ÍNDICE

Transcripción

1 TRADUCCIÓN PÚBLICA [Aparece el logotipo de la CNMUCC] FORMULARIO DE DISEÑO DEL PROYECTO (MDL-SSC-DDP) Versión MDL Junta Ejecutiva MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO FORMULARIO DEL DOCUMENTO DE DISEÑO DEL PROYECTO (MDL-PE-DDP) Versión 03 En vigencia desde el 22 de diciembre de ÍNDICE A. Descripción general de la actividad de proyecto de pequeña escala B. Aplicación de la metodología de línea de base y monitoreo C. Duración de la actividad de proyecto / período de crédito D. Impactos ambientales E. Comentarios de los interesados Anexos Anexo 1: Información de contacto de los participantes en la actividad de proyecto Anexo 2: Información relativa al financiamiento público Anexo 3: Información de línea de base Anexo 4: Plan de monitoreo

2 SECCIÓN A. Descripción general de la actividad de proyecto de pequeña escala A.1 Título de la actividad de proyecto de pequeña escala: Título: Parques solares fotovoltaicos Cañada Honda 1,2 y Versión: Fecha: 29 de febrero de A.2. Descripción de la actividad de proyecto de pequeña escala: El proyecto parques solares fotovoltaicos Cañada Honda 1, 2 y 3 (en adelante, el Proyecto ) incluye tres parques solares fotovoltaicos que se instalarán en la provincia de San Juan, República Argentina. Con una capacidad instalada total de 10 MW entre los tres, los Proyectos generarán electricidad renovable para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) (en adelante, la "Red"). La energía generada por la actividad de los Proyectos compensará la generación térmica y aumentará el suministro de electricidad a la Red nacional Los Proyectos se desarrollarán en el marco de una licitación pública lanzada por la empresa Energía Argentina S.A. (ENARSA 1 ) en Los mismos fueron adjudicados a las siguientes empresas: Cañada Honda 1 (2 MW), Energías Sustentables S.A.; Cañada Honda 2 (3 MW), Energías Sustentables S.A.; Cañada Honda 3 (5MW), INESA Solar S.A Los parques serán gestionados como unidades independientes, cada uno con su propio sistema de medición, pero estarán emplazados dentro de un mismo terreno y localizados adyacentemente, junto a una subestación transformadora Se prevé que Cañada Honda 1 y 2 comiencen a operar en marzo de 2012, mientras que el inicio de operaciones de Cañada Honda 3 está previsto para marzo de La demanda actual de electricidad de la Argentina se satisface con la electricidad generada por la Red, la cual es relativamente intensiva en carbono y tiene un Factor de Emisión de Margen Combinado de 0,68 tco 2 /MWh generado. De este modo, sin la actividad de los proyectos, la electricidad suministrada a la Red sería generada por centrales eléctricas conectadas a la Red y por la incorporación de nuevas fuentes generadoras La construcción de los Proyectos favorece el desarrollo sustentable de Argentina siendo que: Diversifica las fuentes de generación de electricidad, permitiendo satisfacer la creciente demanda de energía y transmisión abandonando otras formas de generación eléctrica alimentadas con gas u otros combustibles fósiles Utiliza el sol como fuente de energía renovable; ENARSA es una empresa creada por la Ley Nacional N º , promulgada por el Decreto Presidencial 1529/2004, cuyos objetivos son la exploración, extracción y producción de hidrocarburos en estado sólido, líquido y gaseoso, la industrialización y el transporte, almacenamiento, distribución y comercio de estos productos y sus derivados, así como los servicios de transporte y distribución de gas natural. ENARSA también realiza actividades de negocios y se compromete en el campo de la generación, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, y tiene derecho al comercio de todo tipo de activos energéticos. 2

3 Genera una oportunidad de empleo para la población local durante todas las etapas de su desarrollo (diseño, construcción y operación); Dado que serán los tres primeros proyectos de este tipo implementados en el país, además de un proyecto experimental con 1,2 MW de capacidad instalada desarrollado por el gobierno de la provincia de San Juan, su desarrollo permitirá atraer más inversiones a la región para este sector de la economía A.3. Participantes del proyecto: Nombre de la parte involucrada Entidad pública o privada Es la parte involucrada uno de los participantes del proyecto? Argentina (Anfitrión) Energías Sustentables S.A. NO Argentina (Anfitrión) INESA Solar S.A. NO Suiza (Anexo I) Mercuria Energy Trading S.A.: privada NO Energías Sustentables S.A. es una sociedad que centra sus actividades industriales en la producción y desarrollo de energías renovables, entre ellas la generada en forma fotovoltaica, eólica, geotérmica, y a partir de biomasa, biogás, biocombustibles, entre otras. Asimismo, se dedica a la construcción de redes de distribución de media presión de polietileno, gasoductos de alta presión, plantas reguladoras, y ramales de alimentación, instalaciones internas domiciliarias y movimiento de suelos. Sus actividades comerciales están basadas en la compra, venta, importación, exportación, representación, cesión, consignaciones, distribución y comercialización de los elementos necesarios para ejercer las actividades industriales arriba detalladas INESA Solar S.A. (International New Energies S.A.) es una sociedad que centra sus actividades industriales en la producción y desarrollo de energías renovables, entre ellas la generada en forma fotovoltaica, eólica, geotérmica, y a partir de biomasa, biogás, biocombustibles, entre otras. Asimismo, se dedica a la construcción de redes de distribución de media presión de polietileno, gasoductos de alta presión, plantas reguladoras, y ramales de alimentación, instalaciones internas domiciliarias y movimiento de suelos. Sus actividades comerciales están basadas en la compra, venta, importación, exportación, representación, cesión, consignaciones, distribución y comercialización de los elementos necesarios para ejercer las actividades industriales arriba detalladas Mercuria es un grupo societario privado internacional que desarrolla sus actividades en una amplia variedad de mercados energéticos en todo el mundo, con inclusión de productos de petróleo crudo y de petróleo refinado, gas natural (incluyendo GNL), energía, carbón, biodiesel, aceites vegetales y emisiones de carbono. Es uno de los cinco comercializadores independientes de energía más grandes del mundo y tiene vasta experiencia en el sector A.4. Descripción técnica de la actividad de proyecto de pequeña escala: A.4.1. Ubicación de la actividad de proyecto de pequeña escala: 3

4 A Parte(s) anfitriona(s): Argentina A Región/Estado/Provincia, etc.: Región de Cuyo, Departamento de Sarmiento, Provincia de San Juan A Ciudad/Municipio/Comunidad, etc.: Municipio de Cañada Honda A Detalles de la ubicación física, incluyendo información que permita la identificación exclusiva de la actividad de proyecto de pequeña escala: Los proyectos están ubicados dentro de un predio único de 84 hectáreas localizado en el Km. 10 de la Ruta Nacional 153, junto a la estación Transformadora local (ET Cañadita), a 10 Km. de la Ruta Nacional 40. Las coordenadas geográficas aproximadas son: latitud Sur; longitud Oeste, a una altura de 600 m sobre el nivel del mar Los terrenos en los cuales se desarrollarán los tres proyectos son propiedad de Energías Sustentables S.A. Están ubicados en las siguientes coordenadas: Punto 1 Latitud: Longitud: Punto 2 Latitud: Longitud: Punto 3 Latitud: Longitud: Punto 4 Latitud: Longitud: Punto 5 Latitud: Longitud: El siguiente mapa muestra la localización del proyecto dentro del territorio argentino

5 Figura

6 A.4.2. Tipo y categoría(s) y tecnología/medida de la actividad de proyecto de pequeña escala: Tipo y categoría De acuerdo con el Anexo A del Protocolo de Kyoto, el presente proyecto corresponde a la Categoría de fuentes 1 de la CMNUCC: Industrias Energéticas (fuentes renovables / no renovables) El Proyecto utilizará tecnología reconocida y de avanzada para la generación y transmisión de electricidad. La energía renovable generada por la actividad de proyecto de lo contrario habría sido generada por centrales eléctricas interconectadas y fuentes de generación nuevas, según se refleja en el margen combinado (CM) del escenario de línea de base. La Red es el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) La actividad de proyecto consiste en tres parques solares fotovoltaicos con una capacidad instalada total de 10 MW, que es menor al umbral de 15 MW, por lo que reúne los requisitos para proyectos de MDL (Mecanismo de Desarrollo Limpio) de pequeña escala, sus modalidades y abordajes Cañada Honda 1, 2 y 3 son tres parques solares de 2, 3 y 5 MW de capacidad, respectivamente. Los parques serán gestionados como unidades independientes, cada uno con su propio sistema de medición de energía, pero estarán emplazados dentro de un mismo terreno y localizados adyacentemente y conectados con la subestación Cañadita. Los tres Proyectos se diferencian en cuanto a las características particulares de las tecnologías utilizadas: Cañada Honda 1 y 2: Estos dos proyectos contarán con paneles solares fijos. Se prevé instalar una potencia total de 2 y 3 MW respectivamente, en módulos de 0,5 MW cada uno. Para estos dos parques se ha considerado utilizar tecnología de instalación fija con un ángulo óptimo de inclinación de 28º respecto de la horizontal. Estos dos parques estarán formados por subconjuntos de campos solares conectados a dos inversores, cada uno de 500 KW de potencia de salida, y que se ubicarán en el interior de salas prefabricadas lo más próximo posible a sus respectivos campos solares. Estos inversores se conectarán a transformadores de 630 KVA cada uno que también se ubicarán aledaños a las salas prefabricadas de hormigón de cada planta Cañada Honda 3: contará con paneles solares móviles. Se prevé instalar una potencia total de 5 MW, en diez módulos de 0,5 MW cada uno. Este proyecto contará con un seguidor solar HA- SS1E/2P-V que está compuesto por un conjunto de alineaciones orientadas Norte Sur que giran alrededor de su eje con el objetivo de realizar el seguimiento solar desde este a oeste. La totalidad de las alineaciones Norte - Sur de cada seguidor están conectadas por un eje transmisor central que se encarga de lograr el movimiento cenital coordinado mediante un único actuador lineal Los tres parques tendrán instalados módulos Atersa modelo A222P e inversores de 500 kva Green Power o similares A.4.3. Cantidad estimada de reducciones de emisiones a lo largo del período de crédito elegido: Estimación anual de reducción Año de emisiones en toneladas de CO2e

7 Total de reducciones de emisiones estimadas (toneladas de CO 2 e) Número total de años del período de crédito 7 Promedio anual de reducciones de emisiones estimadas durante el período de crédito (toneladas de CO 2 e) A.4.4. Financiamiento público de la actividad de proyecto de pequeña escala: El proyecto no cuenta con financiamiento público A.4.5. Confirmación de que la actividad de proyecto de pequeña escala no es un componente debundled (desagregado) de una actividad de proyecto de gran escala: Teniendo en cuenta las disposiciones impuestas por el EB 54 Annex 13 2 sobre la evaluación de debundle (desagregación) para proyectos de pequeña escala, la actividad de proyecto no puede ser considerada como un componente debundled (desagregado) de un proyecto de gran escala siendo que no existen otro u otros proyectos del mismo tipo o categoría que utilicen la misma tecnología y que hayan sido registrados o tengan pedido de registro por parte del mismo Participante de Proyecto en todo el país SECCIÓN B. Aplicación de la metodología de línea de base y monitoreo B.1. Título y referencia de la metodología de línea base y monitoreo aprobada, aplicada a la actividad de proyecto de pequeña escala: La metodología utilizada para esta actividad de proyecto es la siguiente: Tipo: I Proyectos de Energías Renovables Categoría: AMS-I.D. Generación de energías renovables conectadas a la red 3. Versión: Herramientas utilizadas: Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico 4. Versión /EB 63 Anexo B.2 Justificación de la selección de la categoría de proyecto: La metodología seleccionada para este proyecto es la AMS-I. D, Versión 17. La misma es aplicable a los Proyectos por las siguientes razones: La actividad de proyecto consiste en la instalación una nueva planta de generación de energía renovable (solar fotovoltaica). Se instalarán tres parque solares (Greenfield plants); Suministrará electricidad a la red eléctrica nacional; guid17.pdf

8 Los Proyectos se implementarán en un sitio donde no había operando otra planta de generación; La capacidad instalada total de los tres parques solares es de 10 MW, inferior a los 15 MW estipulados como límite para proyectos de pequeña escala: Cañada Honda 1: 2 M W Cañada Honda 2: 3 M W Cañada Honda 3: 5 M W B.3. Descripción de los límites del proyecto: El punto 9 de la metodología establece: La extensión espacial de los límites del proyecto incluye la planta de energía del proyecto y todas las plantas de energía conectadas físicamente al sistema de electricidad 5 al que la planta del proyecto MDL de energía está conectado De esta manera, la extensión espacial de la actividad de proyecto comprende: El sitio de localización de los Proyectos El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) Específicamente: Todos los paneles solares de los Proyectos, inversores, transformadores y medidores Todas las centrales de generación que se encuentren real o potencialmente conectadas y que estén despachando energía a la red El siguiente diagrama ilustra los límites de los Proyectos MDL Cañada Honda 1, 2 y Para obtener la definición de un sistema eléctrico, remitirse a la última versión aprobada de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico

9 SADI RED Cambia la generación a partir de combustibles fósiles Demanda del mercado eléctrico Subestación Cañadita Electricidad Proyectos de energía solar a partir de paneles fotovoltaicos Cañada Honda 1 Cañada Honda 2 Cañada Honda 3 Figura 2: Límites del proyecto y extensión espacial B.4. Descripción de la línea base y su desarrollo: La actividad de proyecto consiste en la instalación de tres nuevos parques solares fotovoltaicos que estarán conectados a la red. Por lo tanto, según se indica en la metodología, el escenario de línea de base es el siguiente: De lo contrario, la electricidad suministrada a la red por la actividad de proyecto habría sido generada por la operación de centrales eléctricas conectadas a la red y por la adición de nuevas fuentes de generación, según lo indican los cálculos del margen combinado (CM) descriptos en la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico. Véase la sección B.6.1 relativa a los cálculos La siguiente tabla contiene información y datos clave utilizados para determinar el escenario de línea de base: Variable Unidad Fuente Factor de Emisión del Margen de Operación (EF grid,om,y, en tco 2 /MWh) Factor de Emisión del Margen de Construcción (EFgrid,BM,y, en tco 2 /MWh) 0,766 0,422 Calculado en base a datos de CAMMESA y la Secretaría de Energía Calculado en base a datos de CAMMESA y la Secretaría de Energía 9

10 Factor de Emisión del Margen Combinado (EF grid,cm,y ) Generación de energía estimada por el proyecto en el año y (EGfacilty,y) 0, MWh Parámetro calculado en base a valores de peso por defecto y factores de emisión del OM y BM. Informe Estudio de Producción. Astrom Energía Sostenible, S.L La actividad de proyecto propuesta se desarrollará dentro del sector eléctrico de la República Argentina, el cual históricamente ha ido sufriendo cambios radicales respecto de su regulación. Hasta la década de 1990, prácticamente todo el suministro de electricidad en la Argentina era controlado por el Gobierno (97% de la generación total). En 1991, el gobierno argentino decidió desregular la industria energética como parte del plan económico, lo que implicó un amplio programa de privatización de todas las industrias principales de propiedad pública, incluyendo la generación, transmisión y distribución de electricidad En 1992, el Congreso de la Nación aprobó el Marco Regulatorio Eléctrico bajo la Ley que estableció los lineamientos para la reestructuración y privatización del sector eléctrico. La norma indica que las actividades de generación, transporte y distribución, que hasta entonces operaban de manera conjunta, debían ser separadas y sujetas a la regulación del segmento específico de cada una. -- La Ley 24,065 también creó el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en donde la oferta y la demanda de electricidad se equilibran, y donde los generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios se encuentran. Como resultado inmediato de las modificaciones regulatorias ingresó en la industria un flujo constante de inversiones, primero mediante la adquisición de los activos controlados por el Estado y disponibles para la privatización, y segundo a través del desarrollo de nuevas capacidades de generación de electricidad Hacia finales de 2001 y principios de 2002, la Argentina experimentó una crisis político-institucional sin precedentes que paralizó la economía del país y condujo a cambios radicales en las políticas gubernamentales, generando que la mayoría de las empresas extranjeras del sector abandonaran el país. Fue en este período que la abrupta devaluación y el programa de pesificación perturbaron la determinación del precio de la electricidad y requirieron medidas de emergencia para evitar el traslado del incremento de los precios del combustible al consumidor residencial. El gobierno instituyó fuertes subsidios a los usuarios de energía a expensas de los generadores de gas y de electricidad Como las tarifas siguieron congeladas y en pesos, las inversiones en infraestructura fueron mínimas y las primeras consecuencias de las tensiones en el suministro de energía se sintieron a mediados de Estas se resolvieron mediante la reducción de las exportaciones de gas (Chile) y el aumento de las importaciones de fuel oil (Venezuela) y gas natural (Bolivia). Desde entonces, la Argentina comenzó a sufrir fuerte estrés en el suministro de energía y el Gobierno tomó un papel más activo con la creación de ENARSA, empresa controlada por el Estado. Asimismo, el gobierno intentó subsanar el problema de inversión en el sector energético mediante la creación de FONINVEMEM, un fondo en el cual se capitalizaron los créditos que los generadores tenían contra CAMMESA, para financiar la construcción de las centrales térmicas San Martín y Belgrano En 2006 el gobierno argentino adoptó nuevas medidas a través del Plan Energía Plus para incentivar las inversiones en el sector, permitiéndoles vender la generación de energía proveniente de nuevas generadoras -expansión de capacidad actual o centrales nuevas- a precios de mercado no regulado. Esto surgió como consecuencia de la creciente demanda de electricidad y por la meseta en la que se encontraba la Argentina en cuanto a capacidad de generación. Sin embargo, como consecuencia de la falta de interés de los inversores privados, el programa comenzó a fracasar y no se han registrado nuevos acuerdos desde fines de

11 Durante la última década, y a pesar de las inversiones en las centrales térmicas mencionadas, las inversiones (y, en particular, las inversiones privadas) en el sector de generación de electricidad fueron mínimas. En consecuencia, la Argentina cuenta con una matriz energética similar a la de mediados de la década del 90, lo que es incongruente con un país que ha tenido un crecimiento económico de aproximadamente un 8% 6 durante los últimos siete años. Está claro que la Argentina necesita más inversión en el sector de generación de energía tanto para satisfacer la creciente demanda como para continuar creciendo en forma sustentable En 2009, el Congreso Nacional aprobó el proyecto GENREN 7 con el propósito de cumplir a largo plazo con la Ley (Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica) que establece un período de 10 años para satisfacer un 8% de la demanda de electricidad del país con fuentes de energía renovables Para satisfacer la demanda de electricidad de la red, la Argentina dependía mayoritariamente de la generación de energía térmica, en un nivel menor de la hidráulica y en una pequeña proporción de la energía nuclear. Había habido pocas importaciones y se pudo confirmar que no se ha generado energía solar que se haya aportado a la red a fin de satisfacer la demanda nacional de energía La siguiente tabla resume la generación de energía anual y la participación de cada tipo de energía en la matriz de suministro de electricidad a la red durante Tipo Generación de energía Generación en 2010 Participación en la matriz (%) Térmica ,43 Hidráulica ,76 Nuclear ,78 Importaciones ,03 TOTAL i Tabla: generación anual de energía en 2010 y participación por tipo La demanda de electricidad del mercado argentino ha estado creciendo con algunas interrupciones, por ejemplo entre 2002 y 2003, como consecuencia de la última crisis económica que sufrió el país, y entre 2008 y 2009 debido a la crisis financiera mundial. Sin embargo, está claro que la mayor demanda siempre se afrontó con una mayor participación de la generación térmica. Asimismo, el área comprendida entre las curvas de generación de energía térmica e hidráulica ha mostrado un crecimiento año tras año, lo cual refleja la mayor proporción de centrales térmicas necesarias para despachar electricidad a la red a fin de satisfacer la demanda del mercado Otro aspecto importante para analizar a fin de comprender la matriz de generación de electricidad de la Argentina son los subtipos de fuentes de energía según las tecnologías utilizadas actualmente N del T: Error en la numeración de notas al pie en el documento original

12 Generación de energía Tipo Generación en 2010 h Participación en la matriz (%) Bajo costo Hidráulica ,48 Must-run Nuclear ,90 41,4 Ciclo combinado ,32 Térmica - Turbina de vapor ,92 Convencional Turbina de gas ,37 58,6 CI - Diesel ,01 TOTAL Tabla: Generación anual de energía en 2010 y participación [de mercado] por tecnología La tabla anterior muestra que, antes de la implementación de la actividad de proyecto propuesta, el sector de generación de energía estaba dominado por las centrales térmicas convencionales, con más del 58% del suministro total Si bien hubo varios intentos de fomentar la inversión en proyectos de energía renovable, la ampliación de la capacidad de la red de la Argentina en los últimos años estuvo liderada por centrales térmicas alimentadas con combustibles fósiles. La siguiente tabla ilustra los planes de ENARSA para aumentar la capacidad a fin de satisfacer la demanda de energía futura, desarrollados como parte del plan estratégico de expansión de la capacidad energética del Gobierno Nacional Centrales eléctricas Tipo Ubicación Brigadier López Turbina de gas ciclo abierto/combinado Sauce Viejo - Provincia de Santa Fé Ensenada de Barragán Turbina de gas ciclo abierto/combinado Ensenada - Provincia de Buenos Aires Ing.Francisco Bazán Turbina de gas ciclo abierto/combinado Córdoba - Provincia de Córdoba Necochea II Turbina de gas ciclo abierto/combinado Necochea - Provincia de Buenos Aires Manuel Belgrano II Turbina de gas ciclo abierto/combinado Campana - Provincia de Buenos Aires Tabla: Plan de expansión de las grandes centrales eléctricas de ENARSA A fin de cubrir la demanda de electricidad del mercado hasta que las grandes centrales eléctricas estuvieran operativas, ENARSA desarrolló el programa de Generación Distribuida (GD), que consiste en pequeñas turbinas de gas y motores de combustión interna distribuidos en todo el país. Dicho programa se diseñó para implementarse en dos etapas: la primera, consistente en la incorporación de 13 centrales eléctricas (230 MW) y la segunda, con 14 centrales (360 MW), lo que arroja un total de 27 pequeñas centrales eléctricas distribuidas en 13 provincias diferentes 12 con una capacidad instalada de aproximadamente 590 MW N del T: Error en la numeración de notas al pie del documento original

13 Hacia fines de , la capacidad aumentada incluía lo siguiente: La central termoeléctrica Genelba Turbina de gas 165 MW La generación distribuida (GD) de ENARSA 248 MW La turbina de vapor de la central termoeléctrica Belgrano (290 MW de un total de 830 MW) Aumento de capacidad mediante el cambio al modo de ciclo combinado La central termoeléctrica San Martín ciclo combinado de 800 MW La central hidroeléctrica Yaciretá 240 MW La central hidroeléctrica Los Caracoles 121 MW Hacia fines de , la capacidad aumentada incluía lo siguiente: La turbina de vapor de las centrales termoeléctricas Manuel Belgrano y San Martín (570 MW) Aumento de la capacidad mediante el cambio al modo de ciclo combinado Una turbina de gas (60 MW) en la Central Térmica Mediterránea Dos turbinas de gas (330 MW) en la Central Térmica Pilar MW del Programa de Generación Distribuida de ENARSA Como se demostró en el análisis anterior, las adiciones de capacidad necesarias para satisfacer la demanda actual y futura han sido impulsadas principalmente por la influencia de la estrategia nacional a partir de los planes e iniciativas de ENARSA, y no por el sector privado. Asimismo, la inversión se centró en las centrales termoeléctricas que usan combustibles fósiles (las grandes termoeléctricas de la Licitación Pública Nacional e Internacional de ENARSA y del programa de generación distribuida) y no se materializó en fuentes de energía renovables Considerando toda la información que es de dominio público y que se analiza en esta sección del presente Documento de Diseño de Proyecto (DDP), se identifica y comprende claramente la línea de base propuesta para la actividad de proyecto. A pesar de varias iniciativas de promoción, está claro que la inversión en centrales eléctricas de energía renovable no ha sido el curso de acción característico ni el Plan Estratégico Nacional para satisfacer la demanda del mercado eléctrico. Más aún, no hay parques solares de generación eléctrica que suministren electricidad al SADI. Esto último hace que la actividad de proyecto propuesta sea una iniciativa que no encuadra en el curso normal de las actividades Por lo tanto, la generación eléctrica a partir del uso de combustibles fósiles está destinada a ser el 13 Fuente: Datos relevantes, mercado eléctrico mayorista, informe anual 2009, disponible públicamente en categoriaid=3&noticiaid= id= Fuente: Datos relevantes, mercado eléctrico mayorista, informe anual 2009, disponible públicamente en

14 escenario de línea de base Breve reseña sobre la estructura de la industria y sus principales participantes El sector energético argentino se divide en tres partes: la generación, la transmisión y la distribución de energía. Estos participantes están sujetos a la regulación del segmento específico de cada uno. Asimismo, las actividades de distribución y transmisión son consideradas servicios públicos, y son definidas como monopolios que requieren el otorgamiento de concesiones; sin embargo las de generación, pese a estar reguladas por el gobierno, no son consideradas como monopolios y están sujetas a la libre competencia, incluso por nuevos actores en el mercado Generación de energía Se trata de empresas con plantas generadoras de electricidad que venden la producción a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), de redes privadas y de redes provinciales no conectadas al SADI. Los generadores están sujetos a las normas de planificación y despacho establecidas en los procedimientos emitidos por CAMMESA pero, al mismo tiempo, los generadores de propiedad privada también pueden celebrar contratos directos con los distribuidores o con los grandes usuarios. -- La generación energética en el país depende mayormente de sus fuentes térmicas e hidroeléctricas. Aproximadamente el 25% de la electricidad en la Argentina se genera en la región de Comahue, en Neuquén, lo que representa aproximadamente el 60% del total de la generación hidroeléctrica (de las 6 plantas más grandes en Argentina, 5 son hidroeléctricas) Transmisión Las empresas de transmisión tienen una concesión para transportar energía eléctrica desde los puntos de suministro de gran volumen hasta las empresas distribuidoras de electricidad. Estas empresas que operan en el mercado de transmisión gozan de un monopolio natural debido a que las inversiones iniciales son altas y funcionan como barreras de entrada para nuevos competidores. Es por esto que el ENRE (Ente Nacional Regulador de Electricidad) regula los precios del sector. El ENRE es el organismo autárquico encargado de regular la actividad eléctrica y de controlar que las empresas del sector (generadoras, transportistas y distribuidoras) cumplan con las obligaciones establecidas en el Marco Regulatorio y en los Contratos de Concesión La transmisión de energía es considerada como un servicio público y se lleva a cabo a través de concesiones. Estas concesiones se vuelven a distribuir periódicamente en base a un proceso de relicitaciones en el que las empresas beneficiarias de las licitaciones públicas son responsables de las operaciones y mantenimiento de sus redes, pero no de la expansión del sistema El SADI se compone principalmente de las líneas de transmisión de alta tensión y de subestaciones, representando aproximadamente el 90% de la demanda del país. La actividad de transmisión en la Argentina se divide en dos sistemas claramente diferenciados: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (STEEAT), que opera a 500 kv y transporta electricidad entre las regiones, y el Sistema de Distribución Troncal (STEEDT), que opera a 132/220 kv y conecta los generadores, distribuidores y grandes usuarios de la misma región Distribución de energía Los distribuidores son empresas que gozan de una concesión para distribuir electricidad a los consumidores finales. Cada distribuidor suministra electricidad y opera la red de distribución de electricidad en un área geográfica determinada por la concesión. Aunque estas empresas operan como 14

15 monopolios, el ENRE controla el cumplimiento de los distribuidores a nivel federal y proporciona un mecanismo de audiencias públicas en las cuales las quejas y denuncias contra los distribuidores pueden ser consideradas y resueltas. Asimismo, el ENRE dicta los precios de la energía para cada concesión en virtud de un sistema que se revisa cada cinco años El sistema cuenta con 66 empresas de distribución; en casi cada una de las 23 provincias de la Argentina hay una compañía independiente que actúa como distribuidor. Las tres empresas encargadas de la distribución en Buenos Aires y el Gran Buenos Aires (Edenor - Edesur), y La Plata (Edelap), representan más del 45% del mercado eléctrico de la Argentina. Sólo unas pocas empresas de distribución (EPEC-Córdoba, la Empresa de Energía de Santa Fe, y Misiones de Energía) permanecen en manos de los gobiernos principales y las cooperativas B.5. Descripción de la manera en que las emisiones antropogénicas de GEI por las fuentes se reducen por debajo de aquellas que hubieran ocurrido en ausencia de la actividad de proyecto MDL de pequeña escala registrado: En la siguiente tabla se enumeran los principales hechos referidos a la consideración seria y temprana del MDL, así como también a la factibilidad de ejecución de la actividad de proyecto propuesta Fecha 21/07/ /07/ /07/2010 Evento Recepción por parte de la CMNUCC del Formulario de Consideración Preliminar del MDL para la planta de energía solar fotovoltaica Cañada Honda 1. Recepción por parte de la CMNUCC del Formulario de Consideración Preliminar del MDL para la planta de energía solar fotovoltaica Cañada Honda 2. Recepción por parte de la CMNUCC del Formulario de Consideración Preliminar del MDL para la planta de energía solar fotovoltaica Cañada Honda /07/2010 Presentación formal del Proyecto Cañada Honda 1 por parte de Energías Sustentables S.A. ante la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación (SAyDS) en carácter de Autoridad Nacional Designada. 24/07/2010 Presentación formal del Proyecto Cañada Honda 2 por parte de Energías Sustentables S.A. ante la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación (SAyDS) en carácter de Autoridad Nacional Designada. 24/07/2010 Presentación formal del Proyecto Cañada Honda 3 por parte de INESA Solar S.A. ante la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación (SAyDS) en carácter de Autoridad Nacional Designada. Adjudicación de proyectos Cañada Honda 1 y Cañada Honda 2 de ENARSA a 28/07/2010 Energías Sustentables S.A. 23/07/2010 Adjudicación del proyecto Cañada Honda 3 de ENARSA a INESA Solar S.A. Notificación de ENARSA a Energías Sustentables S.A. sobre la suscripción del 05/11/2010 Contrato de Abastecimiento MEM entre ENARSA y CAMMESA con fecha 26/10/2010 correspondiente a la Central Cañada Honda 1. 05/11/2010 Notificación de ENARSA a Energías Sustentables S.A. sobre la suscripción del Contrato de Abastecimiento MEM entre ENARSA y CAMMESA con fecha 26/10/2010 correspondiente a la Central Cañada Honda 2. 05/11/2010 Notificación de ENARSA a INESA Solar S.A. sobre la suscripción del Contrato de Abastecimiento MEM entre ENARSA y CAMMESA con fecha 26/10/2010 correspondiente a la Central Cañada Honda 3. 02/12/2010 Notificación de ENARSA a INESA Solar S.A. autorizando la cesión del Proyecto 17 html?s=

16 Cañada Honda 3 de ésta a INESA Solar S.A. Tabla: Antecedentes de los proyectos Consideración del MDL De acuerdo con lo dispuesto en la 49 reunión de la Junta Ejecutiva del MDL, para aquellas actividades de proyecto que comiencen a partir del 2 de agosto de 2008 inclusive, el proponente del proyecto debe informar por escrito a la Autoridad Nacional Designada y a la Secretaría de la CMNUCC el comienzo del proyecto, así como también la intención de enmarcar la actividad de proyecto en el Mecanismo de Desarrollo Limpio. En este sentido, cabe destacar que en julio de 2010, se enviaron a Naciones Unidas los Formularios de Consideración Preliminar del MDL para los Proyectos C. Honda 1, 2 y 3. Dichos formularios de encuentran publicados en el sitio web de las Naciones Unidas: html?s= La adicionalidad para esta actividad de proyecto está demostrada en virtud del Attachment A to Appendix B of simplified modalities and procedures for small scale CDM project activities, (Anexo A al Apéndice B de las modalidades y procedimientos simplificados para las actividades de proyecto de MDL de pequeña escala ) versión 08, EB 63 anexo De acuerdo con esta resolución, la siguiente lista de proyectos de generación de energías renovables conectados a la red con una capacidad de hasta 15 MW son considerados adicionales de manera automática: (a) Solar (generación fotovoltaica y solar térmica); (b) Eólica u offshore (fuera de la costa); (c) Tecnologías marinas (olas, mareomotriz) Teniendo en cuenta que la actividad de proyecto consiste en la instalación de tres parques solares fotovoltaicos con una capacidad instalada total de 10 MW que estarán conectados a la red eléctrica nacional, se concluye que el proyecto es adicional B.6. Reducciones de emisiones: B.6.1. Explicación de las opciones metodológicas: La estimación de la reducción de emisiones de la actividad de proyecto propuesta ha sido realizada sobre la base de: AMS I.D Grid connected renewable electricity generation (AMS I.D Generación de electricidad conectada a la red a partir de fuentes renovables). Versión Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico. Versión Emisiones de línea de base: Las emisiones de línea de base incluyen solamente emisiones de CO2 provenientes de centrales alimentadas con combustibles fósiles que resultan desplazadas por la actividad de proyecto. La metodología asume que toda la generación de electricidad del proyecto que supere los niveles de la línea de base habría sido generada por las plantas eléctricas conectadas a la red y por la adición de nuevas plantas conectadas a la red. Las emisiones de línea de base se calculan de la siguiente manera: - 16

17 BE y = EG PJ,y EFg grid,cm,y BE y EG PJ,y (EF grid, CM, y) Emisiones de línea de base en el año y (tco2/año) Cantidad de electricidad neta suministrada a la red como resultado de la implementación de la actividad de proyecto MDL en el año y (MWh/año) Factor de emisión de CO 2 de margen combinado correspondiente a la generación eléctrica conectada a la red en el año y calculado según la última versión de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico (tco 2 /MWh). Cálculo de EGBL,y : Debido a que la actividad de proyecto consiste en la instalación de tres nuevas centrales de energía renovable conectadas a la red en un lugar donde no operaba una planta eléctrica renovable antes de la implementación de la actividad de proyecto, EG,BL,y se calcula de la siguiente manera: EG PJ,y = EG facility,,y EG PJ,y EG facility,,y Cantidad de electricidad neta suministrada a la red como resultado de la implementación de la actividad de proyecto MDL en el año y (MWh/año) Cantidad de electricidad neta suministrada por la central/unidad del proyecto a la red en el año y (MWh/año) Cálculo del EF grid, CM,y : El factor de emisión de la red se calcula sobre la base de datos suministrados por CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) de acuerdo con la última versión de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico La Herramienta define los siguientes pasos: PASO 1: Identificar el sistema de energía eléctrica pertinente Un sistema eléctrico del Proyecto está definido por la extensión espacial de las centrales eléctricas conectadas físicamente mediante líneas de transmisión y distribución a la actividad de proyecto y que pueden ser despachadas sin limitaciones de transmisión significativas. De acuerdo con las disposiciones de la Secretaría de Energía del gobierno argentino 18, la red es el Sistema Argentino de Interconexión SADI PASO 2. Decidir si se incluyen centrales eléctricas no conectadas a la red en el sistema de energía eléctrica del proyecto (opcional) Dado que la Argentina está totalmente interconectada por el SADI y que la generación de electricidad sin conexión a la red representa una pequeña parte de la electricidad que se consume en el país (0,87% durante 2009), el Paso 2 queda excluido del procedimiento de la metodología de línea de base, ya que la actividad de proyecto propuesta solo desplazaría a la electricidad despachada al SADI PASO 3. Seleccionar un método para determinar el margen de operación (OM) Para mayor información, consultar el sitio web: del mercado/publicaciones/mercado eléctrico/factor de emisión 2007.pdf

18 La opción (c) de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico, el Análisis de los Datos de Despacho, fue seleccionada como el método más representativo para determinar el margen de operación (OM). Este análisis de los datos de despacho se aplicará de manera ex-post PASO 4: Calcular el factor de emisión del margen de operación según el método seleccionado --- Cálculo del margen de operación (OM) según la siguiente opción seleccionada: (c) OM del análisis de los datos de despacho Siguiendo las pautas de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico, el factor de emisión del margen de operación (OM) del análisis de datos de despacho se determina sobre la base de unidades de potencia de la red que se despachan realmente al nivel del margen durante cada hora en la que el proyecto se encuentre desplazando la electricidad proveniente del SADI. Dado que este enfoque no es aplicable a los datos históricos, se requiere un monitoreo anual y la actualización del factor de emisión, lo cual será implementado por el proponente del proyecto a fin de cumplir con los requisitos del OM del análisis de datos de despacho En el siguiente conjunto de ecuaciones se describe el enfoque para calcular el OM EF Grid,OM DD,y = Donde: EF Grid, OM DD, y EG PJ, h EF EL, DD, h h y EG PJ,h EF EL,DD,h h EG PJ, y = Factor de emisión de CO 2 del margen de operación del análisis de los datos de despacho en el año y (tco 2 e/año) = Electricidad desplazada por la actividad de proyecto en la hora h del año y (MWh) = Factor de emisión de CO2 para las unidades de potencia despachadas a la red en la parte superior de la orden de despacho en la hora h del año y (tco2/mwh) = Horas en el año y durante las cuales la actividad de proyecto está desplazando a la electricidad de la red = Año en el cual la actividad de proyecto está desplazando a la electricidad de la red La Secretaría de Energía pone a disposición del público los siguientes datos: Consumo de combustible por hora, por tipo de combustible utilizado para la generación y distribución de electricidad al SADI Factores de emisión de combustible a nivel nacional Por lo tanto, se aplica el siguiente enfoque para obtener el factor de emisión del SADI por hora: EF EL,DD,h = FC i,n,h EF CO2,i,y i,n EG n,h n 19 Fuente: Segunda Comunicación Nacional a la CMNUCC sobre emisiones de GEI, página

19 Donde: EFEL, DD, h = Factor de emisión de CO 2 para las unidades de potencia despachadas a la red en la parte superior de la orden de despacho en la hora h en el año y (tco 2 /MWh) FC i, n, h = Cantidad de combustible fósil tipo i consumido por la unidad de potencia que alimenta a la red n en la hora h (unidad de volumen o masa) EF CO2, i, y = Factor de emisión de CO 2 de combustible fósil tipo i en el año y (tco 2 /tonelada y tco 2 /dm 3 según la publicación de la Secretaría de Energía) EG n, h = Electricidad generada y entregada a la red por la unidad de potencia que alimenta a la red n en la hora h (MWh) N = Unidades de potencia que alimentan a la red al tope del despacho I = Tipos de combustibles fósiles utilizados en las unidades de potencia que alimentan a la red n en el año y h = Horas en el año y durante las cuales la actividad de proyecto está desplazando a la electricidad de la red y = Año en el cual la actividad de proyecto está desplazando a la electricidad de la red - NOTA: Si durante el período de crédito es necesario aplicar otros factores de emisión distintos a los que dispone la Secretaría de Energía, por ejemplo los del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés), y estos están expresados en tco 2 /TJ o en cualquier otra unidad de potencia, entonces se debería aplicar la siguiente ecuación: EF EL,DD,h = FC i,n,h NCV i,y EF CO2,i,y i,n EG n,h n Donde: NCV i, y = valor calorífico neto (contenido de energía) del combustible fósil tipo i en el año y (GJ/unidad de volumen o masa) Las unidades de potencia que alimentan a la red al tope del despacho se determinarán según la información provista por CAMMESA y sobre la base de las pautas que se incluyen a continuación Unidad n en la parte superior del x% del total de electricidad despachada en la hora h donde x% es igual o mayor a alguno de los siguientes valores: % La cantidad de electricidad desplazada por la actividad de proyecto durante la hora h dividida por la generación de electricidad total por parte de las centrales eléctricas conectadas a la red durante dicha hora h PASO 5: Identificar el conjunto de unidades de potencia que se incluirán en el margen de construcción El margen combinado se deberá calcular según una de las siguientes opciones, mediante la selección del conjunto de unidades de potencia que represente la mayor generación eléctrica anual

20 (a) El conjunto de cinco unidades de potencia que se han construido más recientemente; o (b) El conjunto de adiciones de capacidad de potencia en el sistema eléctrico que comprenden el 20% del sistema de generación (en MWh) y que se han construido más recientemente Tomando como base los datos de despacho del SADI, la opción (b) comprende la mayor generación anual, por lo que se la elige para identificar el conjunto de unidades de potencia que se incluirán en el cálculo del margen de construcción. En términos de los datos antiguos que se considerarán para el cálculo del margen de construcción, se selecciona la Opción 1 que se describe a continuación: er período de crédito: Cálculo ex-ante basado en la información más reciente disponible sobre las unidades ya construidas al momento de presentarse el DDP del MDL o período de crédito: Actualización del margen de construcción según la información más reciente disponible sobre las unidades ya construidas al momento de presentarse la solicitud de renovación er período de crédito: Margen de construcción utilizado para el segundo período de crédito PASO 6: Calcular el factor de emisión del margen de construcción De acuerdo con las pautas de la Herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema eléctrico, el margen de construcción consiste en un factor de emisión de promedio ponderado de generación de todas las unidades de potencia m durante el año más reciente y para el cual se cuente con datos disponibles sobre la generación eléctrica, y se calcula según la siguiente ecuación: EFGrid, BM, y = m EG m,y EF EL,m,y EG m,y n Donde: EF Grid, BM, y = Factor de emisión de CO 2 del margen de construcción en el año y (tco 2 e/año) EG m, y = Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por unidad de potencia m en el año y (MWh) EF EL, m, y = Factor de emisión de CO 2 de la unidad de potencia m en el año y (tco 2 /MWh) ---- m = Unidades de potencia incluidas en el margen de construcción y = Año histórico más reciente respecto del cual se dispone de datos de generación eléctrica NOTA: EF EL, m, y se determina según lo dispuesto en el Paso PASO 7: Calcular el factor de emisión de margen combinado Una vez calculados el OM y el BM, se calcula el factor de emisión de margen combinado de la siguiente manera: