31/dic/ 2012 51.182,88

2013 87.742,08 2014 87.742,08 2015 87.742,08 2016 87.742,08 2017 87.742,08 2018 87.742,08 2019 87.742,08 2020 87.742,08 2021 87.742,08

1/ene/ 2022- 31/mayo/2022 34.557,06

Los cálculos detallados se encuentran en la planilla de cálculos de Reducción de Emisiones, “Norte III.C Reducción de Emisiones”, adjunto a este DDP. ----------------------------------------------------------

yBLelectyLFGCHyprojectY CEFELGWPMDBE ,,,4, )( ×+×=

Año MDproject,y (tCH4/y)

GWPCH4 (tCO2e/ tCH4)

ELLFG,y (MWh/y)

CEFelect,BL,y (tCO2e/ MWh)

BEy (tCO2e/y)

1/jun/ 2012- 31/dic/ 2012 22.533,63 21 51.182.88 0,502 498.900,03


83

2013 41.142,71 21 87.742.08 0,502 908.043,43 2014 36.255,17 21 87.742.08 0,502 805.405,09 2015 32.055,47 21 87.742.08 0,502 717.211,39 2016 28.437,26 21 87.742.08 0,502 641.228,98 2017 25.311,44 21 87.742.08 0,502 575.586,76 2018 22.603,22 21 87.742.08 0,502 518.714,14 2019 20.249,85 21 87.742.08 0,502 469.293,37 2020 18.198,56 21 87.742.08 0,502 426.216,28 2021 16.404,98 21 87.742.08 0,502 388.551,10

1/ene/2022- 31/mayo/ 2022 6.179,88 21 34.557.06 0,502 147.125,20 El resto de biogás que no se utiliza para la generación de energía será enviado a los quemadores. La cantidad de gas de relleno sanitario quemado que se obtiene como resultado de la diferencia entre el total de biogás captado y la cantidad de biogás necesario para alcanzar la máxima capacidad de los generadores.----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Año LFGflare1 y+ LFGflare2 y (m3/año)

1/jun/2012- 31/dic/ 2012

37.338.692,56

2013 71.022.663,81 2014 57.385.554,44 2015 45.667.641,49 2016 35.572.189,48 2017 26.850.593,50 2018 19.294.176,09 2019 12.727.853,54 2020 7.004.388,14 2021 1.999.979,66

1/ene/2022- 31/may/2022

-

Las emisiones del proyecto producidas por la combustión incompleta del Gas de Relleno Sanitario

en la antorcha se descuentan de las emisiones de línea de base.---------------------------------------------- En la presente actividad del proyecto, se utilizarán dos antorchas de llama oculta. Se monitoreará la

eficiencia de destrucción de la antorcha (ηflare,h). Para los cálculos ex-ante del presente DDP, de

conformidad con las indicaciones del fabricante, la eficiencia de la antorcha se considera del 99%. --

Para los cálculos ex-ante , la eficiencia de la antorcha (ηflare,h) se aplicará a BEy de la siguiente

manera: ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

flareyfy PEBEBE −=,

1000)1( 4

,

8760

1,

CHhflare

hhRGflare

GWPTMPE ×−×= ∑−

η

Año BEy,f (tCO2e/año)


84

1/jun/2012- 31/dic/ 2012 496.089,77 2013 902,697,98 2014 801,086,02 2015 713,774,26 2016 638,551,67 2017 573,565,88 2018 517,261,98 2019 468,335,42 2020 425,689,10 2021 388,400,57

1/ene/ 2022- 31/mayo/2022 147.125,20 Emisiones del Proyecto: ------------------------------------------------------------------------------------------- Las emisiones del proyecto del consumo de electricidad de la red se calculan de conformidad con la

“Herramienta para estimar las emisiones de la línea de base, del proyecto y/o de pérdidas, por el

consumo de electricidad”. La actividad del proyecto consumirá la electricidad de la red. ---------------

∑ +××=j

yjyjELyjPJyEC TDLEFECPE )1( ,,,,,,

Consumo de electricidad del Proyecto Fuente Energía (kW) Simult. Simult.

Energía(kW)

EC (kWh)

Ventiladores 144,00 1,00 144,00 1.261.440,00,00 Planta de tratamiento de Gas 90,00 1,00 90,00 788.400.00 Ventilación 30,00 1,00 30,00 262.800.00 Sala de Control 3,00 0,60 1,80 15768.00 Aire Acondicionado/Sala de Control 4,00 0,60 2,40 21.024.00 Servicio de Cafetería 1,00 0,50 0,50 4.380.00 Iluminación interna y externa 40,00 0,60 24,00 210.240.00 Bombas eléctricas para decantar

combustible y fuidos refrigerantes

1,00 - - -

Bomba eléctrica para agua – servicios sanitarios y generales

1,00 0,40 0,40 3.504.00

Cambios de baterías 3,00 0,40 1,20 10.512.00 Sopladores 225,00 1,00 225,00 1.971.000.00 Vigilancia 2,00 0,70 1,40 12.264.00 Aire acondicionado Vigilancia 2,00 0,70 1,40 12.264.00 Bomba de agua 2,00 0,70 1,40 12.264.00 Iluminación de las instalaciones 3,00 0,70 2,10 18.396.00 Compresor 7,50 0,20 1,50 13140.00 Bomba para cámara de condensación 2,00 0,20 0,40 3.504.00 Subtotal 560,50 527,50 4.620.900.00 Margen 5% 28,03 1,00 28,03 231.045.00 Total 588,53 555,53 4.851.945.00 Anual(MWh) 4.815,95.00

Año ECPJ,j,y

(MWh/año) EF EL,j,y (tCO2e/ MWh)

TDLj,y PEEC,y (tCO2e/año)

1/jun/2012- 31/dic/ 2012 2.830,30 0,502 20% 1.704,97 2013 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2014 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2015 4.851,95 0,502 20% 2.922,81


85

2016 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2017 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2018 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2019 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2020 4.851,95 0,502 20% 2.922,81 2021 4.851,95 0,502 20% 2.922,81

1/ene/2022- 31/mayo/2022 2.021,64 0.,502 20% 1.217,84 En los cálculos ex-ante de las emisiones del proyecto para la actividad del presente proyecto, las

emisiones de CO2 resultante de la quema de combustible fósil por el generador diesel de soporte, se

considera igual a cero.----------------------------------------------------------------------------------------------

Reducción de Emisiones: -----------------------------------------------------------------------------------------

La reducción de emisiones se calculará según la siguiente ecuación:----------------------------------------

yfyy PEBEER −= ,

B.6.4 Resumen de la estimación ex-ante de reducción de emisiones:------------------------

Año

Estimación de las emisiones de la actividad del

proyecto (toneladas CO2 e)

Estimación de emisiones

de línea de base (toneladas CO2 e)

Estimación de pérdidas

(toneladas de CO2 e)

Estimación total de la reducción de

emisiones (toneladas de

CO2 e) 1 de junio de 2012- 31 de dic. de 2012 1.705 496.090 0 494.385

2013 2.923 902.698 0 899.775 2014 2.923 801.086 0 798.163 2015 2.923 713.774 0 710.851 2016 2.923 638.552 0 635.629 2017 2.923 573.566 0 570.643 2018 2.923 517.262 0 514.339 2019 2.923 468.336 0 465.413 2020 2.923 425.689 0 422.766 2021 2.923 388.401 0 385.478

1 de enero de 2022- 31 de mayo de 2022 1.218 147. 125 0 145.907

Total (toneladas de 29.230 6.072.579 0 6.043.349

yER = Reducción de Emisiones en el año y (tCO2e).-------------------------------------------------------

fyBE , = Emisiones de la línea de base correspondientes a las emisiones naturales de metano a la

atmósfera y al desplazamiento de la generación eléctrica procedente de la red y de

combustible fósil en el año y (tCO2e). --------------------------------------------------------------

yPE = Emisiones del Proyecto por la eficiencia de la antorcha y el consumo de electricidad de la

red en el año y. -----------------------------------------------------------------------------------------


86

CO2e)

B.7. Puesta en práctica de la metodología de monitoreo y descripción del plan de monitoreo:

B.7.1 Datos y parámetros monitoreados: --------------------------------------------------------- Datos / Parámetro: Gas de Relleno Sanitario (GRS) total, y Unidad de medida: Nm3 Descripción: Monto total de gas de relleno captado a Temperatura y Presión Normales Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos utilizados a los fines de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

Año GRS total, y 1/ junio/2012- 31/dic/ 2012 62.872.851,56

2013 114.795.507,81 2014 101.158.398,44 2015 89.440.485,49 2016 79.345.033,48 2017 70.623.437,50 2018 63.067.020,09 2019 56.500.697,54 2020 50.777.232,14 2021 45.772.823,66

1/ene/ 2022- 31/mayo/2022 17.242.978,05

Descripción de los métodos de medición y procedimientos a realizar:

Se instalará un equipo fijo luego de los ventiladores Instrumento de medición: Medidor de Flujo de Masa Térmica– Thermal Instrument Modelo: 62-9/9500. Medición: Dispersión térmica. Frecuencia del monitoreo: Medición continua con un medidor de flujo y registro de datos cada dos minutos, sumados mensualmente. Precisión: +/- 3% (calibrado in-situ), +/- 1% (calibrado en las instalaciones del proveedor)

Procedimientos de Aseguramiento de Calidad / Control de Calidad ( QA/QC ) a aplicar:

Los medidores de flujo serán calibrados de acuerdo con las especificaciones del fabricante. (una vez al año)

Comentarios: Medición en base húmeda

Datos / Parámetro: LFG flare 1 y, LFGflare 2 y Unidad de medida: Nm3 Descripción Cantidad de gas de relleno sanitario quemado a Temperatura y Presión

Normales Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos


87

utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

Año LFG flare 1 y, L FGflare 2

y 1/jun/ 2012- 31/dic/ 2012 37.338.692,56

2013 71.022.663,81 2014 57.385.554,44 2015 45.667.641.49 2016 35.572.189,48 2017 26.850.593,50 2018 19.294.176,09 2019 12.727.853,54 2020 7.004.388,14 2021 1.999.979,66

1/ene/2022- 31/may/ 2022 -


Se instalarán equipos fijos antes de cada uno de los quemadores. Instrumento de medición: Medidor de Flujo de Masa Térmico – Instrumento Térmico Modelo: 62-9/9500. Medición: Dispersión Térmica Frecuencia de monitoreo: Medición continua con un medidor de flujo y registro de datos cada dos minutos, sumados mensualmente. Precisión: +/- 3% (calibrado in-situ), +/- 1% (calibrado en las instalaciones del proveedor)



Comentarios: Medición en base húmeda.

Datos / Parámetro: LFG electricity, y Unidad de medida: Nm3 Descripción: Cantidad de gas de relleno sanitario quemado en la central eléctrica a

Temperatura y Presión Normales Fuente de los datos: Mediciones in-situ

Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5


88

Año LFG electricity, y

1/jun/ 2012- 31/ dic/ 2012 25.534.159,00 2013 43.772.844,00 2014 43.772.844,00 2015 43.772.844,00 2016 43.772.844,00 2017 43.772.844,00 2018 43.772.844,00 2019 43.772.844,00 2020 43.772.844,00 2021 43.772.844,00

1/ene/ 2022- 31/ may/ 2022 17.242.978,05


Se instalará un equipo fijo frente a la central eléctrica. Instrumento de medición: Medidor de Flujo de Masa Térmico –Instrumento Térmico Modelo: 62-9/9500. Medición: Dispersión térmica. Frecuencia de monitoreo: Medición continua con un medidor de flujo y registro de datos cada dos minutos, sumados mensualmente. Precisión: +/- 3% (calibrado in-situ), +/- 1% (calibrado en las instalaciones del proveedor)



Comentarios: Medición en base húmeda.

Datos / Parámetro: WCH4 Unidad de medida: m³ CH4/m³ GRS Descripción: Fracción de metano en el gas de relleno Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas en la sección B.5

50%


Instrumento de medición: analizador de gases- Landtec. Unidad Analítica de Campo (FAU) Frecuencia de monitoreo: Medición continua y registro de datos cada dos minutos, sumados mensualmente. Precisión: +/- 1%

Procedimientos de Calibrado según las especificaciones del fabricante (cada seis meses)


89

Aseguramiento de Calidad / Control de Calidad ( QA/QC ) a aplicar: Comentarios: Medición en base húmeda.

Datos / Parámetro: T Unidad de medida: ºC Descripción: Temperatura del gas de relleno sanitario Fuente de los datos a utilizar:

Mediciones in-situ

Valor de los datos utilizados a los efectos de Calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

0 °C


Instrumento de medición: Termocupla. Thermocouple Products Modelo: Tipo N. Frecuencia de monitoreo: Medición continua y registro de datos cada dos minutos. Precisión: +/-0.,75%


Calibrado según las especificaciones del fabricante (una vez al año)

Comentarios: Únicamente en caso necesario (si hubiera una falla en los medidores de flujo de masa)

Datos / Parámetro Presión Unidad de medida: Pa Descripción: Presión del gas de relleno sanitario Fuente de los datos a utilizar:

Mediciones in-situ

Valor de los datos utilizados a los efectos de Calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

1,013 bar (101 300 Pa)


Instrumento de medición: Rosemount Frecuencia de monitoreo: Medición continua y registro de datos cada dos minutos. Precisión: +/- 0,04%

Procedimientos de Calibrado según las especificaciones del fabricante, una vez cada cinco


90

Aseguramiento de Calidad / Control de Calidad ( QA/QC ) a aplicar:

años.

Comentarios: Únicamente en caso necesario (si hubiera una falla en los medidores de flujo de masa)

Datos / Parámetro ELLFG, y Unidad de medida: MWh Descripción: Monto neto de electricidad generada utilizando GRS. Fuente de los datos: Mediciones in-situ / CAMMESA / EDENOR Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la Sección B.5

Año MWh/y

1/jun/ 2012- 31/ dic/ 2012 51.182,88 2013 87.742,08 2014 87.742,08 2015 87.742,08 2016 87.742,08 2017 87.742,08 2018 87.742,08 2019 87.742,08 2020 87.742,08 2021 87.742,08

1/ene/2022- 31/may/2022 34.557,06


Medidor: CAMMESA (SMEC - Sistema de Medición Comercial), clase 0.2 S. Medidor de respaldo: clase 0.5 S. Ubicación: Central eléctrica Frecuencia de monitoreo: Medición continua.



Comentarios: El medidor utilizado será calibrado por CAMMESA-EDENOR

Datos / Parámetro Operación de la planta de energía eléctrica Unidad de medida: Horas Descripción: Operación de la planta de energía eléctrica Fuente de los datos a utilizar:

Mediciones in-situ


Los generadores tienen la capacidad de operar 8760 horas al año. Teniendo en cuenta la disponibilidad de generadores (87%), obtenido del fabricante, el valor aplicado es de 7621.2 horas.

Descripción de los Instrumento de medición: microcompresor EMCP II - CATERPILLAR.


91

métodos de medición y procedimientos a realizar:

Ubicado sobre el generador. Frecuencia de monitoreo: Continua.


-

Comentarios: -

Datos / Parámetro PE flare, y Unidad de medida: tCO2e Descripción: Las emisiones del proyecto provenientes de la quema de la corriente de gas

residual en el año y Fuente de los datos a utilizar:

Se calcularon utilizando la “Herramienta para determinar las emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con contenido de metano ” en base a la eficiencia medida del quemador.

Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas en la sección B.5

Año PEflare, y

1 de junio de 2012- 31 de dic. de 2012

2.810,26

2013 5.345,45 2014 4.319,07 2015 3.437,13 2016 2.677,31 2017 2.020,88 2018 1.452,16 2019 957,95 2020 527,18 2021 150,53

1 de enero de 2022- 31 de mayo de 2022

-

A los fines de los cálculos ex-ante del presente DDP, ηflare,h es considerado un 99% según las indicaciones del fabricante.


Los parámetros fvi,h, FVRG,h, tO2,h, fvCH4,FG,h y Tflare serán monitoreados, por consiguiente, PEflare,y se calculará utilizando la “Herramienta para determinar emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con contenido de metano.” Frecuencia del monitoreo: Según la “Herramienta para determinar emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con contenido de metano”

Procedimientos de Aseguramiento de Calidad / Control de

De acuerdo con la “Herramienta para determinar emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con contenido de metano”


92

Calidad ( QA/QC ) a aplicar: Comentarios: -

Datos / Parámetro fvi,h Unidad de medida: - Descripción: Fracción volumétrica del componente i en el gas residual a la hora en que i

= CH4, CO, CO2, O2,H2, N2 Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

50%


Instrumento de medición: analizador de gases - Landtec. Unidad Analítica de Campo (FAU) Frecuencia del monitoreo: Medición continua y registro de datos cada dos minutos, sumados cada hora. Precisión:+/- 1%


Calibrado según las especificaciones del fabricante (cada seis meses). Se realizará una verificación del instrumento de medición en cero y una verificación durante la medición de valores de rutina por método de comparación con un gas estándar certificado.

Comentarios: Desde un enfoque simplificado, se medirá únicamente el contenido de metano del gas residual y la parte restante será considerada como N2. Medición en base húmeda.

Datos / Parámetro FVRG,h Unidad de datos: M3/h Descripción: Indice de flujo volumétrico del gas residual en base seca bajo condiciones

normales a la hora h Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

LFGflare y+ LFGflare y (m3/y) Horas por año FVRG,h (m3/h)

37.338.692,56 5110 7.306,98 71.022.663,81 8760 8.107,61 57.385.554,44 8760 6.550,86 45.667.641,49 8760 5.213,20 35.572.189,48 8760 4.060,75 26.850.593,50 8760 3.065,14 19.294.176,09 8760 2.202,53


93

12.727.853,54 8760 1.452,95 7.004.388,14 8760 799,59 1.999.979,66 8760 228,31

- - -


Instrumento de medición: Medidor de Flujo de Masa Térmico –Thermal Instrument Modelo: 62-9/9500. Medición: Dispersión térmica. Frecuencia de monitoreo: Medición continua mediante un medidor de flujo y registro de datos cada dos minutos. Precisión: +/- 3% (calibrado in-situ), +/-1% (calibrado en las instalaciones del fabricante)



Comentarios: Es necesario referir ambas mediciones (índice de flujo del gas residual y fracción volumétrica del metano en el gas residual) a la misma condición de referencia ya sea en base húmeda o en base seca. Si la humedad del gas residual es significativa (temperatura superior a 60ºC), la medición del índice de flujo del gas residual que normalmente se refiere a la base húmeda deberá ser corregida a base seca debido a que la medición de metano se realiza generalmente en base seca (es decir, el agua se elimina antes del análisis de la muestra). A los fines de esta actividad de proyecto, ambas mediciones se realizan en base húmeda; de este modo, el índice de flujo del gas residual y la fracción volumétrica del metano en el gas residual se encuentran bajo las mismas condiciones. Sin embargo, si la temperatura fuera superior a 60ºC y el metano medido en el gas residual hubiera sido medido en base seca, la medición del índice de flujo del gas residual deberá ser corregida a base seca según la “Herramienta para determinar el flujo de masa de un gas de efecto invernadero en una corriente gaseosa”28 .

Datos / Parámetro tO2, h Unidad de medida: - Descripción: Fracción volumétrica del O2 en el gas de escape del quemador a la hora h Fuente de los datos a Mediciones in-situ

28 http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-08-v1.pdf


94

utilizar: Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

No se realizaron estimaciones para los cálculos ex-ante.


Instrumento de medición: Analizador de Emisiones del Quemador (FEA) - Landtec El nivel de oxígeno se mide por medio de una celda electroquímica. El Analizador de Emisiones del Quemador se encuentra ubicado junto al quemador dentro de un recipiente protector. Método: se coloca una sonda en el extremo superior de la antorcha y se conecta un tubo de acero inoxidable al Analizador de Emisiones del Quemador que contiene una bomba funcionando 24 hs. al día para succionar el gas de escape de la antorcha El sistema óptico utiliza rayos de luz infrarroja, así como también diodos fotoeléctricos. Este método se conoce como método de absorción, en el cual se utiliza un yodo de referencia para observar el valor total de luz transmitida desde la lámpara para su medición. Frecuencia de monitoreo: Continua. Precisión: +/- 1%


Calibrado según las especificaciones del fabricante. (una vez al año). Se realizará una verificación del instrumento de medición en cero y una verificación durante la medición de valores de rutina por método de comparación con un gas estándar certificado.

Comentarios: -

Datos / Parámetro fvCH4, FG, h Unidad de medida: mg/m3 Descripción: Concentración de metano en el gas de escape del quemador en base seca

bajo condiciones normales a la hora h Fuente de los datos: Mediciones in-situ Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

No se estimó ningún valor para los cálculos ex-ante.


Instrumento de Medición: Analizador de Emisiones del Quemador (FEA) - Landtec El nivel de metano se mide con un dispositivo de absorción. El Analizador de Emisiones del Quemador se encuentra ubicado junto al quemador dentro de un recipiente que lo protege. Método: se coloca una sonda en el extremo superior de la antorcha y se conecta un tubo de acero inoxidable al Analizador de Emisiones del Quemador que contiene una bomba funcionando 24 hs al día para succionar


95

el gas de escape de la antorcha. El sistema óptico utiliza rayos de luz infrarroja, así como también diodos fotoeléctricos. Este método se conoce como método de absorción, en el cual se utiliza un yodo de referencia para observar el valor total de luz transmitida desde la lámpara para su medición. Frecuencia de monitoreo: Medición continua. Precisión:+/- 1%


Calibrado según las especificaciones del fabricante. (una vez al año) Se realizarán una verificación del instrumento de medición en cero y una verificación durante la medición de valores de rutina por método de comparación con un gas estándar certificado.

Comentarios: Para realizar la conversión de ppmv a mg/m3 simplemente multiplique por 0.716. 1% = 10 000 ppmv.

Datos / Parámetro Tflare Unidad de medida: oC Descripción: Temperatura del gas de escape del quemador.

Fuente de los datos: Mediciones in-situ. Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

No se estimó ningún valor para los cálculos ex-ante.


La eficiencia del quemador a la hora h (quemador,h) es: • 0% si la temperatura del gas de escape del quemador (Tflare) es

menor a 500 °C por un período mayor a 20 minutos durante la hora h.

• Se determina de acuerdo con los procedimientos utilizados para calcular “ηflare,h” de acuerdo con la “Herramienta para determinar las emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con contenido de metano”, en aquellos casos en que la temperatura del gas de escape del quemador (Tflare) es superior a 500 °C por un período mayor a 40 minutos durante la hora h.

Instrumento de medición: Termocupla – Thermal Sensors Modelo: Tipo N Frecuencia de monitoreo: Monitoreo continuo. Precisión: +/-0.75%

Procedimientos de Aseguramiento de Calidad / Control de

Calibrado según las especificaciones del fabricante. (una vez al año)


96

Calidad ( QA/QC ) a aplicar: Comentarios: -

Datos / Parámetro EFgrid,CM,y = CEFelecy,BL,y Unidad de medida: tCO2e/MWh Descripción: Factor de emisión de carbono de la electricidad Fuente de los datos: Secretaría de Energía / CAMMESA Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

0.502 (Determinar el factor de emisión del margen combinado utilizando los procedimientos de la última versión aprobada de la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”)


De acuerdo con la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”


De acuerdo con la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”

Comentarios: - Datos / Parámetro EFEL,DD,h Unidad de medida: tCO2e/MWh Descripción: Factor de emisión de CO2 para unidades de energía de red en el nivel

máximo del orden de despacho a la hora h del año y Fuente de los datos a utilizar:

Secretaría de Energía / CAMMESA


No es aplicable a cálculos ex ante.


EFEL,DD,h será calculado por la Secretaría de Energía de acuerdo con la “Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico (Versión 02.2.0)”. Frecuencia de monitoreo: Datos de despacho del Margen Operativo (OM): cada hora para el año y en que la actividad de proyecto esté desplazando la energía de la red eléctrica.


-


97

Comentarios: -

Datos / Parámetro EFgrid,OM-DD,y Unidad de medida: tCO2e/MWh Descripción: Factor de Emisión del Margen Operativo Fuente de los datos: El factor de emisión del margen operativo para la generación de

electricidad de la Red Nacional de Energía Eléctrica se determinará en base a datos provistos por CAMMESA respecto de los factores de emisión de la red de energía eléctrica por hora y energía generada por hora por la actividad de proyecto utilizando la herramienta metodológica: "Herramienta para determinar el factor de emisión de un sistema eléctrico (Versión 02.2.0)”.


0.543 (Para estimaciones ex ante del factor de emisión del margen operativo se utilizó la opción (a) del Margen Operativo Simple en base a datos del factor de emisión de la red de energía eléctrica calculados por la Secretaría de Energía para el año 2009)


De acuerdo con la “Herramienta para determinar el factor de emisión de un sistema eléctrico (Versión 02.2.0)”. Este enfoque no es aplicable para datos históricos y, por consiguiente, requiere de un monitoreo anual.


-

Comentarios: -

Datos / Parámetro EFgrid,BM,,y Unidad de medida: tCO2e/MWh Descripción: Factor de Emisión del Margen de Construcción Fuente de los datos: El factor de emisión del margen de construcción para la generación de

electricidad de la Red Nacional de Energía Eléctrica es determinado por la Secretaría de Energía en base a la herramienta metodológica : "Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico (Versión 02.2.0)”. El EFBM,y se encuentra en: http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2311


0.460 (Para cálculos ex-ante de este DDP se aplicó el MC correspondiente al año 2009.

Descripción de los métodos de medición y

El Factor de Emisión del Margen de Construcción fue determinado por la Secretaría de Energía de acuerdo con la “Herramienta para calcular el


98

procedimientos a realizar:

factor de emisión de un sistema eléctrico (Versión 02.2.0)”.


-

Comentarios: De acuerdo con la opción 2 de la herramienta, para el primer período de acreditación el factor de emisión del margen de construcción se actualizará anualmente.

Datos / Parámetro PEEC, y Unidad de medida: tCO2e Descripción: Emisiones del Proyecto provenientes del consumo de electricidad por la

actividad de proyecto durante el año y Fuente de los datos: Determinado utilizando la “Herramienta para calcular emisiones de línea de

base, de proyecto y/o de fugas provenientes del consumo de energía eléctrica”


Año PEEC, y

1/jun/2012- 31/dic/ 2012 1.704,7 2013 2.922,81 2014 2.922,81 2015 2.922,81 2016 2.922,81 2017 2.922,81 2018 2.922,81 2019 2.922,81 2020 2.922,81 2021 2.922,81

1/ene/ 2022- 31/may/ 2022 1.217,84


De acuerdo con la “Herramienta para calcular emisiones de línea de base, de proyecto y/o de fugas provenientes del consumo de energía eléctrica.”


De acuerdo con la “Herramienta para calcular emisiones de línea de base, de proyecto y/o de fugas provenientes del consumo de energía eléctrica.”

Comentarios: - Datos / Parámetro ECPJ, j, y Unidad de medida: MWh Descripción: Cantidad de energía eléctrica utilizada por la fuente de consumo de

electricidad del proyecto j en el año y Fuente de los datos a Mediciones in-situ.


99

utilizar: Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

Año CEPJ,j,y

1 / jun/ 2012- 31 /dic/ 2012 2.830,30 2013 4.851,95 2014 4.851,95 2015 4.851,95 2016 4.851.95 2017 4.851,95 2018 4.851,95 2019 4.851,95 2020 4.851,95 2021 4.851,95

1/ ene/ 2022- 31/mayo/2022 2.021,64


Instrumento de medición: medidor ABB (alpha), clase 0.5 S. Ubicación: Centro de suministro y medición Frecuencia de monitoreo: Monitoreo continuo



Comentarios: -

Datos / Parámetro PEFC,j, y Unidad de medida: tCO2e Descripción: Emisiones del proyecto provenientes del consumo de combustible fósil en

el proceso j durante el año y Fuente de los datos: Determinado utilizando la “Herramienta para determinar emisiones del

proyecto o de fugas de CO2 provenientes de la combustión de combustible fósil.”


Año PEFC,j, y

1 de junio de 2012- 31 de dic. de 2012 0

2013 0 2014 0 2015 0 2016 0 2017 0 2018 0 2019 0 2020 0 2021 0


100

1 de enero de 2022- 31 de mayo de 2022 0

Se instalará un generador diesel como sistema de respaldo para operar únicamente en el supuesto de que se interrumpa el suministro de energía de la red eléctrica y no hubiera biogás para quemar. En dicho supuesto, las emisiones de CO2 provenientes de la combustión de combustible fósil serán determinadas en base a la cantidad de combustible quemado y de los factores de emisión de CO2 de dichos combustibles. A los fines de los cálculos ex-ante, la fuente de emisión mencionada se estimó en cero.


De acuerdo con la “ Herramienta para determinar emisiones del proyecto o de fugas de CO2 provenientes de la combustión de combustible fósil.


De acuerdo con la “Herramienta para determinar emisiones del proyecto o de fugas de CO2 provenientes de la combustión de combustible fósil.”

Comentarios: -

Datos / Parámetro FCj, j,y Unidad de medida: m3/yr Descripción: Cantidad de combustible tipo i quemado en el proceso j durante el año y Fuente de los datos: Mediciones in-situ. Valor de los datos utilizados a los efectos de calcular la reducción de emisiones previstas de la sección B.5

No se estimó ningún valor para cálculos ex-ante.


El combustible requerido durante la actividad de proyecto será provisto por un camión. Este posee un medidor de flujo para calcular el combustible descargado. Esta cantidad de combustible quedará asentada en una hoja de cálculo. Instrumento de medición: Medidor de flujo - Piusi Modelo: K33 Precisión: +/- 1 % Frecuencia de monitoreo: Medición continua durante la descarga de combustible.


Se calibrará el equipo según las especificaciones del fabricante (una vez al año). La correspondencia de las cantidades consumidas de combustible medido será cotejada con el balance de energía anual basado en las cantidades adquiridas y cambios de stock.


101

Comentarios: -

B.7.2. Descripción del plan de monitoreo:--------------------------------------------------------- El objetivo del Plan de Monitoreo es el de establecer las bases para evaluar la implementación y el

cumplimiento del proyecto MDL. Asimismo, el Plan de Monitoreo suministrará a los participantes

los mínimos requerimientos para el manejo de la información que será evaluada por la entidad de

contralor, con anterioridad a la emisión de los CERs.----------------------------------------------------------

La Metodología Consolidada ACM0001 define los parámetros que se deben medir: flujos captados

totales(MDproject,y,), flujos quemados (MDflared,y), flujos utilizados para generar electricidad

(MDelectricity,,y), la energía generada a raíz de la utilización de GRS (ELLFG,y) y la energía consumida

por la actividad de proyecto que se importa de la red nacional de energía eléctrica. Estos indicadores

constituyen las principales piezas de información que se utilizan para determinar la reducción de

emisiones.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

A fin de determinar dichas variables, es necesario monitorear los siguientes parámetros:----------------

- Cantidad de gas de relleno sanitario generado (LFGtotal,y) (en Nm³, utilizando un medidor de flujo

continuo),-------------------------------------------------------------------------------------------------------------

- Cantidad que ingresó al quemador(es) (LFGflarer,,y) (en Nm³, utilizando un medidor de flujo

continuo), ------------------------------------------------------------------------------------------------------------

- Cantidad alimentada a la central eléctrica (s) (LFGelectricity,,y) (en Nm³, utilizando un medidor de

flujo continuo),-------------------------------------------------------------------------------------------------------

- La fracción de metano presente en el gas de relleno (wCH4,y) medido con un analizador continuo,----

- Los parámetros utilizados para determinar las emisiones del proyecto provenientes del quemado de

la corriente de gas residual en el año y (PEflarer,,y) deberán ser monitoreados de acuerdo con la

“Herramienta para determinar emisiones del proyecto provenientes de la quema de gases con

contenido de metano ” (fvCH4, FG, h; tO2, h); ------------------------------------------------------------------------

- Temperatura (T) y presión (P) del gas de relleno (necesario para determinar la densidad del metano

que se encuentra en el gas de relleno, solo en el caso de que ocurriera una falla en el medidor de

flujo, ya que todos son medidores de flujo másico).------------------------------------------------------------

- Cantidad de combustible fósil necesario para operar el proyecto de gas de relleno, incluyendo el

equipo de bombeo para el sistema de recolección ( ECPJ, j, y y FCj, j,y).--------------------------------------

- Cantidad de electricidad exportada fuera de los límites del proyecto, generada a partir del gas de

relleno (ELGDR, y); ---------------------------------------------------------------------------------------------------

- Horas operativas de la central (es) eléctrica (s).---------------------------------------------------------------

- El factor de emisión de carbono de la electricidad (EFgrid,CM,y/CEFelecy,BL,y),------------------------------------------------

El siguiente diagrama muestra los puntos de monitoreo: ------------------------------------------------------


102

[Referencias:] Pozo de Extracción – Colector - Planta de Tratamiento - Planta de succión y conducción -Motogeneradores de electricidad – Quemador.---------------------------------------------- El diagrama muestra la disposición de los puntos de monitoreo, a saber: ----------------------------------

− Punto I: punto de monitoreo estacionario: Pozos de Extracción (p – T – Q – Composición del

Biogás ).-----------------------------------------------------------------------------------------------------

− Punto II: punto de monitoreo estacionario: Entrada del Colector (p – T – Q – Composición

del Biogás ).------------------------------------------------------------------------------------------------

− Punto III: Punto de monitoreo continuo: Entrada previo a la ramificación (índice de flujo

(LFGtotal,y) y composición del biogás (wCH4 - fvi,h, T, P,).--------------------------------------------

− Punto IV: punto de monitoreo continuo: Entrada del quemador y generador de electricidad.

(LFGflare1,y ; LFGflare2,y ; LFGelectricity,y).-------------------------------------------------------------------

− Punto V: punto de monitoreo continuo: control de la temperatura del quemador (Tflarer).-------

− Punto VI: punto de monitoreo continuo: control de las emisiones de escape del quemador

(fvCH4, FG, h; tO2, h).-------------------------------------------------------------------------------------------

− Punto VII: punto de monitoreo continuo: cantidad de electricidad exportada fuera de los

límites del proyecto, generada a partir del gas de relleno (ELLFG,y) y horas operativas de la

(s)central (es) eléctrica (s). -------------------------------------------------------------------------------

Equipo de monitoreo. -----------------------------------------------------------------------------------------------

El equipo que se utilizará para el monitoreo es el siguiente: estacionario, para el análisis en campo, y

continuo para ser instalado en diferentes puntos de la planta de Central Buen Ayre.----------------------


103

Los puntos estacionarios se utilizarán para realizar análisis en campo periódicos de los pozos de

extracción y entrada del colector. ---------------------------------------------------------------------------------

En el soplador, previo al punto en donde se ramifica el flujo del gas de relleno hacia los

motogeneradores de electricidad y el quemador, se colocarán equipos estáticos para un monitoreo

continuo. Dichos equipos medirán el flujo total (LFGtotal), la presión (P), temperatura (T), y la

composición del biogás (wCH4, y el porcentaje de H2, CO2, N2, O2. Estos equipos serán calibrados

cada 4 minutos contra estándares de gases conocidos). -------------------------------------------------------

Se instalarán medidores de flujo similares antes de cada quemador y antes de la central eléctrica, los

cuales serán medidos en forma continua y se registrarán datos cada 2 minutos. ---------------------------

De este modo, el sistema de recolección y succión se encuentra equipado con los siguientes

instrumentos para capturar los datos de monitoreo requeridos: ----------------------------------------------

Instrumento Dato monitoreado Landtec. FAU – Unidad Analítica de Campo

wch4 Fracción de metano en el gas de relleno GRS % H2, CO2, N2.

Medidor de Flujo: Thermal Instrument. Modelo: 62-9/9500.

LFGtotal LFGflare LFGelectricity

Termocupla. Thermocouple Products

T temperatura del GRS

Rosemount P presión del GRS

La energía producida por los generadores y consumida de la red eléctrica se monitorea con los siguientes instrumentos: --------------------------------------------------------------------------------------------

Instrumento Dato monitoreado Sistema de medición comercial SMEC de CAMMESA, clase 0.2 S. Medidor de respaldo: clase 0.5 S.

ELLFG,y Cantidad de electricidad exportada fuera de los límites del proyecto, generada por gas de relleno y horas operativas de la (s) central (es) eléctrica (s).

Equipo de medición ABB (alpha) clase 0.5 S.

ECPJ,j,y Cantidad de electricidad importada de la red de energía eléctrica.

Los parámetros utilizados para determinar la eficiencia del quemador deben ser monitoreados de

acuerdo con la “Herramienta para determinar emisiones del proyecto provenientes de la quema de

gases con contenido de metano.” Además de cualquier otro dato de monitoreo, la eficiencia del

quemador se determina monitoreando los siguientes indicadores: -------------------------------------------

• tO2,h : Fracción volumétrica de O2 en el gas de escape del quemador a la hora h.-----------

• fvCH4,FG,h : Concentración de metano en el gas de escape del quemador en condiciones

normales a la hora h. --------------------------------------------------------------------------------


104

• Tflare: Temperatura del gas de escape del quemador. -------------------------------------------

Instrumento Dato monitoreado Analizador de Emisiones del Quemador (FEA) Se mide el nivel de oxígeno a través de una celda electroquímica. El nivel de metano se mide utilizando un dispositivo de absorción.

tO2,h: fracción volumétrica de O2 en el gas de escape del quemador. fvCH4,FG,h: concentración de metano en el gas de escape del quemador.

Termocupla – Thermal Sensors Modelo: Tipo N

Temperatura del gas de escape del quemador (Tflare)

El combustible fósil quemado, en el caso de la operación de generación de diesel, se monitorea con los siguientes instrumentos:----------------------------------------------------------------------------------------

Instrumento Dato monitoreado Un camión suministrará el combustible necesario durante las actividades del proyecto. El camión posee un medidor de flujo para medir el combustible descargado. La cantidad de combustible se asentará en una hoja de cálculo.

FCj, j,y La cantidad de combustible tipo i quemado en el proceso j durante el año y

Factor de emisión de carbono de la electricidad: ---------------------------------------------------------------

El factor de emisión de carbono del sistema eléctrico se determinará en base a la última versión de la

“Herramienta para la determinación del factor de emisión de sistemas eléctricos”. En dicha

herramienta, el factor de emisión de línea de base (CEFelec, BL, y) se determina como un margen

combinado (EFgrid,CM), compuesto por la combinación de los factores del margen operativo

(EFgrid,OM,) y del margen de construcción (EFgrid,BM,).----------------------------------------------------------

En cada período de monitoreo, el factor de emisión del margen operativo (OM) será determinado

utilizando datos generados del proyecto por hora y factores de emisión por hora de la Secretaría de

Energía y CAMMESA, de acuerdo con la última versión de la herramienta metodológica:

"Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico”; y el Factor de Emisión del

Margen de Construcción (BM) se obtendrá a partir de los cálculos de la Secretaría de Energía de

acuerdo con la última versión de la herramienta metodológica: "Herramienta para calcular el factor

de emisión de un sistema eléctrico”.------------------------------------------------------------------------------

Debido a que se eligió la opción ex post, el factor de emisión se determina para el año en el cual la

actividad del proyecto desplace a la energía eléctrica de red, y requiere que los factores de emisión se

actualicen anualmente durante el monitoreo. Si los datos necesarios para determinar el factor de

emisión para el año y se encuentran generalmente disponibles únicamente transcurridos seis meses

luego de finalizado el año y, se puede utilizar en forma alternativa el factor de emisión del año y-1


105

anterior. Si los datos están disponibles generalmente únicamente 18 meses luego de finalizado el año

y, se puede utilizar el factor de emisión del año que precede al año y-2 anterior. Estos mismos datos

históricos (y, y-1 o y-2) deben utilizarse durante todos los períodos de acreditación.---------------------

Calibración del equipo:---------------------------------------------------------------------------------------------

De acuerdo con el cronograma de mantenimiento y calibración establecidos para el sistema de

medición, se tercerizará el trabajo de mantenimiento a personal debidamente calificado, quien

realizará asimismo la emisión de certificados de calibración.-------------------------------------------------

Las tareas de mantenimiento incluyen todas las acciones preventivas y correctivas destinadas a

asegurar el buen funcionamiento del equipo, a saber:----------------------------------------------------------

• Verificar el funcionamiento: verificación visual del estado del equipo y de los

parámetros que permiten detectar el mal funcionamiento.-------------------------------------

• Registrar las configuraciones operativas. --------------------------------------------------------

• Agregar lubricante. ----------------------------------------------------------------------------------

• Reemplazar y reponer las partes defectuosas del dispositivo, etc.----------------------------

La calibración del equipo consiste en verificar la precisión de un instrumento de medición mediante

su comparación con un estándar.---------------------------------------------------------------------------------

A continuación se detallan los puntos críticos a tener en cuenta respecto de la frecuencia y los

procedimientos inherentes al mantenimiento y la calibración: -----------------------------------------------

a) Medidor de flujo.-------------------------------------------------------------------------------------------------

El medidor de flujo debe ser sometido a un mantenimiento regular y ser calibrado en forma anual por

una compañía acreditada (de acuerdo con las especificaciones del fabricante).---------------------------

b) Analizador de gas.------------------------------------------------------------------------------------------------

El analizador de gas se calibra por comparación con cartuchos de gas calibrado adquiridos a un

proveedor certificado de gas. El analizador de gas debe ser calibrado periódicamente, una vez al año.

c) Temperatura del quemador.-------------------------------------------------------------------------------------

La termocupla debe ser calibrada o reemplazada una vez al año.---------------------------------------------

d) Medidores de electricidad.--------------------------------------------------------------------------------------

La lectura de los medidores de electricidad serán cruzadas mensualmente con las boletas de y a la

compañía proveedora de energía eléctrica de red. Frecuencia de la calibración: de acuerdo con las

recomendaciones del fabricante, una vez al año como mínimo por EDENOR.-----------------------------

Si el equipo (medidor de flujo, analizador de gas, termocupla, etc) sufriera una falla, se le notificará

de inmediato al proveedor y se realizarán las reparaciones pertinentes en caso de ser posible. Si el

equipo dañado no puede ser reparado, éste será reemplazado cuanto antes por uno igual o una unidad

de similares características. ----------------------------------------------------------------------------------------


106

Transmisión, procesamiento y almacenamiento de Datos: ----------------------------------------------------

Se establecerá una estructura específicamente diseñada para registrar en forma adecuada la

información a ser evaluada durante el proceso de verificación. Los diversos dispositivos instalados

en los puntos de monitoreo envían información al Centro de Datos en forma continua. Dicho Centro

constituye la fuente de información que se enviará al Sistema Planillas (todos los meses). Los datos

se almacenan en forma regular y se envían a través de una conexión local de Internet. Este

procedimiento permite recolectar los datos operativos. La información se puede salvar en Internet en

un servidor seguro, en donde se la validará y actualizará. Los datos se salvan en un servidor seguro

utilizando un sistema de “Campo de Datos Escalable”. Los informes, actualización de información y

datos históricos se pueden obtener por e-mail. Esto posibilita que se pueda operar desde cualquier

lugar y con múltiples usuarios. De este modo, aquellos operadores de sistemas, consultores y

organismos gubernamentales interesados en monitorear la administración tendrán acceso. ------------

LANDTEC es un recolector y verificador de datos para terceros. El alcance de su servicio a los fines

de este proyecto consistirá en el de recolectar automáticamente los datos del Sistema de Extracción

Automatizada de Monitoreo (AEMS), alojar los datos, revisar los mismos, realizar los informes para

que se muestren claramente sus datos, y notificar al sitio en caso de que el AEMS requiera

mantenimiento o service en campo. ------------------------------------------------------------------------------

A continuación se muestra un esquema de la recolección de datos y del proceso de gestión de los

mismos.---------------------------------------------------------------------------------------------------------------


107

[Referencias:] Equipos en campo - Método FTP de transferencia de datos por Internet - Transferencia segura de datos de archivos CSV a los servidores - Revisión de los datos en la oficina.------------------------- Revisión en la oficina - “Firewall” de seguridad - Servidores de sistema LANDTEC.--------------------------- LANDTEC conserva todos los datos por un período de siete años. Luego de dicho período, los datos

se almacenan en DVDs en formato CSV o en cualquier otro formato que establezcan y los provee al

sitio.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Asimismo, este servidor presenta un Sistema de Hojas de Cálculo de Reducción de Emisiones.

Como se indicara anteriormente, el Sistema de Hoja de Cálculo es el punto de partida para emitir el

informe de monitoreo que será verificado por el Departamento de Energía (DOE). ----------------------

Capacitación del Personal y Administración de Datos.--------------------------------------------------------

Es de suma importancia que toda la información del proyecto se administre en forma adecuada, ya

que el proceso de verificación de reducción de emisiones se basa en dicha información. A tal efecto,

se desarrolló una estructura organizativa específicamente diseñada para recolectar, validar y registrar

la información sobre las actividades de monitoreo del proyecto.---------------------------------------------

Las siguientes son las tareas que se deben realizar para garantizar un proceso de administración del

monitoreo:------------------------------------------------------------------------------------------------------------

• Capacitar al personal responsable,-----------------------------------------------------------------

• Medir los parámetros (monitoreo), ----------------------------------------------------------------

• Administrar y registrar los datos, ------------------------------------------------------------------

• Asegurar la calidad de los datos,-------------------------------------------------------------------

• Informe de reducción de emisiones (debe incluir los cálculos de reducción de

emisiones) y ------------------------------------------------------------------------------------------

• Verificación del sistema implementado.----------------------------------------------------------

Informe

Administrar/Registrar Datos

Actividades de Monitoreo

Capacitación

Asegurar la Calidad

Verificación Continua

del Sistema


108

El control y registro de los datos recopilados se encuentran a cargo del personal de planta. Dichas

personas envían los datos al Gerente de Planta quien los remite a la persona responsable del MDL

quien es el encargado de realizar los cálculos de las reducciones de emisiones.---------------------------

De acuerdo con la metodología ACM0001, la información debe ser almacenada a lo largo de todo el

período de acreditación y durante los dos años subsiguientes a su culminación.---------------------------

El equipo operativo y de mantenimiento se encuentra capacitado para realizar el seguimiento y el

registro de todos los parámetros de monitoreo utilizando los sistemas de medición disponibles.--------

Se capacitará en forma interna y/o externa a los empleados involucrados en el monitoreo. Dicha

capacitación incluirá: -----------------------------------------------------------------------------------------------

a) Revisión de los equipos y captores ----------------------------------------------------------------------------

b) Requerimientos inherentes a la calibración ------------------------------------------------------------------

c) Configuración del equipo de monitoreo.----------------------------------------------------------------------

d) Requerimientos de mantenimiento.----------------------------------------------------------------------------

e) Registro de eventuales detenciones de planta.----------------------------------------------------------------

El operador ofrece cursos y sesiones de capacitación al personal operativo del proyecto. El objetivo

es garantizar la adecuada administración de las actividades de monitoreo del mismo. Por

consiguiente, las actividades directamente relacionadas con las actividades de monitoreo se llevaron

a cabo con anterioridad al comienzo del proyecto MDL.------------------------------------------------------

Preparación de Informes. ------------------------------------------------------------------------------------------

El impulsor del proyecto debe emitir informes que serán revisados por la entidad verificadora. Los

siguientes son los principales datos que debe incluir en el Formulario de Informe de Monitoreo (F-

CDM − MR) : -------------------------------------------------------------------------------------------------------

- Breve descripción del proyecto.---------------------------------------------------------------------------------

- Objetivo del informe.----------------------------------------------------------------------------------------------

- Descripción de la metodología de línea de base.--------------------------------------------------------------

- Metodología de monitoreo.---------------------------------------------------------------------------------------

- Cálculo de la Reducción de Emisiones informada durante el período de monitoreo.--------------------

- Hojas de cálculo mostrando los resultados del monitoreo.---------------------------------------------------

B.8. Fecha de culminación de la aplicación del estudio de línea de base y metodología de monitoreo y el nombre de la (s) persona (s)/ entidad (es) responsable (s). ----------------------------

EQUIPO OPERATIVO Y DE MONITOREO

GERENTE MDL GERENTE DE PLANTA


109

Información de contacto de las personas/entidades responsables de la aplicación de la metodología

de línea de base y de monitoreo de la actividad de proyecto:-------------------------------------------------

PricewaterhouseCoopers (no participa del Proyecto).----------------------------------------------------------

Bouchard 557, Buenos Aires; Argentina.------------------------------------------------------------------------

Tel: +54 11 4850 6816.---------------------------------------------------------------------------------------------

Fax: + 54 11 4850 6100.--------------------------------------------------------------------------------------------

Contacto: Marcelo Iezzi, marcelo.iezzi@ar.pwc.com.---------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Central Buen Ayre S.A. Buenos Aires. Argentina.-------------------------------------------------------------

Unidad de Cambio Climático.-------------------------------------------------------------------------------------

Ricardo Luis Bocco.-------------------------------------------------------------------------------------------------

rbocco@bra.com.ar.-------------------------------------------------------------------------------------------------

Tel: + 54 11 6091 2824.--------------------------------------------------------------------------------------------

Fax: +54 11 6091 2813.---------------------------------------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Central Buen Ayre S.A. Buenos Aires. Argentina.-------------------------------------------------------------

Departamento Técnico Corporativo.------------------------------------------------------------------------------

Juan Pablo Weihs.---------------------------------------------------------------------------------------------------

jpweihs@bra.com.ar.------------------------------------------------------------------------------------------------

Tel: + 54 11 6091 2822.--------------------------------------------------------------------------------------------

Fax: +54 11 6091 2813.---------------------------------------------------------------------------------------------

Fecha en la cual se completó la aplicación de la metodología de línea de base y de monitoreo: 08 de

abril de 2011.---------------------------------------------------------------------------------------------------------

SECCIÓN C. Duración de la actividad de proyecto / período de acreditación .-------------------- C.1. Duración de la actividad de proyecto:---------------------------------------------------------------- C.1.1. Fecha de inicio de la actividad de proyecto:----------------------------------------------- El 10 de agosto de 2011, Central Buen Ayre incurrió en su primer gasto de envergadura a favor de

Caterpillar Financial Services respecto del Costo de Originación. Esta es la fecha que se considera

como la fecha de inicio de la actividad del proyecto. ----------------------------------------------------------

C.1.2. Duración operativa prevista de la actividad del proyecto :---------------------------- 15.5 años (14 años y una prórroga de 18 meses a determinar por ENARSA en caso de que el

volumen contratado de energía no se entregue en el transcurso de los 14 años anteriores).--------------


110

C.2. Elección del período de acreditación e información relacionada: ----------------------------- C.2.1. Período de acreditación renovable:------------------------------------------------------------------- C.2.1.1. Fecha de inicio del primer período de acreditación: --------------------------------------------- No corresponde.------------------------------------------------------------------------------------------------------ C.2.1.2. Duración del primer período de acreditación: ---------------------------------------------------- No corresponde.------------------------------------------------------------------------------------------------------ C.2.2. Período de acreditación fijo: --------------------------------------------------------------------------- C.2.2.1. Fecha de inicio:------------------------------------------------------------------------------------------- 1 de junio de 2012 .-------------------------------------------------------------------------------------------------- C.2.2.2. Duración: ------------------------------------------------------------------------------------------------- 10 años.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------- SECCIÓN D. Impactos ambientales.-------------------------------------------------------------------------- D.1. Documentación sobre el análisis de los impactos ambientales, incluyendo impactos transfronterizos: --------------------------------------------------------------------------------------------------- Se realizó un estudio preliminar de factibilidad para identificar y evaluar posibles riesgos

ambientales a causa de la generación de electricidad a partir del biogás. El estudio fue realizado por

la empresa de Ingeniería Laboral y Ambiental (IL&A) en Córdoba el cual presentaron a ENARSA en

la licitación. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Esta misma empresa, Ingeniería Laboral y Ambiental (IL&A), está realizando una Evaluación del

Impacto Ambiental (EIA) más exhaustiva en Córdoba. La EIA se presentará ante las autoridades

ambientales de contralor a fin de obtener la aprobación operativa (Certificado de Medio Ambiente) y

una evaluación general del proyecto. En consecuencia, se podrán desarrollar los planes para mitigar

el impacto negativo sobre el medio ambiente detectado en el estudio. --------------------------------------

A continuación se detallan las conclusiones principales de la evaluación: ---------------------------------

Se realizó un análisis cualitativo del impacto ambiental en base a una matriz de interacción de doble

entrada en donde se tuvieron en cuenta las causas y las consecuencias. La matriz relaciona las

actividades de proyecto con los componentes ambientales que pueden verse afectados. El análisis de

los resultados básicamente identifica la naturaleza del impacto (positivo o negativo) así como

también su magnitud. -----------------------------------------------------------------------------------------------


111

Etapa de construcción:---------------------------------------------------------------------------------------------

A raíz del análisis realizado, hemos advertido que las actividades de mayor relevancia se llevan a

cabo en esta etapa, como por ejemplo la construcción del pozo de extracción de gas y el tendido de

la red de tuberías de gas, la instalación del sistema de succión y de quemado de biogás, la

instalación del sistema de generación de energía eléctrica y de la línea de media tensión.---------------

La naturaleza de dichos impactos es, en términos generales, positiva. Los impactos negativos se

relacionan con impactos a corto plazo, casos puntuales y limitados al área de relleno. Factores como

infraestructura y servicios, así como también socioeconómicos tuvieron un impacto de consideración

mientras que los componentes ambientales tales como agua, paisaje y suelo tuvieron poco impacto.

Sin embargo, debe aclararse que la mayoría de los impactos en esta etapa son puntuales y positivos,

y de pequeña magnitud. --------------------------------------------------------------------------------------------

Etapa operativa:-----------------------------------------------------------------------------------------------------

Esta etapa posee un impacto positivo aún mayor. La extracción y el transporte de biogás, la

extracción de lixiviado y su tratamiento, y el control y monitoreo de los procesos tiene un impacto

positivo ya que éstos reducen las emisiones gaseosas del relleno sanitario así como también las

substancias potencialmente peligrosas para la salud. Mas aún, el tratamiento de lixiviado minimiza

la posibilidad de contaminación de los recursos como el agua y el suelo.-----------------------------------

Los impactos negativos son bajos y se relacionan con pérdidas de las antorchas de llama oculta,

emisiones de los equipos a motor y el mantenimiento de la línea de media tensión. Esta línea no

tiene, en general, un impacto sobre el proceso de instalación y operación. Más aún, el impacto

positivo sobre la calidad de vida resulta de una relevancia media para el área de influencia directa

del proyecto.----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Asimismo, el proyecto podría reducir las emisiones de efecto invernadero debido a la instalación de

un sistema de recolección y control de biogás en el relleno sanitario y el reemplazo de la energía de

red nacional, en su mayor parte generada por plantas que utilizan combustible fósil.---------------------

Conclusiones:--------------------------------------------------------------------------------------------------------

En términos generales y de acuerdo con la evaluación ambiental que se ha realizado, concluimos en

base al estudio preliminar de factibilidad que el proyecto es viable. El impacto en la etapa de

construcción es fundamentalmente bajo y el porcentaje de impacto positivo puede, de hecho,

compensar el porcentaje de impacto negativo ya que, en la etapa operativa, la mayor parte del

impacto es positivo. En consecuencia, desde un punto de vista ambiental, consideramos que este

proyecto es viable. --------------------------------------------------------------------------------------------------


112

D.2. Si los participantes del proyecto o la Parte anfitriona considera que los impactos ambientales son significativos, le solicitamos que presenten las conclusiones y demás referencias para fundamentar la documentación sobre la evaluación de un impacto ambiental llevado a cabo de acuerdo con los procedimientos requeridos por la Parte anfitriona ------------- Como se explicara anteriormente, el proyecto no genera impactos ambientales negativos de

relevancia. Todos los impactos de la actividad de proyecto que se mencionan más arriba contribuyen

a mejorar el ambiente local y global al reducir las emisiones contaminantes y el GEI. -------------------

SECCIÓN E. Comentarios de las partes interesadas ------------------------------------------------------ E.1. Breve reseña sobre el modo en que se invitó a las partes interesadas locales a dar su opinión y cómo éstas han sido compiladas: ------------------------------------------------------------------ La compañía formuló una encuesta a las partes interesadas relacionadas o involucradas de algún

modo en el proyecto. A fin de establecer un orden de prioridades, las partes interesadas fueron

clasificadas en base a su interés e influencia en el proyecto. -------------------------------------------------

Las partes interesadas fueron agrupadas en base a características comunes en cuanto a conocimiento

e intereses. Se realizaron diferentes presentaciones teniendo en cuenta a cada uno de los grupos. La

audiencia para dichas presentaciones era heterogénea, de este modo diferentes puntos de vista e

intereses estarían siendo representados.--------------------------------------------------------------------------

Se realizaron las siguientes presentaciones con las diversas partes interesadas:----------------------------

• Asociación para el Estudio de Residuos Sólidos (ONG). Fecha: 27 de enero de 2011.----------

• Asociaciones vecinales. Fecha: 1 de febrero de 2011.-----------------------------------------------

• Ejército Argentino. Fecha: 8 de febrero de 2011.-----------------------------------------------------

• CEAMSE. Fecha: 8 de febrero de 2011.----------------------------------------------------------------

E.2. Resumen de los comentarios recibidos:------------------------------------------------------------------ A continuación se detallan las preguntas que se recibieron durante las presentaciones: ------------------

El grupo que representaba a las asociaciones vecinales consideró que las presentaciones fueron claras

y expresaron que este tipo de actividades informativas llevadas a cabo por la Compañía eran

positivas. Durante la presentación, no se recibieron comentarios negativos sobre la actividad de

proyecto.--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

El grupo que detentaba un mayor conocimiento técnico, principalmente la Asociación para el

Estudio de Residuos Sólidos (ARS) estaba compuesto por personas del sector privado y público y

representantes del sector académico. Las opiniones sobre el proyecto fueron las siguientes:------------

• ¿Cómo será tratado el biogás previo a la producción de energía? ----------------------------


113

• ¿Qué sucederá con los quemadores una vez que el biogás ingrese al sistema de energía

eléctrica? ----------------------------------------------------------------------------------------------

Miembros del CEAMSE que presenciaron la presentación se mostraron entusiasmados con la

implementación de este proyecto, según comentaron. A continuación se detallan las preguntas

recibidas en las presentaciones realizadas para el Ejército Argentino y miembros del CEAMSE

(ambos estuvieron en la misma presentación).´-----------------------------------------------------------------

• Con respecto al sistema dual del pozo, ¿por qué estos pozos son más profundos que los

de otros proyectos? ----------------------------------------------------------------------------------

• ¿La diferencia de profundidad causará la generación de más lixiviado?---------------------

• ¿Quién instalará el sistema de monitoreo de la planta? ----------------------------------------

• ¿Cuál es el punto de conexión de MEM con la red nacional de energía eléctrica? ---------

• Los certificados CER ¿se emiten en relación con el biogás de quemadores y el biogás

que se emite para generar electricidad? ¿Se miden del mismo modo? -----------------------

• Los motogeneradores ¿funcionarán las 24 hs los 7 días de la semana? ----------------------

• ¿De qué modo se interrelacionan el programa de construcción, la validación DDP y la

inscripción en la Junta Directiva de UNFCCC sucediéndose al mismo tiempo?----------

E.3. Informe sobre cómo se tomó debida nota de cada comentario recibido. ------------------------- Las preguntas realizadas durante la presentación del proyecto a la Asociación para el Estudio de

Residuos Sólidos se respondieron durante las presentaciones del siguiente modo: -----------------------

¿De qué modo se tratará el biogás antes de la producción de energía? --------------------------------------

El tratamiento del biogás consiste en extraer todo líquido residual (condensado) y hacerlo pasar por

un sistema de enfriamiento forzado donde la humedad existente se condensará y cualquier

compuesto dañino será eliminado. --------------------------------------------------------------------------------

¿Qué sucederá con los quemadores cuando el biogás ingrese al sistema de energía designado? --------

El biogás que llega a la planta de tratamiento será conducido al sistema de energía eléctrica (siempre

tendrá prioridad). La cantidad de gases que no sean utilizados para la generación de electricidad se

enviará a las antorchas de llama oculta.--------------------------------------------------------------------------

Las preguntas que se realizaron durante la presentación del proyecto al CEAMSE se respondieron

durante la misma del siguiente modo: ----------------------------------------------------------------------------

Respecto de los pozos de sistema dual, por qué estos pozos son más profundos que los de otros

proyectos?------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La perforación del pozo a 3 metros de profundidad se realizó a fin de evitar dañar la geomembrana

durante las actividades de excavación ya que conocemos el nivel del fondo en el punto de

perforación. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------


114

Bajo el diseño actual, la distancia entre el fondo de la celda y la base del pozo colector de biogás

seror a 3 metros ya que la generación de biogás a tal profundidad no requiere la construcción del

pozo. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

¿Esta diferencia en la profundidad generará mayor cantidad de lixiviado? ---------------------------------

No, la extracción de lixiviado del módulo se realizará por medio del exclusivo sistema de captación

de lixiviado a través de estaciones de bombeo automáticas estratégicamente ubicadas en cada sector.

¿Quién será el encargado de instalar el sistema de monitoreo en la planta? --------------------------------

John Zink, el proveedor del equipamiento de succión, bombeo y quema de biogás de la planta será

quien instalará el sistema de monitoreo, y Landtec proveerá la tecnología de monitoreo continua.-----

¿Cuál es el punto de conexión MEM con la red nacional de energía eléctrica? ----------------------------

El punto de conexión MEM será la Subestación Rotonda de EDENOR ubicada en el partido de Tres

de Febrero.------------------------------------------------------------------------------------------------------------

¿Se emiten certificados CER respecto del biogás para quema y el biogás emitido para generar

electricidad? ¿Se miden éstos del mismo modo?----------------------------------------------------------------

Ciertamente, los certificados CER se emiten respecto de ambos, del biogás para quema y el biogás

utilizado para generar electricidad. -------------------------------------------------------------------------------

¿Se miden éstos del mismo modo? ------------------------------------------------------------------------------

No, el biogás que se utiliza para generar electricidad agrega un monto adicional a los CER ya que se

deja de utilizar el combustible fósil. ------------------------------------------------------------------------------

¿Los generadores de energía a motor trabajarán las 24 horas?------------------------------------------------

Si.----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

¿Cómo el cronograma de construcción, la validación DDP y la inscripción en la Junta Directiva de

UNFCCC ocurren al mismo tiempo?-----------------------------------------------------------------------------

Dentro del plan de construcción , estimamos la demora actual del proceso de validación e inscripción

en la Junta Ejecutiva de la UNFCCC.----------------------------------------------------------------------------


115

Anexo 1. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- INFORMACIÓN DE CONTACTO DE LOS PARTICIPANTES DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO. ------------------------------------------------------------------------------------------------------- Organización: Central Buen Ayre S.A. Dirección/Casilla de Correo:

Leandro Alem 1050

Piso: 9° Ciudad: Ciudad Autónoma de Buenos Aires Estado/Regíon: Buenos Aires Código postal: C1001AAS País: Argentina Teléfono: +54 11 6091 2800 FAX: +54 11 6091 2813 E-Mail: URL: www.bra.com.ar Representado por:

Cargo: Título: Contador Apellido: Bocco Segundo nombre: Luis Primer nombre: Ricardo Departmento: Unidad de Cambio Climático Celular: FAX directo: +54 11 6091 2813 Tel. directo: +54 11 6091 2824 E-mail personal: [email protected]


116

Anexo 2.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------- INFORMACIÓN SOBRE FINANCIAMIENTO PÚBLICO.--------------------------------------------

No existe financiamiento público por parte de Terceros incluidos en el Anexo I involucrados en esta

actividad de proyecto. ----------------------------------------------------------------------------------------------


117

Anexo 3. ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- INFORMACIÓN DE LÍNEA DE BASE.------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

UNFCCC – Modelo DPO

BE = ? (1-f) * GWP CH4 * (1-OX) * 16/12 * F * DOC f * MCF * ?? wj,x * DOCj * e -kj(y-x) * (1-e -kj )

1. PARÁMETROS ESTABLECIDOSVariable Valor

Factor de corrección del modelo ? 90%Fracción de metano capturado en las PDRS y utilizado para quema, combustión u otro uso. f 0

Potencial del metano para contribuir al Calentamiento Global GWPCH4 21

Factor de oxidación: hay una capa de oxidación OX 0,1

Fracción de metano en el GDR F 50%

Fracción de contenido orgánico degradable pasible de descomposición

DOCf 50%

Planta de tratamiento anaeróbico

MCF 1

? (1-f) * GWPCH4 * (1-OX) * 16/12 * F * DOC f * MCF = 5.67

2. COMPOSICIÓN DE LOS RESIDUOS Y CONTENIDO ORGANICO DEGRADABLE - DOCj (FIUBA 2008, base húmeda)

Composición de los Residuos Sólidos Municipales - FIUBA (2007) AlimentosPapel Cartón

Madera TextilesPlásticosmetalesvidrios

Residuos de jardín y

de parques Otros

Composición de los Residuos 32.38% 15.27% 1.30% 4.47% 20.33% 13.22% 13.03%



118

3. FACTOR K (IPCC 2006 Datos Residuos)

MAT Temperatura Media Promedio (www.worldclimate.com - San Miguel, Buenos Aires) 16 http://www.worldclimate.comMAP Precipitación Media Promedio (www.worldclimate.com - San Miguel, Buenos Aires) 954.3 http://www.worldclimate.comMAP/PET = índice de aridez 5 http://www.fao.org/geonetwork/srv/fr/graphover.show?id=12739&fname=aridity_index.gif&access=public

Índice de descomposición - k j (de Herramienta para determinar el metano …)

j 0.185 0.060 0.030 0.060 0 0.100 0

4. CALCULOS DE BASE DE LÍNEA PARA RESIDUOS DEPOSITADOS EN PLANTA

wj DOCj kj

Alimentos 0.3238 15% 0.185 Papel y Cartón 0.1527 40% 0.06Madera 0.0130 43% 0.03Textiles 0.0447 24% 0.06Residuos de jardín y de parques 0.1322 20% 0.1 Plásticos metales vidrios 0.2033 0% 0Inorgánicos y otros

0.1303 0% 0


119

-

200.000,00

400.000,00

600.000,00

800.000,00

1.000.000,00

1.200.000,00

1.400.000,00

1.600.000,00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

BECH4,SWDS,y

BECH4,SWDS,y

y 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

x 1.939.284,00 2.167.780,00 3.882.794,00 5.640.000,00 5.760.000,00 2.508.386,00 - - - -

2008 165.665,62 145.066,81 127.449,12 112.345,00 99.363,11 88.175,65 78.507,85 70.129,19 62.846,13 56.495,99 50.941,89 46.068,53 41.778,68 37.990,22 34.633,69

2009 185.185,16 162.159,29 142.465,80 125.582,04 111.070,56 98.564,94 87.758,03 78.392,16 70.250,97 63.152,62 56.944,11 51.496,55 46.701,25 42.466,42

2010 331.692,25 290.449,74 255.175,97 224.934,82 198.942,75 176.543,45 157.186,77 140.411,20 125.829,21 113.115,09 101.994,78 92.237,45 83.648,41

2011 481.803,65 421.896,33 370.658,98 326.731,83 288.976,73 256.440,35 228.323,57 203.956,02 182.774,77 164.306,71 148.153,77 133.980,64

2012 492.054,79 430.872,84 378.545,34 333.683,57 295.125,17 261.896,53 233.181,52 208.295,50 186.663,59 167.802,60 151.305,98 2013 214.281,83 187.638,09 164.850,32 145.313,75 128.522,20 114.051,66 101.546,75 90.709,29 81.288,95 73.075,29

2014

2015

2016

BECH4,SWDS,y 165.665,62 330.251,97 621.300,66 1.027.064,19 1.394.072,24 1.439.994,68 1.268.930,80 1.121.941,29 995.304,33 885.900,46 791.112,92 708.744,75 636.949,61 574.174,24 519.110,43


120

Anexo 4.-------------------------------------------------------------------------------------------------------------- INFORMACIÓN DE MONITOREO.------------------------------------------------------------------------- Referirse a la Sección B 7.2. No existen otros adjuntos con información.-----------------------------------

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ES TRADUCCION al español de la copia del documento que tengo a la vista redactado en inglés.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 19 de marzo de 2012.---------------------------------------------------
