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Contrato No. 15 - 2013

Proyecto “Cálculo del Factor de Emisiones del Sistema Interconectado de Panamá”

INFORME FINAL

Presentado a

SECRETATRÍA NACIONAL DE ENERGÍA (SNE)

Presentado por

GEOINGENIERÍA INGENIEROS CONSULTORES S.A.

Fecha de Reporte <28/Ene/2014>

Geo Ingeniería Ingenieros Consultores S.A. Informe Preliminar del Cálculo del EF


Teléfono: (506) 2290–4656 / Fax: (506) 2290–5297 Web: www.geoingenieria.co.cr / E-mail: [email protected] / San José, Costa Rica

Contenido I. Introducción ..................................................................................................................................................... 3

II. El Sistema Interconectado de la República de Panamá ................................................................................... 3

a. Marco Institucional ...................................................................................................................................... 3

b. El mercado eléctrico Panameño y el Sistema Interconectado Nacional: análisis descriptivo del escenario

de línea de base ................................................................................................................................................... 5

III. Cálculo del factor de emisiones del año 2013 en la república de Panamá .................................................. 7

a. Nociones generales e información utilizada ................................................................................................ 7

b. Factor de emisiones del margen operativo (OM) ........................................................................................ 8

c. Factor de emisiones del margen de construcción (BM) ............................................................................ 12

d. Factor de emisiones del margen combinado ............................................................................................. 13

IV. Anexo: Información y fuentes utilizadas ................................................................................................... 15

a. Datos adicionales ....................................................................................................................................... 15

b. Fuentes ...................................................................................................................................................... 16

http://www.geoingenieria.co.cr/

mailto:[email protected]




I. Introducción

El propósito de este Informe es presentar los resultados de la estimación del factor de emisiones de la red

eléctrica de la República de Panamá, de acuerdo a las pautas metodológicas establecidas por la Convención

Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC).

El período estudiado va del año 2011 a 2013, siendo éstos los tres últimos con datos disponibles a la fecha de

elaboración del presente Informe; dicha información permite obtener el factor de emisiones ex-ante

correspondiente al año 2013.

Los cálculos presentados a continuación siguen los lineamientos y el orden establecido en la versión 4.0 de la

“Herramienta para el cálculo del factor de emisiones de una red eléctrica”1 (última versión disponible a la fecha

de preparación de este informe). Se recomienda consultar también el “Manual del Usuario del Cálculo del

Factor de Emisiones de una Red Eléctrica” para una discusión técnica más pormenorizada, así como también la

planilla de cálculo y los archivos con la información de soporte correspondientes a la consultoría.

Por último, el equipo consultor desea agradecer el apoyo recibido por parte del Centro Nacional de Despacho

para la recopilación de la información necesaria para este trabajo.

II. El Sistema Interconectado de la República de Panamá

a. Marco Institucional

En el año 1995 se iniciaron una serie de reformas en el sector eléctrico panameño con el propósito de crear un

mercado eléctrico competitivo. El puntapié fue la promulgación de la primera Ley No 6, la cual autorizó el

otorgamiento de concesiones para la generación a entes privados. Sin embargo, esta Ley limitó la participación

de la empresa privada para que no excediera el 45% del total de la capacidad instalada del sistema eléctrico

nacional. Dos años después, en 1997, se promulgó la segunda Ley No 6 en que se delimita la intervención del

Estado en los servicios públicos de electricidad y se le asigna como responsabilidades el garantizar la calidad y

la prestación eficiente de los servicios, propiciar y ampliación de la cobertura y permitir el acceso a los

servicios, garantizar la libertad de competencia y establecer el régimen tarifario. Adicionalmente, establece la

posibilidad de realizar transacciones de mercado no reguladas entre agentes de mercado.

Estas reformas en la legislación hicieron sentir sus efectos en un plazo muy corto. El sector privado, que en

1995 suministraba menos de un 4% de la energía eléctrica, pasó a suministrar una fracción mayoritaria en el

1 “Tool to calculate the emission factor for an electricity system”, EB 75, Anexo 15, disponible en http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf/history_view



http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v4.0.pdf/history_view




año 2000. Hoy en día la participación del estado en generación se da por medio de la Empresa de Generación

Eléctrica S.A. (EGESA), de las centrales hidroeléctricas de la Autoridad del Canal de Panamá, y por medio de la

participación accionaria en algunas empresas de capital mixto.

El mercado Panameño es un mercado mayorista de electricidad, conformado por un Mercado de Contratos y

un Mercado Ocasional. A partir de la entrada en vigencia de la Ley No 57 del 13 de octubre de 2009, se

establece la obligación de las empresas distribuidoras de contratar el 100% de su demanda. Por otra parte, las

empresas generadoras únicamente están autorizadas para participar en el mercado ocasional en tanto

cumplan con la obligación de ofertar toda su potencia firme y energía disponible en los actos de concurrencia

convocados por ETESA para el suministro de energía y potencia.

Las instituciones que se mencionan a continuación son instancias gubernamentales de relevancia para el

funcionamiento del sector eléctrico:

- Secretaría Nacional de Energía (SNE): ente rector del sector de energía.

- Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP): regular y controlar la prestación de los servicios públicos

incluyendo electricidad, transmisión y distribución de gas natural.

- Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA): tiene como funciones la transmisión de energía y el

planeamiento de expansión y construcción de la red de transmisión. Así mismo, se encarga de la preparación

del Plan de Expansión de Energía Eléctrica, estudios básicos para identificar proyectos hidroeléctricos y

geotérmicos, compra de energía y potencia para el mercado energético nacional y opera el Centro Nacional de

Despacho.

- Centro Nacional de Despacho (CND): dependencia de ETESA, que coordina las operaciones y las transacciones

que se dan entre los participantes del Mercado Mayorista de Electricidad. Realiza la planificación del SIN

(despacho económico de la energía).

- Empresa de Generación Eléctrica S.A. (EGESA): es la empresa estatal orientada fundamentalmente a la

prestación del servicio público de electricidad, específicamente a las actividades propias de la generación

eléctrica en Panamá.

- Oficina de Electrificación Rural (OER): Encargada de promover y desarrollar la electrificación en áreas rurales

no servidas y no concesionadas a partir de fuentes de energía renovables y no renovables.






b. El mercado eléctrico Panameño y el Sistema Interconectado Nacional: análisis descriptivo del

escenario de línea de base

De acuerdo a datos del CND2, en el 2013 el parque de generación panameño estuvo conformado por un total

de 110 unidades pertenecientes a un total de 27 empresas. La capacidad instalada es, de acuerdo a datos de la

SNE3 2,201.51 MW. Las centrales hidroeléctricas aportan un total de 1,430.11 MW (65%); el resto es provisto

por centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles. La demanda máxima para el mismo año fue, de

acuerdo a datos del CND4, 1,444 MW. De acuerdo a datos de la Secretaría Nacional de Energía5, existe un

potencial de 2,389 MW de capacidad hidroeléctrica y se encuentran en trámite licencias para la explotación de

167.40 MW de energía eólica.

El Sistema de Transmisión está integrado por la infraestructura de transporte, líneas y subestaciones. Opera

básicamente en dos niveles de voltaje: 230/115 kV. En la transmisión de electricidad participa únicamente la

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), cuyas acciones pertenecen en un 100% al estado.

El Sistema de Distribución está integrado por la infraestructura de distribución, líneas, subestaciones y las redes

de distribución que operan en tensiones menores a 115 kV. En la distribución participan las siguientes tres

empresas mixtas: Empresa de Distribución Eléctrica Metro – Oeste SA (EDEMET), Empresa de Distribución

Eléctrica Chiriquí SA (EDECHI) y Elektra Noreste SA. Como grandes usuarios existen unas cinco compañías6

(Cemento Panamá, Cemento Bayano, Desarrollo Inmobiliario del Este, MegaDepot y Ricamar). A partir de 1995,

la cobertura eléctrica ha aumentado de un 57.3% a un 89.7% en el 20127.

El factor de emisiones de una red eléctrica consiste en el promedio de dos parámetros, llamados "factor del

margen de operación" y "factor del margen de construcción". El factor del margen de operación se enfoca en la

eficiencia promedio de las plantas que utilizan combustibles fósiles (en términos de combustible consumido

por MWh generado), mientras que el margen de construcción hace hincapié en las incorporaciones más

recientes a la red.

La Tabla 1 presenta una medida de las eficiencia de las centrales térmicas; en el caso del SIN de Panamá, todo

el parque térmico consume combustibles fósiles. La herramienta para el cálculo del factor de emisiones asigna

un factor de emisión por unidad generadora, que vendrá dado por una combinación de dos elementos: el

2 http://www.cnd.com.pa/descargar_archivo.php?tipo_informe=60 - La cifra no incluye a la capacidad de la Autoridad del Canal de Panamá por considerarse un generador autónomo del SIN. 3 Secretaría Nacional de Energía, Compendio Estadístico Sector Energía. Volumen: "2. Generación Eléctrica", disponible en http://www.energia.gob.pa/admin/gal/54/files//b.xls (chequeado: 24/01/2014). A la cifra allí presentada se agregaron 22 MW incorporados en 2013 correspondientes a las plantas Las Perlas Norte, Las Perlas Sur y Bugaba. 4 CND, Estadísticas / Demanda de Potencia Máxima disponible en: http://www.cnd.com.pa/informes.php?tipo_informe=36&cat=5 (chequeado: 28/01/2014) 5 SNE, http://www.energia.gob.pa/Renovables.html (chequeado: 24/01/2014) 6 CND, ver http://www.cnd.com.pa/participantes.php (chequeado: 24/01/2014) 7 Fuente: SND (http://www.energia.gob.pa/admin/gal/54/files//d.xls )



http://www.cnd.com.pa/descargar_archivo.php?tipo_informe=60

http://www.energia.gob.pa/admin/gal/54/files/b.xls

http://www.cnd.com.pa/informes.php?tipo_informe=36&cat=5

http://www.energia.gob.pa/Renovables.html

http://www.cnd.com.pa/participantes.php

http://www.energia.gob.pa/admin/gal/54/files/d.xls




factor de emisiones del combustible utilizado por cada planta y la eficiencia con la cual dicho combustible es

convertido en electricidad8. Finalmente, los factores de emisiones por central son ponderados de acuerdo a la

participación de cada unidad en la generación total del parque térmico en cada año9. Estos datos serán

utilizados en la siguiente sección para el cálculo del primero de los dos sub-factores que integran el factor del

SIN: el factor de emisiones del margen de operación.

Tabla 1 - Eficiencia de las centrales térmicas en el SIN de la República de Panamá (2011-2013)

Unidad

Año

entr.

Tecnología Combustible

Participación en gen.

térmica EFi

(tCO₂/GJ)

IPCC

Heat Rate (Btu/KWh) Eficiencias

2011 2012 2013 2011 2012 2013 2011 2012 2013

Ciclo 2000 Ciclo comb. Diesel 15.1% 5.2% 5.1% 0.0726 9,112.2 9,148.9 9,080.6 37.4% 37.3% 37.6%

GENA 2009 Ciclo comb. Diesel 3.2% 4.6% 12.5% 0.0726 9,619.4 9,709.6 10,183.0 35.5% 35.1% 33.5%

PAN_AM 2000 Combust.

int. Fuel Oil 17.5% 21.3% 20.9% 0.0755 8,179.6 8,179.6 8,179.6 41.7% 41.7% 41.7%

IDB 2008 Combust.

int. Fuel Oil 15.5% 18.2% 14.9% 0.0755 7,851.6 8,673.8 8,724.1 43.5% 39.3% 39.1%

T_caribe 2009 Combust.

int. Fuel Oil 9.8% 11.1% 8.3% 0.0755 8,708.5 8,708.5 8,849.2 39.2% 39.2% 38.6%

capira y Chitre 2006 Combust.

int. Diesel 0.6% 0.3% 0.6% 0.0726 10,694.7 10,694.7 10,694.7 31.9% 31.9% 31.9%

PACORA 2003 Combust.

int. Fuel Oil 12.1% 14.1% 12.8% 0.0755 8,266.3 8,266.3 8,266.3 41.3% 41.3% 41.3%

JB5 1998 Ciclo abierto Diesel 0.1% 0.0% 0.0% 0.0726 12,261.2 12,261.2 13,121.6 27.8% 27.8% 26.0%

JB6 1998 Ciclo abierto Diesel 0.0% 0.1% 0.3% 0.0726 12,806.9 12,806.9 13,422.1 26.6% 26.6% 25.4%

BLM8 1998 Ciclo abierto Diesel 0.4% 0.2% 0.6% 0.0726 11,598.7 11,598.7 11,598.7 29.4% 29.4% 29.4%

EGESA 1983 Ciclo abierto Diesel 7.5% 0.0% 1.1% 0.0726 15,268.5 15,268.5 15,268.5 22.3% 22.3% 22.3%

BLM2 1968 Turb. vapor Fuel Oil 0.3% 0.0% 0.0% 0.0755 13,522.9 25.2%



BLM CARBON 2011 TV subcrit. Coal 14.8% 24.2% 20.4% 0.0895 13,268.4 12,968.1 13,108.7 25.7% 26.3% 26.0%

Imports (EOR)

2.3% 0.6% 2.3% 0 n/a n/a n/a n/a n/a n/a

Fuente: Elaboración propia en base a datos del CND

El segundo sub-factor utilizado es el margen de construcción, y pretende reflejar la tendencia de las últimas

unidades en entrar a la red que no son proyectos MDL10. La diferencia radica en que en este caso, sí se

8 Las eficiencias reportadas en la tabla se obtienen de la fórmula: 𝜂𝑚 =

3.6 𝐺𝐽/𝑀𝑊ℎ

𝐻𝑅∙𝑐∙1000, donde:

ηm es la eficiencia (en %) de la unidad m

3.6 GJ/MWh es la cantidad de GJ por MWh

HRm x 1000 es el heat rate (Btu/MWh) de cada unidad m (los valores de HRm en nuestras tablas están dados en Btu/KWh) c es la cantidad de GJ en un Btu (1 Btu = 1.05587E-6 GJ) 9 De acuerdo a los lineamientos metodológicos de UNFCCC, las importaciones se cuentan como una central térmica con factor de emisiones igual a cero (ver por ejemplo EB75 Anexo 15 párrafo 21). 10 Esto es, que no son proyectos MDL registrados a la fecha de elaboración del cálculo (EB75 Anexo 15 párrafo 71 (b)).






consideran otras tecnologías aparte de las que utilizan combustibles fósiles. Así, una central hidroeléctrica

reciente tiene un factor de emisiones de CO2 igual a cero. En la Tabla 2 se han seleccionado las últimas

unidades no MDL en ingresar a la red hasta completar al menos un 20% total del SIN en el año 2013; como

todas las centrales de este grupo son hidroeléctricas, el factor de emisiones del margen de construcción es

cero.

Tabla 2 - Eficiencia térmica de las centrales más recientes que comprenden al menos el 20% de la generación del año 2013

Unidad Año

entrada Combustible

% generac. de 2013

acumulado

Heat Rate (Btu/KWh),

2013

Eficiencia térmica

2013

Bugaba 2013 Agua 0.1%

ideal 2012 Agua 7.0% - -

RP490 2012 Agua 7.9% - -

ALTOVALLE 2012 Agua 8.6% - -

EGEISTMO 2012 Agua 8.7% - -

SFRAN 2011 Agua 9.0% - -

CHANG G1 2011 Agua 13.3% - -

CHANG G2 2011 Agua 17.8% - -

mini-CHANG 2011 Agua 18.9% - -

PEDREGALITO 1 2011 Agua 19.8% - -

Rio Chico 2011 Agua 20.4% - -


III. Cálculo del factor de emisiones del año 2013 en la república de Panamá

a. Nociones generales e información utilizada

Como se mencionó en la sección anterior, y de acuerdo a la “Herramienta para el cálculo del factor de

emisiones de un sistema eléctrico”, el factor de una red se obtiene como el promedio ponderado de dos sub-

factores: el llamado factor del margen operativo, EFOM, y el factor del margen de construcción, EFBM. El

promedio resultante recibe el nombre de “factor de emisiones del margen combinado” (EFCM), que es el factor

de emisiones propiamente dicho.

A grandes rasgos, se necesitan dos datos para calcular los distintos factores que integran el margen combinado.

El primero de ellos es la generación neta entregada a la red por las distintas plantas que la componen. El otro

conjunto de datos necesario es el consumo de combustibles fósiles por parte de cada una de las unidades que

integran el SIN. Esta información se necesita recopilar para los últimos 3 años de información disponible, por lo

que se utilizó información de 2011, 2012 y 2013. En este caso, las eficiencias térmicas (Btu/KWh) de las

distintas unidades se utilizarán en reemplazo del consumo de combustibles propiamente dicho.






Para el caso de Panamá, la generación neta de cada una de las plantas está disponible públicamente en el sitio

web del CND11, por ende esta información fue la que se utilizó para el presente estudio. Con respecto a las

eficiencias de cada unidad térmica, las mismas son publicadas semanalmente por el mismo CND, que utiliza

dicha información como insumo para la optimización del despacho12.

Una vez obtenidos todos los datos, se procedió seguir los pasos establecidos en la última versión de la

“Herramienta para el cálculo del factor de emisiones de un sistema eléctrico” versión 04.0. Los resultados se

muestran en la siguiente sección.

b. Factor de emisiones del margen operativo (OM)

El cálculo del factor de emisiones del margen operativo (EFgrid,OM,y) se basa en uno de los métodos descriptos

en la Tabla 3.

Tabla 3 – Métodos para calcular el factor de emisiones del margen operativo

Método Características

(a) Simple

Cociente entre las emisiones de CO2 de la red y la generación de aquellas unidades que utilizan combustibles fósiles. Nótese que el cociente excluye a las unidades de bajo costo (en general, las de energías renovables) y de operación continua (por ejemplo, nuclear o carbón si correspondiera). Este método puede utilizarse cuando estos recursos constituyen menos del 50% de la generación total de la red. Utiliza datos anuales de generación y consumo de combustibles fósiles (o eficiencias) de las plantas en la red.

(b) Simple

ajustado

Realiza un ajuste al OM Simple cuando los recursos de bajo costo (renovables) o de operación continua constituyen más del 50% de la generación total de la red. Aunque usa los mismos datos que el método simple, el cálculo de los coeficientes de ajuste requiere datos horarios de generación según tipo de tecnología.

(c) Análisis

de datos de

despacho

Es utilizado para cálculos ex-post del factor de emisiones por parte de los mismos centros de despacho. Debido a que requiere manejar un volumen masivo de datos (además de conocer el orden de mérito exacto otorgado a las plantas por el operador del sistema en cada hora del año), y por la incertidumbre de no poder ser fijado ex-ante, su uso dentro del MDL ha sido muy limitado.

11 Informes de generación mensual, disponibles en http://www.cnd.com.pa/informes.php?cat=2 (chequeado: 24/01/2014). 12 Informes de despacho semanal, disponibles en http://www.cnd.com.pa/informes.php?tipo_informe=4&cat=1 (chequeado: 24/01/2014).



http://www.cnd.com.pa/informes.php?cat=2

http://www.cnd.com.pa/informes.php?tipo_informe=4&cat=1




Método Características

(d)

Promedio

Es el más simple y directo: realiza una estimación de las emisiones anuales de CO2 de la red y la divide en la generación total de todas las unidades en la red. Al incluir el denominador la generación de recursos no contaminantes, resulta en un factor de emisiones más bajo.

Fuente: EB75 Anexo 15, párrafo 33

La opción (b) corresponde al caso de Panamá ya que en su SIN los recursos de bajo costo marginal o de

operación permanente constituyen más del 50% de la generación anual13. Este método calcula un factor de

emisiones para las centrales térmicas y otro para las centrales "low/cost must-run" (de bajo costo o uso

continuo), siendo éste último generalmente cero. Cada uno de estos factores luego se pondera de acuerdo al

número de horas que cada grupo de unidades está en el "margen", esto es, próximo a ser convocado al

despacho14.

De acuerdo a los datos disponibles, existen dos opciones15 para calcular el factor de emisiones de cada central

(los que a su vez serán utilizados para el margen operativo) dentro del método (b):

Opción A: Se utiliza la eficiencia media (ya sea determinada por el consumo de combustible (opción A1) o capturada por los “heat rates” de cada unidad, opción A2) y la generación neta de cada unidad/central generadora (la opción A3 consiste en asumir un factor de emisiones igual a cero);

Opción B: Se utiliza cuando se conoce la generación total del sistema y el consumo total de combustibles (sin poder individualizar cuál consumo es atribuible a cada planta/unidad)

Considerando que los datos de eficiencias están disponibles públicamente en el sitio del CND, se procedió con

la opción A2 dentro del paso 4 de la metodología16. El factor del margen operativo "simple-ajustado" para cada

año y (en adelante, EFgrid,OM-adj,y) se calculó de acuerdo a la expresión:

(1) 𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀−𝑎𝑑𝑗,𝑦 = (1 − 𝜆𝑦) ∙∑ 𝐸𝐺𝑚,𝑦 ∙ 𝐸𝐹𝐸𝐿,𝑚,𝑦𝑚

∑ 𝐸𝐺𝑚,𝑦𝑚+ 𝜆𝑦 ∙

∑ 𝐸𝐺𝑘,𝑦 ∙ 𝐸𝐹𝐸𝐿,𝑘,𝑦𝑘

∑ 𝐸𝐺𝑘,𝑦𝑘

donde:

13 De acuerdo a datos históricos de la SNE, la generación renovable en el período 2008-2012 (en el caso de Panamá, hidroeléctrica en su totalidad) ha cubierto en promedio un 61% de la generación total. En 2013 (datos del CND disponibles en nuestra planilla de cálculos) la generación hidroeléctrica mantuvo esta participación. 14 Una discusión detallada de los distintos métodos y opciones se incluye en el “Manual del Usuario para la Actualización Del Cálculo Del Factor De Emisiones del Sistema Eléctrico de Panamá”, que acompaña el presente documento. 15 Para una discusión más extensa de este tema, ver el "Manual del..." 16 EB75 Anexo 15, párrafo 44 (b).






EFgrid,om-adj,y = Factor de emisiones del margen operativo por método simple ajustado del año y (tCO2 / MWh)

λy = coeficiente que indica el % del tiempo en el cual las unidades de bajo costo / operación continua están próximas a ser llamadas a despacho

EGm,y = Electricidad neta provista por la unidad m en el año y (MWh)

EGk,y = Electricidad neta provista por la unidad k en el año y (MWh)

EFEL,m,y = Factor de emisiones de la unidad m en el año y (tCO2/MWh)

EFEL,k,y = Factor de emisiones de la unidad k en el año y (tCO2/MWh)

m = cada una de las generadoras excepto las de bajo costo / operación continua

k = cada una de las generadoras de bajo costo / operación continua

y = año para el cual se realiza el cálculo

El numerador de cada uno de los términos de la ecuación (1) corresponde a la suma de las emisiones de cada

una de las plantas de los respectivos sub-conjuntos, esto es, el grupo de las unidades m (las térmicas) o el

grupo k de las de bajo costo / uso continuo (en el caso de Panamá, todas las hidroeléctricas). Dentro de este

último grupo, el factor de emisiones es cero y por lo tanto todo el segundo término de la ecuación (1) se vuelve

cero.

Las eficiencias del grupo m vienen dadas por:

(2) 𝐸𝐹𝐸𝐿,𝑚,𝑦 =𝐸𝐹𝐶𝑂2,𝑚,𝑖,𝑦 ∙ 3.6

𝜂𝑚,𝑦

EFEL,m,y = Factor de emisiones de la unidad m en el año y (tCO2 / MWh)

EFCO2,m,i,y = Factor de emisiones del combustible fósil i utilizado por la unidad m en el año y (tCO2/GJ)

ηm,y = Eficiencia neta de conversión de energía de la unidad m en el año y

equivalentemente, utilizando el Heat Rate, una medida (inversa) de la eficiencia:

(3) 𝐸𝐹𝐸𝐿,𝑚,𝑦 = 𝐸𝐹𝐶𝑂2,𝑚,𝑖,𝑦 ∙ 𝐻𝑅𝑚,𝑦






donde:

HRm,y = Heat Rate de la unidad m en el año y (GJ / MWh)

De este modo, se utiliza el factor de emisiones de cada unidad (y cada año) para obtener las emisiones de CO2

para cada una de ellas, lo que resulta en:

Tabla 4 - Generación y emisiones de las plantas del grupo m del margen de construcción (OM)

Unidad Generación (MWh) Factor de emisiones (tCO2/MWh) Emisiones (tCO2)

2011 2012 2013 2011 2012 2013 2011 2012 2013

BLM2 8,904.00 0.00 0.00 1.0772 0.0000 0.0000 9,591 0 0

BLM3 14,567.90 0.00 0.00 1.0774 0.0000 0.0000 15,696 0 0

BLM4 15,864.40 0.00 0.00 1.0130 0.0000 0.0000 16,070 0 0

JB5 3,862.80 564.40 0.00 0.9392 0.9392 1.0051 3,628 530 0

JB6 894.00 3,856.20 10,516.34 0.9810 0.9810 1.0281 877 3,783 10,316

BLM8 11,531.50 6,572.30 21,224.35 0.8884 0.8884 0.8884 10,245 5,839 18,856

Ciclo 481,476.60 143,954.90 169,476.40 0.6980 0.7008 0.6955 336,056 100,476 118,289

BLM CARBON 473,442.80 664,932.20 672,294.06 1.2529 1.2245 1.2378 593,175 833,092 842,316

PAN_AM 557,171.10 584,812.70 687,525.12 0.6516 0.6516 0.6516 363,031 381,041 447,965

IDB 495,833.10 500,749.80 491,488.06 0.6254 0.6909 0.6949 310,110 313,185 307,392

EGESA 237,856.10 453.00 35,955.64 1.1695 1.1695 1.1695 278,178 530 42,051

T_caribe 312,593.30 303,849.40 272,986.50 0.6937 0.6937 0.7049 216,842 210,776 189,367

GENA 101,222.40 126,155.90 412,199.62 0.7368 0.7437 0.7800 74,582 92,954 303,715

capira y Chitre 18,524.00 8,302.10 19,284.50 0.8192 0.8192 0.8192 15,174 6,801 15,797

PACORA 385,995.20 387,151.70 422,861.04 0.6585 0.6585 0.6585 254,166 254,927 278,440

Imports (EOR) 72,204 16,862 75,370 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total 3,191,943 2,748,216 3,291,182

2,497,421 2,203,934 2,574,505


El factor de emisiones del margen de operación de cada año es el cociente entre las emisiones y la generación

total de la Tabla 4, multiplicada por (1-λy) de acuerdo a lo establecido por la ecuación (1). Para obtener un

único factor, se procede a realizar un promedio ponderado por generación de los tres factores anuales. La

siguiente tabla resume estos pasos:

Tabla 5 - Factor de Emisiones del Margen de Construcción (OM)

Parámetro 2011 2012 2013

emisiones /generación (tCO2/MWh)

0.7824 0.8020 0.7822

λ 0.0001 0.0063 0.0003






(1-λy) 0.9999 0.9937 0.9997

EFAdjustOM,y 0.7823 0.7969 0.7820

Ponderación 35% 30% 36%

EFgrid,OM-adj, 2011-2013 0.7865


c. Factor de emisiones del margen de construcción (BM)

El próximo paso es el cálculo del factor del margen de construcción. Nuevamente se define un conjunto m de

unidades generadoras, distinto al definido para el OM. En este caso, el conjunto m incluye a las últimas cinco

unidades incorporadas al sistema interconectado nacional, independientemente de su tecnología; Si la

generación de dichas unidades no representa un mínimo del 20% del total generado en el último año, deberán

incorporarse otras generadoras hasta tanto se alcance dicho mínimo. Los proyectos MDL se excluyen de este

conjunto17. Adicionalmente, el factor de emisiones del margen de construcción sólo se calcula para el último

año con datos18.

El factor de emisiones del BM para un año y se obtiene como el promedio ponderado de los factores de

emisiones de las distintas unidades que integran el conjunto m; las ponderaciones están dadas por el cociente

entre la generación de cada unidad sobre el total generado por todo el conjunto. En símbolos:

(4) 𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,𝑦 =∑ 𝐸𝐺𝑚,𝑦 ∙ 𝐸𝐹𝐸𝐿,𝑚,𝑦𝑚

∑ 𝐸𝐺𝑚,𝑦𝑚

donde:

EFgrid,BM,y = Factor de emisiones del margen operativo por método simple ajustado del año y (tCO2 / MWh)

EGm,y = Electricidad neta provista por la unidad m en el año y (MWh)

EFEL,m,y = Factor de emisiones de la unidad m en el año y (tCO2/MWh)

m = cada una de las generadoras más recientes hasta completar el grupo que aporta un mínimo del 20% de la generación de la red (al menos debe estar compuesto 5 unidades)

y = año para el cual se realiza el cálculo

17 EB75 Anexo 15, párrafo 71 (b). 18 EB75 Anexo 15, párrafo 68 (a) (nótese que la opción (b) involucra un procedimiento ex-post).






Se reitera que en este caso, el conjunto m incluye solamente las últimas incorporaciones. Este procedimiento

es matemáticamente equivalente a sumar la cantidad de emisiones de las plantas del conjunto m y dividirlas

por el total de su generación eléctrica. Sin embargo, por ser todas las centrales hidroeléctricas, el factor

resultante es de cero.

Tabla 6 - Factor de emisiones del margen de construcción (BM)

Unidad Año

entrada Combustible

Gen. 2013 (MWh)

Acumulado19 ( % generación 2013)

EFEL,m (tCO₂/MWh)

tCO₂ 2013

Bugaba 2013 Agua 4,585,29 0.1% 0.0000 0

ideal 2012 Agua 513,673.84 7.0% 0.0000 0

RP490 2012 Agua 67,008.72 7.9% 0.0000 0

ALTOVALLE 2012 Agua 51,117.18 8.6% 0.0000 0

EGEISTMO 2012 Agua 12,647.58 8.7% 0.0000 0

SFRAN 2011 Agua 20,811.95 9.0% 0.0000 0

CHANG G1 2011 Agua 316,537.37 13.3% 0.0000 0

CHANG G2 2011 Agua 334,262.61 17.8% 0.0000 0

mini-CHANG 2011 Agua 79,962.73 18.9% 0.0000 0

PEDREGALITO 1 2011 Agua 68,120.12 19.8% 0.0000 0

Rio Chico 2011 Agua 44,555.10 20.4% 0.0000 0

Total

1,513,282.50

0

EFgrid,BM,y

0.00

Fuente: Elaboración propia en base a datos del CND y la SNE

d. Factor de emisiones del margen combinado

Con los factores EFgrid,OM-adj,y y EFgrid,BM , podemos obtener el resultado final, denominado Factor de Emisiones

del Margen Combinado (EFCM), de acuerdo a:

(5) 𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦 = 𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝑂𝑀−𝑎𝑑𝑗,2011−2013 ∙ 𝜔𝑂𝑀 + 𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐵𝑀,2013 ∙ 𝜔𝐵𝑀

con ωOM + ωBM = 1

19 Según los datos del CND, el total de generación de 2013 (excluyendo proyectos registrados como MDL) fue de 7,423,513 MWh.






Las ponderaciones dependerán del tipo de proyecto20:

- Solares y eólicos: ωOM = 0.75 ; ωBM = 0.25

- Todos los demás proyectos21: ωOM = 0.5 ; ωBM = 0.5

Por lo tanto, el factor de emisiones resultante es de:

Tabla 7 - Factor de emisiones de la red en el año 2013 (proyectos eólicos y solares)

EFgrid,OM-adj,2011-2013 tCO2/MWh 0.7865

ωOM 0.75

EFgrid,BM,2013 tCO2/MWh 0.0000

ωBM 0.25

EFgrid,CM,2013 (tCO2/MWh) 0.5899

tCO2/MWh

Fuente: Elaboración propia en base a datos del CND y la SNE

Tabla 8 - Factor de emisiones de la red en el año 2013 (otros renovables)

EFgrid,OM-adj,2011-2013 tCO2/MWh 0.7865

ωOM 0. 5

EFgrid,BM,2013 tCO2/MWh 0.0000

ωBM 0. 5

EFgrid,CM,2013 (tCO2/MWh) 0.3932

tCO2/MWh Fuente: Elaboración propia en base a datos del CND y la SNE

Esto finaliza los cálculos del factor de emisiones del año 2013 del Sistema Interconectado Nacional de la

República de Panamá. De acuerdo a las herramientas metodológicas de UNFCCC, por cada megavatio-hora de

energía inyectado a la red panameña, un proyecto solar o eólico podrá reclamar 0.5899 Certificados de

Reducción de Emisiones (CERs) o certificados equivalentes en los mercados de carbono. Del mismo modo, los

demás proyectos podrán recibir 0.3932 CERs por MWh inyectado a la red.

20 EB75 Anexo 15, párrafo 81. 21 Nótese que estos proyectos deberán utilizar las ponderaciones ωOM = 0.25; ωBM = 0.75 a partir del segundo período de acreditación.






IV. Anexo: Información y fuentes utilizadas

a. Datos adicionales

Tabla 9 – Listado de Proyectos Panameños registrados en el Mecanismo de Desarrollo Limpio

Unit Name Nominal

Capacity 2013 (MW)

Entry date

# Proyecto MDL

MACANO 5.8 2010 5935

PASO ANCHO 5 2010 0669

DOLEGA 3.12 2006 0135

M.MONTE 2.4 2006 0133

ALGARROBO 9.86 2009 0081

ISTMUS 10 2008 0597

CALDECO 19.76 2010 8452

BONTEX 25 2010 6588

ALTERNEGY 91.93 2012 6588

IBERICA 5.314 2012 9439

PERLANORT 10 2013 8953

PERLASUR 10 2013 8952






b. Fuentes

Tabla 10 – Columnas en la hoja de cálculos (solapa Data-OM) del “EF Panama 2013” y respectivas fuentes de información

Columna Descripción Comentarios / Fuentes

A Número / ID de planta

-

B MDL (CDM)

La columna toma el valor Y cuando la unidad es un proyecto MDL (CDM) registrado. El listado de proyectos MDL registrados en Panamá se puede consultar en la página de UNFCCC (http://cdm.unfccc.int/Projects/projsearch.html ); los números de referencia se encuentran en la Tabla 9.

C Nombre de unidad (Unit Name)

La nomenclatura utilizada se corresponde con la utilizada por el CND en sus Informes de Generación Mensual. Nótese que en algunos casos se reportan unidades individuales mientras que en otras se agrupan varias unidades en una sola central; esto está permitido en la herramienta de UNFCCC22 en la medida que las unidades que comprenden una misma planta tengan misma fecha de ingreso a la red (columna E). Los datos originales se encuentran en los archivos:

- generacion_2011_CND.xls - generacion_2012_CND.xls - generacion_2013_CND.xls

D Capacidad nominal en el año 2013 (Nominal Capacity 2013)

Si bien no se utiliza en el cálculo propiamente dicho, la capacidad de cada central / unidad permite caracterizar el SIN. Los datos se obtuvieron del Compendio Estadístico del Sector Energía de la SNE (resumen disponible en el archivo: Datos SNE.xlsx); la capacidad de las centrales que ingresaron en el año 2013 se obtuvo de la CND (archivo: capacidad_instalada-CND.pdf).

E Año de entrada a la red (Entry date)

Fuente: Centro Nacional de Despacho (archivo: capacidad_instalada-CND.pdf); sin embargo, para algunas unidades se consultaron datos del Compendio Estadístico de la SNE (archivo: Datos SNE.xlsx - en los casos donde se recurrió a dicha fuente se dejó un comentario en la celda respectiva).

F Categoría (Category)

Puede ser:

- “Low Cost / Must – run” (renovables o térmicas que operen de forma continua con carga base); - “non must-run Fossil Fuel” (térmicas que utilicen combustibles fósiles y no operen de manera continua)

G Tecnología (Technology)

Datos disponibles en el sitio web del CND. Puede ser:

- Renewable (renovables) - Steam Turbines (turbinas a vapor) - Open cycle (ciclo abierto) - Combined cycle (turbinas a gas) - Subcritical ST (centrales a carbón con turbinas a vapor sub-críticas) - Supercritical ST (centrales a carbón con turbinas a vapor supercríticas) - Internal combustion (motores de combustión interna) La tecnología utilizada por las centrales térmicas se indica en los archivos de eficiencias suministrados por la CND:

- EFICIENCIA_NETA_CND.xlsx - Eficiencia_Neta_2013_CND.xlsx

H Tipo de combustible utilizado (Fuel)

En el caso de los combustibles fósiles, los mismos se indican en los registros provistos por la CND al equipo consultor (mismos archivos del ítem anterior).

- Fuel Oil (bunker) - Diesel

22 EB75 Anexo 15, párrafo 10 (a).



http://cdm.unfccc.int/Projects/projsearch.html




Columna Descripción Comentarios / Fuentes

- Coal (carbon) - Water (agua)

I – K Generación neta (2011, 2012 y 2013), en MWh. (Net. Gen.)

Datos disponibles en el CND (Informes de Generación Mensual). Los datos originales se encuentran en los archivos:

- generacion_2011_CND.xls - generacion_2012_CND.xls - generacion_2013_CND.xls

L Factor de emisiones de CO2 del combustible utilizado (EFi = tCO2/GJ)

Valores provistos en la Tabla 1.4 del Capítulo 1 del Vol.2 (Energía) de los Lineamientos en Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero (2006) del IPCC. Disponible en:

http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/index.html

M – O Heat rates (Btu / KWh)

Disponibles en el sitio web de la CND. Compilado anual de los registros semanales provistos por la CND al equipo consultor. Los valores que se exhiben en las columnas M a O corresponden con el promedio de todas las eficiencias semanales reportadas a lo largo del año. Debido a que en cada semana las plantas pueden reportar más de un heat rate (dependiendo de la capacidad que sea llamada a despacho), se consideró en todos los casos la máxima eficiencia reportada (es decir, menor número de Btu por KWh) por cada central para cada semana a fines de disponer de un único dato semanal por central; finalmente se obtuvo un valor anual como el promedio simple de todas los heat rates semanales disponibles.

Los datos crudos se encuentran en:

- EFICIENCIA_NETA_CND.xlsx - Eficiencia_Neta_2013_CND.xlsx

P – R Factores de emisión de cada central / unidad (EFEL,m = tCO2/Mwh )

Calculados de acuerdo a la herramienta de UFCCC (discutido en el paso 2).

S – U tCO2 emitidas en cada año por cada unidad

Calculados de acuerdo a los factores de emisión de cada central / planta (columnas P a R) y la respectiva generación (I a K).

V – X Eficiencias de cada central / unidad (ηm,2011,2012,2013)

Inverso de los heat rates (columnas M a O) expresados en %. Utilizados aquí a efectos de utilizar la misma notación usada en la herramienta de UNFCCC.



http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/index.html

contrato no. 15 - 2013 · 2017-06-27 · contrato no. 15 - 2013 proyecto “cálculo del factor de...

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