Proyecto PDD Ciclo Combinado

8/3/2019 Proyecto PDD Ciclo Combinado

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UNIVERSIDAD ESAN

DIPLOMADO INTERNACIONAL ENENERGAS RENOVABLES

ASIGNATURA: ENERGA MEDIO AMBIENTE Y DESARROLLOSUSTENTABLES

PROFESOR: Carmen Fernndez Rozado

TTULO TRABAJO: Proyecto C.T. Ventanilla - PDD

El presente trabajo ha sido realizado de acuerdo a losReglamentos de ESAN por:

Francisco Javier Coll Abad (Firma)

Boris Huerta Payhua (Firma)

Jessica Rosario Meza Zamata (Firma)

Cynthia Paola Portugal Guembes (Firma)

Surco, 06 de junio de 2011


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Jun 06, 2011 [ENERGA MEDIO AMBIENTE Y DESARROLLO SUSTENTABLES]

2 GRUPO N 3

CONTENIDO

A. Descripcin General de la actividad de proyecto

B. Aplicacin de la metodologa de monitoreo y lnea de base

MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIOFORMULARIO DE DOCUMENTO DE DISEO DEL PROYECTO (MDL-PDD)

Versin 01


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SECCION A. Descripcin general de la actividad de proyecto

A.1 Ttulo de la actividad de proyecto:

Proyecto de generacin de energa C.T. Ventanilla conversin de ciclo simple a ciclocombinado.

A.2. Descripcin de la actividad de proyecto:

La actividad del proyecto convierte dos turbinas de gas de ciclo abierto de 160 MWcada uno en una instalacin de ciclo combinado que suma aproximadamente 179 MWde capacidad de generacin a la red de energa elctrica de Per con un mnimo deadiciones incrementales de gas de efecto invernadero (GEI). En el futuro, la actividaddel proyecto permitir el desplazamiento de emisiones de gases de efecto invernaderoexistentes relativamente altos.

A largo plazo, la instalacin seguir desplazando electricidad basada en combustible

fsiles y tambin puede retrasar la necesidad de construir la capacidad de generacinadicional, dependiendo del crecimiento del pas en la demanda de electricidad.

El proyecto tendr una capacidad total instalada de 500 MW, generando en promedioaproximadamente 3 942 GWh de electricidad anualmente. Se espera que el proyectopueda desplazar 407 296 toneladas de dixido de carbono equivalente (tCO2e) por ao,que ascender a 2 865 070 tCO2e para el primer perodo de crdito de 7 aos,generando la cantidad equivalente de reducciones de emisiones (RE).

El proyecto convertir dos turbinas de gas Siemens V84.3A de combustin a ciclocombinado. Las turbinas de gas original entraron en operacin comercial en 1998. Losprincipales equipos nuevos utilizados para esta conversin constan de dos generadores

de vapor de recuperacin de calor con quemadores adicionales, una turbina de vaporSiemens SST6 KN-5000 de 179MW, un condensador, dos torres de refrigeracin y ungenerador de 230 MVA.

La extensin espacial del mbito del proyecto es el Sistema Elctrico InterconectadoNacional (SEIN). El proyecto ser conectado al SEIN a travs de la subestacinVentanilla, ubicada en las instalaciones del proyecto.

El proyecto contribuye al desarrollo sostenible:

Creacin directa e indirectamente de empleos, empresas y servicios locales.

Generacin de energa elctrica adicional sin aumentar el consumo decombustibles fsiles, reduciendo as las emisiones de CO2.

Conduce a una disminucin en las tarifas del suministro de energa debido a la altaeficiencia trmica, mientras que desplaza la generacin ms cara, reduciendo lasemisiones de gases de efecto invernadero.

Aumento de la capacidad de generacin de energa nacional, para satisfacer lasnecesidades de nuevos proyectos industriales y mineros, que en conjuntocontribuyen al desarrollo general del pas.

Contribuir a la renta nacional del Per a travs del pago de impuestos.


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Ayudar al Per mejorando su balanza comercial de hidrocarburos a travs de unareduccin de las importaciones de petrleo usado para la generacin deelectricidad, mientras que se ahorra gas natural en las reservas peruanas.

La transferencia de nuevas tecnologas como este proyecto, que representa latecnologa de generacin trmica ms avanzada del pas.

A.3. Participantes del proyecto:

Nombre de las partesinvolucradas (*)((anfitrin) indicar Parteanfitriona):

Entidad privada y / opblicas (es) participantesen el proyecto (*) (segncorresponda)

Indique si las Partesinvolucradas , desean serconsiderados comoparticipante del proyecto(S / No)

Per (anfitrin) Edegel S.A.A. NoReino de Espaa ENDESA GENERACIN

S.A.No

(*)Conforme a las modalidades MDL y procedimientos, en el momento de hacerpblico MDL-PDD en la etapa de validacin, una parte involucrada puede o no poder

haber proporcionado su aprobacin. En el momento del solicitar el registro, se

requiere la aprobacin de la Parte(s) involucradas.

A.4. Descripcin tcnica de la actividad de proyecto:

A.4.1. Localizacin de la actividad de proyecto:

A.4.1.1. Pas(es) anfitrin (es):

Repblica de Per

A.4.1.2. Regin/Estado/Provincia etc.:

Regin de Lima/ Provincia de Callao/Distrito de Ventanilla

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

La central elctrica est situada en una regin escasamente poblada, zona montaosa deldistrito de Ventanilla, en terrenos propiedad del promotor del proyecto, Edegel. Losasentamientos humanos ms cercanos, a varios cientos de metros de distancia, son elParque Porcino, Mariano Ignacio Prado, 18 de Octubre, y la Cooperativa Huerta Virgen

de las Mercedes. El primero de estos asentamientos se dedica principalmente a la cra decerdos, la segunda y tercera son pueblos muy pobres ubicadas cerca del ro Chilln, y elltimo tambin es un pueblo pobre ubicado al lado del vertedero de la Municipalidaddel Callao. En conjunto, estos cuatro asentamientos tienen una poblacin de alrededorde 7.000.

A.4.1.4.Detalle de la localizacin fsica, incluyendo informacin que permita identificarinequvocamente la actividad de proyecto (mximo una pgina):

La central elctrica de Ventanilla est ubicada en la avenida del Bierzo, en el distrito deVentanilla, Provincia Constitucional del Callao, en la regin de Lima. Est situado en lamargen derecha del ro Chilln, en un lugar llamado "Pampa de los Perros". La central

elctrica se encuentra a unos 5 Km. de la carretera a Ventanilla (tambin conocido comoAvenida Nstor Gambeta) y se encuentra a 50 m.s.n.m.


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Las coordenadas del proyecto son: Latitud 11o 51' 15'' Sur. Longitud 77o 07' 27'' Oeste.

Figura 1: Mapa de ubicacin del Proyecto

A.4.2. Categora(s) de la actividad de proyecto:

Industrias de energa (1) - fuentes renovables y no renovables.

A.4.3. Tecnologa que ser empleada en la actividad de proyecto:

El proyecto agregar varios componentes a las dos turbinas de gas Siemens V84.3A decombustin de 160 MW cada una para producir electricidad adicional, aprovechando elcontenido de energa en el calor de la turbina de gas de escape (551 grados Celsius). Eluso del calor que se pierden en la turbina de escape de gas da unos resultados de altaeficiencia trmica en comparacin con otras tecnologas de generacin basados en lacombustin. Esta eficiencia se espera que alcance el 53,8% o superior.

Los principales componentes de los equipos adicionales son:

Dos calderas de recuperacin de calor de Vapor (HRSG), diseado para capturar elcalor de los dos tubos de escape de las turbinas de gas y producir vapor.

Quemadores suplementarios incluidos en cada caldera de recuperacin con el finde aumentar el calor, producir ms vapor y en consecuencia aumentar la capacidadde potencia de la turbina de vapor

Una turbina de vapor Siemens SST6 KN-5000 de 179 MW, alimentada por elvapor producido en el HRSG.

Un condensador para transformar el vapor usado en agua, hacindola pasar a travsde un circuito de agua de refrigeracin.

Dos torres de refrigeracin, para enfriar el agua del circuito de refrigeracin.


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Un generador de 230 MVA.

Un transformador elevador 16/250 kV que pertenece a la instalacin existente.

Las turbinas de vapor - como la mayora de otras tecnologas de generacin trmica -requieren de procesos con alimentacin de agua. En el caso del Proyecto, esto se hacecon el fin de producir vapor. En Ventanilla, el vapor utilizado que sale de la turbina devapor se condensa y se bombea de nuevo a los HRSG para su reutilizacin como aguade alimentacin. El agua de los pozos cerca del ro Chilln, a 150 metros del sitio delproyecto, se utiliza para condensar el vapor utilizado y se enfra en una torre derefrigeracin por evaporacin. El agua de refrigeracin constituye un sistemaparcialmente cerrado, con una corriente de agua en bruto aadido para reemplazar lasprdidas por evaporacin, y una corriente de purga que se utiliza para el riego de losalrededores para mantener los slidos disueltos en el agua de refrigeracin inferior a unaconcentracin donde los slidos se precipitaran fuera de la torre de enfriamiento.

El diagrama de la planta de Ventanilla de Ciclo Combinado trmica se muestra a

continuacin.

Figura 2: Ventanilla de Ciclo Combinado Diagrama de la planta trmica

A.4.4 Cantidad estimada de reduccin de emisiones durante el perodo deacreditacin elegido:

Las Reducciones de Emisiones (ER) no se produciran en la ausencia del proyectopropuesto, dado que las instalaciones de la central trmica de Ventanilla seguirngenerando energa elctrica utilizando turbinas a gas, con ciclo simple, y los gasescalientes, productos de la combustin seguirn siendo venteadas al medio ambiente,debido a que no hay otro uso para el calor residual en los gases de escape, y no secuenta con la tecnologa apropiada para poder utilizar dicho calor residual.

Adicionalmente, la implementacin del proyecto enfrenta ciertas barreras, tales comolas de inversin y tecnolgicas. La conversin a ciclo combinado es econmicamenteatractiva, solo cuando el combustible utilizado es demasiado caro, para poder justificarla inversin y los riesgos asociados a las plantas a ciclo combinado. En el aspecto

tecnolgico, el Per presenta varias barreras asociadas a ella; por ejemplo la falta deconocimiento para la construccin y operacin de este tipo de plantas, que permitira


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garantizar un buen mantenimiento del equipo, por lo que para llevar a cabo esteproyecto, EDEGEL ha desarrollado un programa de entrenamiento de personal,firmndose un acuerdo con SIEMENS para la supervisin y entrenamiento de lostrabajadores, para operar y llevar a cabo el mantenimiento de la nueva planta.

De acuerdo con la metodologa ACM0007, el escenario de lnea base es: energaelctrica que ser generada por una planta trmica de ciclo abierto, conectada a la red.Siguiendo la metodologa indicada, se calcula que el proyecto desplazara,aproximadamente, 2 625 358 tCO2e en el primer perodo de acreditacin de 7 aos.

Tabla1: Estimacin anualde RE

A.4.5. Fondos pblicos de la actividad de proyecto:

El proyecto no ha recibido ningn tipo de financiacin pblica o asistencia financierapblica.

SECCION B. Aplicacin de la metodologa de lnea de base y monitoreo

B.1. Titulo y referencia de la metodologa de lnea de base y de monitoreoaplicada a la actividad de proyecto:

La versin 03 de ACM0007 Metodologa consolidada para la conversin de ciclosimple a ciclo combinado para la generacin de energa.

B.2. Justificacin de la eleccin de la metodologa y de qu manera esta esaplicable a la actividad de proyecto:

El proyecto consiste en la conversin de ciclo simple a ciclo combinado para lageneracin de energa y rene todas las condiciones requeridas por la metodologa, parael clculo de la lnea de base.

Estas condiciones son:

Antes de desarrollar el proyecto, la central trmica no utiliza el calor residual, y lageneracin de energa se realiza con una turbina a gas o un motor de combustininterna de ciclo simple. Y con la implementacin del proyecto, se utiliza calorresidual para producir vapor, para generar energa en otra turbina, es decir hacerdel sistema un ciclo combinado.

El calor residual, en el rea del proyecto, no es utilizado en ningn proceso.


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La red de energa elctrica est claramente identificada y la informacin de lascaractersticas de esta red estn disponibles.

La actividad del proyecto no incrementa el tiempo de vida de las turbinas a gasexistentes durante el periodo de acreditacin (Es decir, esta metodologa esaplicable hasta el final de tiempo de vida de las turbinas, en caso de ser menostiempo que el periodo de acreditacin).

Los desarrolladores del proyecto tienen acceso al registro de datos apropiado, paraestimar el factor de emisin de margen combinado de la red elctrica a la cual seconectara el proyecto.

Justificacin:

Las dos turbinas a gas de Ventanilla vienen operando desde 1998. Adems, no seha utilizado el calor residual de los gases de escape en ningn proceso.

En las instalaciones de Ventanilla, no hay ningn tipo de alternativa para utilizardichos gases de escape.

No se ha realizado ninguna modificacin en las turbinas a gas para incrementar eltiempo de vida de las mismas.

El proyecto est conectado al Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN).El despacho del SEIN est manejado por comit de operacin econmica delsistema interconectado (COES-SINAC), quien tiene el registro de datos apropiadopara estimar el valor del factor de emisin de margen combinado

B.3. Descripcin del modo en que se aplica la metodologa en el contexto de la actividad

de proyecto:De acuerdo con la metodologa ACM0007, el escenario de lnea base se identificautilizando la ltima versin aprobada de combined tool to identify the baselinescenario and demostrate additionality, el cual fue adoptado por la Junta Ejecutiva yvalidado por UNFCCC. Aplicando esta herramienta, se puede determinar alternativasreales y posibles de cmo se podra generar energa elctrica, en ausencia del proyecto.

El proyecto puede aplicar la metodologa ACM0007, porque cumple con lascondiciones del escenario de lnea de base (continuar operando con el ciclo abierto). Enotras palabras, en ausencia del proyecto, para poder satisfacer la demanda de energa dela red, la electricidad continuar siendo producida por:

Centrales trmicas de ciclo abierto.

Centrales generadoras existentes conectadas a la red

La adicin de nuevas fuentes de generacin de energa

En la ausencia del proyecto, la electricidad generada continuar siendo producida porlas turbinas a gas, ciclo abierto, existentes; y los gases calientes, productos de lacombustin seguirn siendo venteadas al medio ambiente. Esto es debido a que no hayotro uso para el calor residual en los gases de escape, y no se cuenta con la tecnologaapropiada para poder utilizar dicho calor residual. En conclusin, en ausencia de la

actividad del proyecto, el calor residual ser eliminado en la atmsfera.


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B.4. Descripcin de cmo las emisiones antropgenas de GEI por las fuentes se reducenpor debajo de la que se producira en la ausencia de la actividad de proyecto MDLregistrado (es decir, explicacin del cmo y el porqu esta la actividad del proyectoes adicional y por consiguiente no el escenario de referencia)

La Herramienta para identificar el escenario de lnea base y la demostracin de la

Adicionalidad (Combined Tool to Identify the Baseline Scenario and DemonstrateAdditionality) Versin 02, es aplicada en el proyecto, a travs de los siguientes pasos:

Paso 1: Identificacin de escenarios alternativosPaso 2: Anlisis de BarrerasPaso 3: Anlisis de InversinPaso 4: Anlisis de las practicas predominantes

Paso 1 Identificacin de escenarios alternativos

Sub-Paso 1a. Defina escenarios alternativos al proyecto MDL propuesto:

Las alternativas posibles, identificadas por el desarrollador del proyecto son:

1) Continuar con el estado actual (No implementar el ciclo combinado en la plantaactual).

2) Implementar el proyecto como actividad de generacin trmica de ciclo simple.3) La actividad del proyecto propuesto, es decir la conversin a ciclo combinado, pero

sin considerarlo como proyecto MDL.

Ninguna otra alternativa proporciona salidas comparables o compatibles con el proyectoMDL propuesto. La actual planta de Ventanilla, a ciclo simple, ha sido rentable. Por loque, continuar operando con ciclo simple es un escenario muy probable. As mismo, esposible la adicin de una nueva planta de ciclo simple. Mientras que, la conversin aciclo combinado, enfrenta ciertas barreras, debido a que es el primer proyecto de estascaractersticas, a pesar de que es una opcin econmicamente atractiva.

Sub-Paso 2a. Establezca la compatibilidad con las leyes aplicables y el marco

regulatorio:

Las alternativas identificadas estn en cumplimiento con todas las exigencias legales yla regulacin aplicable, incluyendo la Ley de Concesiones Elctricas (LCE). Muchos delos artculos de la LCE implican que las alternativas descritas a continuacin sonopciones validas y reales.

1) Artculo 1: Las actividades de generacin, transmisin y distribucin podrn ser

desarrolladas por personas naturales o jurdicas, nacionales o extranjeras. Laspersonas jurdicas debern estar constituidas conforme a las leyes peruanas.

2) Artculo 3: Se requiere concesin para el desarrollo de generacin de energaelctrica que utilice recursos hidrulicos y geotrmicos, cuando la potenciainstalada sea superior a 20 MW;

3) Artculo 4: Se requiere autorizacin para desarrollar las actividades de generacintermoelctrica y la generacin hidroelctrica y geotrmica que no requiereconcesin, cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW.

4) Artculo 6: Las concesiones y autorizaciones sern otorgadas por el Ministerio deEnerga que establecer para tal efecto un Registro de Concesiones Elctricas.


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5) Artculo 7: Las actividades de generacin, transmisin y distribucin, que norequieran de concesin ni autorizacin, podrn ser efectuadas librementecumpliendo las normas tcnicas y disposiciones de conservacin del medioambiente y del Patrimonio Cultural de la Nacin. El titular deber informarobligatoriamente al Ministerio de Energa y Minas el inicio de la operacin y lascaractersticas tcnicas de las obras e instalaciones.

6) Artculo 9: El Estado previene la conservacin del medio ambiente y delPatrimonio Cultural de la Nacin, as como del uso racional de los recursosnaturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generacin,transmisin y distribucin de energa elctrica.

7) Artculo 38: Para las actividades de generacin termoelctrica, cuya potenciainstalada sea superior a 10 MW, es requisito presentar un Estudio de ImpactoAmbiental adems de los especificados en el prrafo anterior.

Con respecto a la utilizacin del calor residual, en plantas donde es generada; y con larespecto a la eficiencia energtica, el Per no tiene una regulacin relevante. En loreferido a las emisiones, el reglamento de estndares de calidad del aire, es la normapertinente en este mbito, el cual fue aprobado por Decreto Supremo D.S. 074-2001-PCM.

Ninguna de las alternativas identificadas contradice los requerimientos legales oregulatorios, o plantea un riesgo de contradecirlos en el futuro. Adems, ninguno deellos viola las normas tcnicas y disposiciones de la conservacin ambiental y cultural.Por lo tanto todas ellas son alternativas reales y verosmiles para los desarrolladores deproyectos.

Paso 2. Anlisis de las Barreras

Sub-Paso 2. Identifique las barreras que impediran la implementacin del tipo de la

actividad de proyecto Propuesta:

Barreras de Inversin: El reciente descubrimientoy disponibilidad de considerablesreservas de gas natural en el Per, esto acompaado por un marco poltico y regulatorioque favorece su uso, ha permitido el incremento del cambio a gas natural, en plantastrmicas existentes; adems las nuevas adiciones de potencia al SEIN, son plantastrmicas a gas natural, que operan con ciclo abierto. Incluso, muchas de las plantastrmicas que no estaban operando, debido al alto precio del diesel, entraron enoperacin nuevamente y con alto factor de carga debido al bajo precio del gas natural.Sin embargo, dado que la demanda de energa crece, las nuevas plantas trmicasconstruidas operan con ciclo abierto. Dado que el costo de inversin, para laconstruccin o cambio a ciclo combinado es alto; construir centrales trmicas de cicloabierto o realizar el cambio de combustible a gas natural, son las alternativas msprobables.

La conversin a ciclo combinado, es solo atractivo si el precio de los combustibles esalto, de manera que pueda compensar inversin y los riesgos asociados al mismo. Asmismo, en el cuadro siguiente, podemos observar que las adiciones de potencia al SEIN,ha sido bsicamente, energa proveniente de plantas trmicas de ciclo abierto.


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Tabla 1: Adiciones Recientes al SEINFuente: COES

Barreras Tecnolgicas: el proyecto propuesto, es el primero de este tipo en el Per

(central trmica de ciclo combinado), por lo que el proyecto presenta una serie debarreras, principalmente las asociadas con la falta de conocimiento tcnico para laconstruccin, operacin y mantenimiento de este tipo de plantas. Por lo que, para poderrealizar el proyecto, fue necesario un entrenamiento intensivo de personal, por lo que eldesarrollador del proyecto firm un contrato con SIEMENS para realizar la capacitacinde los trabajadores. Para poder capacitar a los empleados, estos tuvieron que viajar fueradel Per, para poder aprender acerca de la nueva tecnologa que se plane instalar.Adicionalmente, expertos de otros pases (Estados Unidos, Alemania, Chile yArgentina), visitaron el Per para realizar una transferencia de conocimientos. En total,la capacitacin tendr una duracin de 9000 horas/hombre, dado que se requiere de unstaff bien preparado para realizar la operacin y el mantenimiento de la central de ciclocombinado.

Carencia de prcticas predominantes: La actividad del proyecto es primera de su tipoen el Per. No existe una instalacin de similares caractersticas, de ah que no existeexperiencia en la construccin e implementacin de proyectos de este tipo. Adems, eldesarrollador del proyecto no tiene experiencia en la construccin y operacin de unaplanta de ciclo combinado. Dada la carencia de experiencia con este tipo de tecnologa,existe la posibilidad de que se presentes problemas durante las etapas de construccin ymantenimiento, como por ejemplo; posibles retrasos, requerimiento de mayorpresupuesto, etc.

Sub-Paso 2b Eliminar escenarios alternativos que son evitados por las barreras

identificadas:

Las barreras a las que se enfrenta el proyecto, no evitaran ninguna de las alternativas:continuar con el estado actual (No implementar el ciclo combinado), alternativa 1; y laadicin de un nuevo proyecto de ciclo simple, alternativa 2.

Las plantas de ciclo abierto han venido operando en el Per, por dcadas. Despus de lallegada del gas natural, muchas de las plantas existentes, realizaron el cambio decombustible y empezaron a generar energa de manera considerable, no solo por el bajoprecio del gas natural, sino tambin por el rpido crecimiento de la demanda de energa.Las polticas y la promocin a favor del uso del gas natural ha trado comoconsecuencia que se proyecten nuevas plantas de generacin trmica, sin embargo;ninguno de estos proyectos son plantas de ciclo combinado o conversiones a ciclo

combinado, debido a las barreras mencionadas.

Empresa Central Unidad TipoPotencia

Efectiva (MW)

Fecha de

ingresocometario

EDEGEL Callahuanca G1, G2,G3 Hydro 7.504/07/2005 -

01/12/2005

Registrado como

proyecto MDL

ENERSUR Yuncan Hydro 130 07/09/2005 Aplicando al MDL

07/08/2007Gas natural de

Camisea

Turbo Gas

Ciclo abierto

Turbo Gas

Ciclo abiertoTurbo Gas



Ciclo abiertoENERSUR Chilca TG2 TG2 175.96


CamiseaKallpa

GeneracionKallpa TG1 184 24/07/2007

Gas natural de

Camisea

ENERSUR Chilca TG1 TG1 175.96


Camisea

EDEGELSanta Rosa

UTI 5 & 6UTI 5, UTI 6 109

01/06/2006 -

01/08/2006

Gas natural de

Camisea

EDEGELSanta Rosa

WestinghouseTG7 121.3


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Paso 3 Anlisis de Inversin

En este Paso se determina, a travs del anlisis de inversin comparativo cual de lasalternativas es, econmicamente, ms atractiva. La comparacin incluye las tresalternativas posibles: Continuar con la situacin actual (No implementar el ciclocombinado); la adicin un una nueva planta trmica de ciclo abierto y la

implementacin de una planta trmica de ciclo combinado, sin considerarlo comoproyecto MDL.

Para realizar la comparacin econmica y financiera, los indicadores considerados son:

1) Costo de Inversin del Proyecto2) La TIR del Proyecto

(1) Costo de Inversin del proyecto: El costo de inversin del proyecto es unindicador que mide si un proyecto es atractivo, dado que ayuda a determinar cul es laopcin de menor costo.

(2) La TIR del Proyecto: la Tasa interna de retorno tiene la ventaja de que no dependede la escala del proyecto, por lo que proporciona un enfoque claro de la rentabilidad quelos inversionistas esperaran normalmente en Per.

La alternativa 1, continuar con la situacin actual, es el escenario de lnea de base msprobable. La planta de ciclo abierto despachaba electricidad con un factor de carga alto,por lo que continuar operando con ciclo abierto, es econmicamente ms atractivo parael desarrollador del proyecto, dado que no involucra ninguna inversin y ningn riesgo.Este escenario no tiene ningn indicador, puesto que no hay inversin alguna.

Para las alternativas: adicin un una nueva planta trmica de ciclo abierto y laimplementacin de una planta trmica de ciclo combinado, sin considerarlo comoproyecto MDL, los clculos del costo de inversin y la TIR, se muestran acontinuacin, donde se demuestra cual de las alternativas no es la opcin ms atractivapara generar electricidad.

(1) Costo de Inversin del proyecto

El cuadro comparativo siguiente muestra el costo de instalacin de 1 MW para unaplanta trmica de ciclo abierto versus una planta de ciclo combinado.

Tabla 2: Comparacin de Costos por Tecnologa

1. Fuente: Meherwan P. Boyce, Ph. D., P.E. (2002): Gas Turbine Engineering Handbook, p. 82. Fuente: The World Bank Technical and Economic Assessment: Off Grid, Mini-Grid, and Grid

Electrification Technologies Summary Report; Discussion paper. World Bank; Energy Unit, Energy

and Water Department. November 2005 p. 72

3. EDEGEL S.A.A.Utilizando el valor ms conservador (turbina a gas de ciclo abierto de mayor costo -US$ 650 000); el costo de inversin para 1 MW para implementar el ciclo combinado

Planta de ciclo combinado

Ventanilla (Turbina de Vapor3)

(Boyce1) (World Bank

2) (Siemens)

Rango de

Potencia (MW)0.5 450 150 180 180

Turnkey cost

($/MW)300 000 650 000 380 000 520 000 405 556 866 667

Turbinas a Gas de Ciclo Abierto


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en la central de Ventanilla es de US$ 866 667, cuyo valor es 33% mayor. Si elegimos laopcin de menor costo (US$ 300 000), la inversin en ventanilla seria 189% mayor.

Adicionalmente, una cotizacin hecha por Siemens, fabricante de los equipos utilizadosen ventanilla, indica que el costo de una turbina a gas de ciclo abierto cuesta US$ 405556/MW, cuyo valor es menor que la mitad del costo de la tecnologa de ciclocombinado. La comparacin de los costos de inversin mostrados indican que: unaplanta con turbina a gas de ciclo simple tiene un costo de inversin mucho que menorque una que emplea el ciclo combinado, lo cual hace ms sencillo estructurar sufinanciamiento.

(2) Calculo de la TIR del Proyecto

Calculo del TIR para la alternativa 2: Implementar el proyecto como actividad degeneracin trmica de ciclo simple.

.Variable Valor Fuente

Potencia de la Turbina (KW) 180 000 Potencia equivalente a la turbina de vapordel ciclo combinado

Factor de carga para los tres primeroaos

70% Desarrollador del proyecto

Factor de carga 90% Desarrollador del proyectoCostos de Operacin yManteamiento (US$/MWh)

4 Desarrollador de Proyecto

Eficiencia de Planta 39.50%

Valor por defecto para plantas trmicas Herramienta para calcular el factor de

emisin del sistema elctrico, Versin 1,UNFCCC.

Requerimiento de Combustible porMWh 3.6*10^12/Eficiencia*10^12(Tj/MWh)

0.00911World Bank, Greenhouse Gas AssessmentHandbook, septiembre 1998.

Costo del Combustible en la nuevaturbina a gas (US$/MWh)

17.28 Desarrollador del proyecto

Depreciacin anual en 10 aos 7 300 000

Costo de inversin por MW (US$) 405 556Basando en la reciente cotizacin deSiemens

Tiempo de Vida del proyecto 30 aosTiempo de Construccin 1 aoSuposiciones GeneralesHoras/ao 8760 Desarrollador del ProyectoTarifa Elctrica (US$/KWh) 0.037 Desarrollador del ProyectoCosto del Gas Natural (US$/1 000000 BTU)

2 Desarrollador del Proyecto

Impuestos 30% Ley de impuesto a la rentaTabla 3: Datos asumidos para el clculo de la TIR en la alternativa 2

Basados en los datos anteriores, para poder adicionar a la red una nueva planta trmicade ciclo abierto se requiere US$ 73 000 000 con una tasa interna de retorno (TIR) de17.9%

Variable Valor FuentePotencia de la Turbina a vapor (KW) 180 000Potencia efectiva de la turbina devapor (KW)

180 000

Factor de carga para los tres primeroaos

70% Desarrollador del proyecto

Factor de carga 90% Desarrollador del proyecto

Costos de Operacin yManteamiento (US$/MWh)

5 Desarrollador de Proyecto

Requerimiento de Combustible por 39 025 800 Desarrollador del Proyecto


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ao (m3)Costo del combustible por m3 (US$) 0.08 Desarrollador del ProyectoDepreciacin anual en 10 aos 15 600 000

Costo de inversin por MW (US$) 866 667Basando en la reciente cotizacin deSiemens

Tiempo de Vida del proyecto 20 aos

De acuerdo con el fabricante, las turbinas agas tienen un tiempo de vida de 30 aos. Sin

embargo, dado que las turbinas a gas deventanilla tienen ya casi 10 aos deoperacin, el tiempo de vida del proyecto es20 aos.

Tiempo de Construccin 2 aosSuposiciones GeneralesTarifa Elctrica (US$/KWh) 0.037 Desarrollador del ProyectoImpuestos 30% Ley de impuesto a la renta

Tabla 4: Datos asumidos para el clculo de la TIR en la alternativa 3.

Basados en los datos anteriores, la inversin total requerida para convertir a ciclocombinado es de US$ 156 000 000, con una tasa interna de retorno (TIR) de 14.17%.

El resultado de los indicadores de estas dos alternativas se muestra a continuacin:

Alternativa TIRCosto de Inversin del

Proyecto2: Turbina a Gas de ciclo abierto 17.9% 405 556 US$/MW3: Conversin a Ciclo Combinado 14.2% 866 667 US$/MW

Es evidente (de la comparacin de los indicadores financieros) que la alternativa 2 es,financiera y econmicamente, ms atractiva que la alternativa 3 por:

1) El costo de inversin para el ciclo combinado es mucho mayor que para una plantacon turbinas a gas de ciclo simple.

2) El tiempo de construccin para el ciclo combinado es de alrededor 2 aos, mientrasque para el ciclo abierto, toma solamente 1 ao.

3) La disponibilidad de gas natural con un bajo costo no hace posible que la inversinen plantas trmicas de alta eficiencia, como las de ciclo combinado, sea atractiva,dado que la conversin a ciclo combinado solamente es atractiva en lugares dondelos precios del combustible son altos, de manera que compense la inversin.

Los resultados del anlisis financiero, sumado con las barreras explicadas en el paso 2,hacen que la alternativa 3, conversin a ciclo combinado, no sea atractiva para eldesarrollador del proyecto. Por lo que los ingresos provenientes del registro comoproyecto MDL son cruciales para la decisin en la inversin del proyecto, debido quemejora los indicadores.

Paso 4. Anlisis de las prcticas predominantes

En el Per, no hay proyectos existentes o en proceso que podran ser consideradoscompatibles con la actividad del proyecto. La conversin de ciclo simple a ciclocombinado en la Central de Ventanilla es la primera de su tipo en el pas. Puesto que nose observa actividades similares, la actividad del proyecto propuesto, se consideraadicional.

B.5. Descripcin de la forma en que la definicin del mbito del proyecto relacionada

con la metodologa para la lnea de base se aplica a la actividad de proyecto


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15 GRUPO N 3

De acuerdo con la metodologa ACM0007, los lmites de proyecto comprenden laplanta de generacin en el lugar del proyecto as como tambin todas las plantasconectadas fsicamente con el sistema elctrico a la cual est conectada la misma. Loslmites del proyecto para la reduccin de emisiones estn definidos en el mbito delSistema Elctrico Nacional (SEIN), al cual el proyecto est conectado.

Dado que todas las plantas del SEIN son potencialmente afectadas, el mbito delproyecto est definido en todo el SEIN, que cubre la mayor parte del territorio peruano.La produccin total de energa elctrica para el ao 2006 fue de 27 374 GWh, de loscuales 25 651 GWh corresponden al mercado elctrico, y de estos el 92% correspondeal SEIN y el 8% a los sistemas aislados.

El mbito del proyecto est definido por las emisiones afectadas directamente por elproyecto o como resultado de su construccin u operacin. No se consideran lasemisiones que se pueden generar durante la transmisin, distribucin y uso de la energaproducida por el proyecto.

B.6. Detalles del establecimiento de la lnea de base

B.6.1. Explicacin de las opciones metodolgicas:

La metodologa aprobada ACM0007, versin 3, fue elegida como aplicable al proyecto,esta metodologa consiste en la conversin de una planta trmica de ciclo abierto en unaplanta trmica de ciclo combinado. La metodologa de lnea base deber ser usada enconjuncin con la metodologa de monitoreo aprobaba y consolidada, ACM0007(metodologa de monitoreo para conversin de ciclo simple a ciclo combinado enplantas trmicas).

La herramienta para calcular el factor de emisin de un sistema elctrico, Versin 1,EB 35, ha sido elegido guindose en la ACM007 para estimar el factor de emisin demargen combinado de una red de electricidad a la que el proyecto est conectada.

Reduccin de emisiones:

Segn ACM0007, se aplicara la siguiente ecuacin para estimar la reduccin deemisiones ERs:

ERy= BEy - PEy - Ly;

Donde:

ERy son la reduccin de emisiones debidas a la actividad del proyecto durante el ao ymedidas en tCO2;

BEy son las emisiones de La lnea base debidas al desplazamiento de la electricidaddurante el ao y medidas en tCO2;

PEy son las emisiones del proyecto durante el ao y en tCO2; y,Ly son las fugas durante el ao y en tCO2.

Emisiones del Proyecto:

ACM0007 establece que las emisiones del proyecto (PEy) incluyen emisiones derivadasdel uso de combustibles fsiles para operar las turbinas de gas o motor (PEGTy) y las

emisiones derivadas del uso de combustibles fsiles suplementarios para operar laturbina a vapor (PESTy).


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16 GRUPO N 3

Las emisiones del proyecto de una conversin a ciclo combinado son por tanto lassiguientes:

PEy = PEGTy + PESTy

PEGTy = FGTi,y * NCVi * EFCO2,i

PESTy = FSTj,y * NCVj * EFCO2,j

Donde:

FGTi,yes la cantidad de combustible i (en unidades de masa o volumen) consumidaspara operar la turbina a gas o motor en el ao y;

FSTj,yes el combustible suplementario j (en unidades de masa o volumen) consumidasen el generador de vapor con recuperacin de calor (HRSG) para operar la turbina a

vapor en el ao y;NCVes el valor calorfico neto (contenido de energa) por unidad de masa o volumende combustible usado; y,

EFCO2 es el factor de emisin de CO2 por unidad de energa de combustibles usado.

Emisiones de la lnea base:

De acuerdo con la ACM0007 el escenario de la Lnea base es el siguiente: Laelectricidad ser generada por la operacin de la planta trmica de ciclo abierto, y porlas pantas trmicas conectadas a la red. Las emisiones de la lnea base para el ao y (conel supuesto respecto a la situacin de la lnea base) se calcularn como sigue:

BEX,y = (EFOC*OGX,y ) + (EFgrid,y * (PGy - OGX,y ))

Donde:

EFOC es el factor de emisin de la planta operando en modo de ciclo abierto entCO2/MWh;OGX,yelectricidad generada por el ciclo abierto en la lnea base, en MWh;

PGyes la electricidad generada por el proyecto en el ao y, en MWh; y,EFgrid,y es el factor de emisin de CO2 de la electricidad desplazada debido a laactividad del proyecto durante el ao y en tCO2/MWh.

Debido a que ms de un combustible es usado en el motor de combustin interno, el

clculo de la lnea base asumir un factor de emisin del menos intensivo que se hayausado antes o que se usara despus de la implementacin del proyecto, quenaturalmente es el gas natural.

Paso 1: Estimar la electricidad generada por el ciclo abierto en la lnea base, OGX,y,

OGX,y es estimada mediante dos maneras diferentes: (i) cantidad de potencia generadaen la lnea base asumiendo datos histricos; y (ii) cantidad de potencia generada en lalnea base calculada asumiendo la situacin de carga de la planta trmica del proyecto.

(i) Cantidad de potencia generada en la lnea base asumiendo datos histricos

OGH,y = HGOC


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17 GRUPO N 3

Donde:HGOC es el promedio neto anual de generacin en MWh de la

operacin de la planta trmica en el modo de ciclo abierto basado en elregistro de cinco aos antes de empezar el proyecto. Si los datos de estoscinco aos no estn disponibles, entonces se usaran los datos del mayornmero de aos completos disponible con un mnimo de tres aos.

(ii) cantidad de potencia generada en la lnea base calculada asumiendo lasituacin de carga de la planta trmica del proyecto:

OGP,y = OC/PC * PGy

Donde:OCes la capacidad de generacin de potencia neta de la turbina

de gas de ciclo abierto o motor en MW, antes de la actividad del proyecto.PCes la capacidad de generacin de potencia neta del proyecto

en MW, incluyendo tanto la capacidad del ciclo abierto como la de laturbina de vapor; y,PGyy es la electricidad actual generada por el proyecto en al ao y

en MWh.

Paso 2: Estimar la el factor de emisin de la electricidad generada por el ciclo abierto

en la lnea base, EFOC,

EFOC, el factor de emisin de generacin en el modo de ciclo abierto en la lnea base seestima de los datos del rendimiento de la planta cuando opera en ciclo abierto usandolos datos de los 5 aos antes del comienzo del proyecto, como sigue:

EFOC = FCHIST/HGOC,x*NCV *EFCO2

Donde:

FCHIST es el promedio anual de consumo de combustible de la turbina de gas o motorde ciclo abierto, en unidades de masa o volumen, estimado usando datos de los ltimoscinco aos antes de empezar el proyecto.

HGOC,x es el promedio neto anual de generacin de la operacin de la planta trmica enel modo de ciclo abierto basado en x aos de registro de generacin antes del comienzodel proyecto;

NCVes el valor calorfico neto, o contenido de energa, por unidad de masa o volumen;y,EFCO2 Es el factor de emisin de CO2 por unidad de energa de combustible.

Paso 3: Determinar el factor de emisin del margen de operacin, EFy,

EFy, el factor de emisin del margen de operacin de la lnea base se calculara como unmargen combinado (CM), siguiendo los pasos del herramienta para calcular el factorde emisin de un sistema elctrico.

Paso 4: Determinar las emisiones de la base lnea de manera conservadora, BEy.

Las emisiones de la lnea base,BEy, del ao y son el menor valor entre las emisionesde la lnea base calculadas en base a los datos histricos de generacin de la planta,

BEH,y, y las emisiones de la lnea base calculadas basndose en el factor de carga de lasituacin del proyecto, BEP,y:


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18 GRUPO N 3

BEy = Minimum { BEH,y; BEP,y}

Fugas:

Las principales emisiones que pueden dar lugar a fugas en el contexto de la actividad deproyecto propuesta son:

(i) CH4 fugas en produccin, transporte y consumo de una mayor cantidad de gasnatural debido a la actividad del proyecto.

(ii) Emisiones derivadas de la construccin de la planta trmica.

De acuerdo con las ACM0007, las emisiones de CH4 se pueden ignorar mientras seaplica esta metodologa, si los proponentes demuestran mediante estimaciones que estasemisiones son una fraccin insignificante de la lnea base. Adems las emisionesrelacionadas con la construccin no son necesarias considerar como fugas en este tipode metodologa.

En relacin a las emisiones de CH4 se consideran insignificantes por las siguientesrazones:

1. La infraestructura de consumo de gas estaba ya construida para la planta de cicloabierto.

2. Como la actividad del proyecto usa el calor residual de las turbinas existentes, esteconsumo de gas es marginal. Solo se consideran para los quemadoressuplementarios incluidos en cada HRSG. Este consumo representa un 11%adicional y no es necesario modificar la infraestructura existente.

3. Los registros de fugas de CH4 han sido prcticamente cero. Comparado con eltamao de la reduccin de emisiones del proyecto este valor resulta insignificante.

4. La produccin de gas natural es un proyecto de carcter nacional, Ventanilla essolamente uno de varios consumidores y existe una lista larga de plantas trmicas deciclo abierto en planeamiento o en construccin. Si Ventanilla no consume gasnatural otra planta reemplazara este consumo. Por lo tanto la existencia deVentanilla no afecta la produccin de gas natural. Adems el consumo adicionaldebido al proyecto del ciclo combinado es muy pequeo para representar un rolprincipal en el consumo de gas natural del pas.

B.6.2. Datos y parmetros disponibles para la validacin:

Dato / Parmetro: NCVNG

Unidad: TJ/GgDescripcin: Valor Calorfico neto del combustible , i.e. gas naturalFuente del dato usado: IPCC 2006 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Valor

por defectoValor aplicado: 48Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios: -


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19 GRUPO N 3

Dato / Parmetro: NCVDieselUnidad: TJ/GgDescripcin: Valor calorifico del combustible , i.e. Fueloleo pesadoFuente del dato usado: IPCC 2006 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Valor

por defecto

Valor aplicado: 43Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios: -

Dato / Parmetro: EFCO2Unidad: tCO2/TJDescripcin: CO2 Factor de emission del combustible fosil, i.e. gas naturalFuente del dato usado: IPCC 2006 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories Valor

por defecto.Valor aplicado: 56.100Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios:-

Dato / Parmetro: HGOCUnidad: MWh

Descripcin: Promedio neto anual de generacin de la operacin de la planta trmica enciclo abierto.Fuente del dato usado: COESValor aplicado: 691,853.60Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

Este es un dato histrico basado en los tres aos anteriores a la actividad delproyecto. Como dato histrico no cambia en el futuro. Para el clculo delfactor de carga de la planta en ciclo abierto.

Comentarios:Este es un dato histrico basado en los 5 ltimos aos antes de la actividaddel proyecto. Como dato histrico, no cambia en el futuro.

Dato / Parmetro: OCUnidad: MW

Descripcin:Capacidad neta de generacin de potencia de las turbinas de gas de cicloabierto o motor (antes de la actividad del proyecto)

Fuente del dato usado: Test de potencia instalada conducida por el COESValor aplicado: 160 cada turbina. 320 en total.Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios: -


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20 GRUPO N 3

Dato / Parmetro: PCUnidad: MW

Descripcin:Capacidad neta de potencia instalada del proyecto, tanto del ciclo abiertocomo de la turbine de vapor.

Fuente del dato usado: Fabricante

Valor aplicado: 500Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios: -

Dato / Parmetro: FCHIST(Gas Natural)Unidad: Toneladas

Descripcin:Consumo histrico de combustible del proyecto en generacin en cicloabierto.

Fuente del dato usado: Ministerio de Energa y MinasValor aplicado: 143,794.07Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de losmtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

-

Comentarios:Promedio de consume de combustibles fsiles (Equivalente de Gas natural)de los ltimos 5 aos.

Dato / Parmetro: EFCO2,i,y ; EFCO2,m,i,y

Unidad: tCO2/GJ

Descripcin: Factor de emisin de CO2 del combustible fsil tipo i en el ao y.Fuente del dato usado: IPCC valores por defecto en el lmite menor de incertidumbre en un 95% de

de intervalo de confianza segn lo previsto en la tabla 1.4 del captulo 1 delVol.2 (Energa) delIPCC Guidelines on National GHG Inventories del2006.

Valor aplicado:

Gas oleo = 72,600 Gas oleo residual = 75,500 Gas natural = 54,300Carbn = 87,300

Justificacin de la eleccindel dato o descripcin de

los mtodos de medicin yprocedimientos aplicados.

El factor de emisin de CO2 es usado para calcular el coeficiente de emisinde la planta trmica en la red. Paso necesario para determinar la emisin de

la lnea base de la red de acuerdo a herramienta para calcular el factor deemisin de un sistema elctrico.

Comentarios: -

B.6.3. Calculo de las Emisiones de Reduccin antes del Proyecto

Segn ACM0007, la extensin en el espacio del proyecto abarca la planta de energa enel sitio del proyecto y todas las plantas de alimentacin conectadas fsicamente a la redelctrica a la que se conecta la planta del proyecto de energa MDL. ACM0007 seutiliza para el clculo de reduccin de emisiones antes de las exigencias del proyecto,esta estimacin previa, a efectos ilustrativos, ser objeto de seguimiento a posteriori, deacuerdo con la metodologa.


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21 GRUPO N 3

La Planta de Energa Ventanilla inici sus operaciones en 1998 y los datos se hanacumulado desde entonces. Por lo tanto, los datos histricos de referencia se basan enejercicios anuales de 12 meses a partir de octubre de 2001 y contables durante cincoaos completos, hasta septiembre de 2006.

Reduccin de emisiones:

Segn AMC0007, la siguiente ecuacin se aplica para calcular las exigenciasambientales:

ERy= BEy - PEy - Ly ;Donde:

ERy son las reducciones de emisiones debidas a la actividad de proyecto durante el aoy en toneladas de CO2;

BEy son las emisiones de referencia, debido al desplazamiento de la electricidad durante

el ao y en toneladas de CO2;PEy son las emisiones del proyecto durante el ao y en toneladas de CO2, y,Ly son las emisiones de fugas durante el ao y en toneladas de CO2.

(a) Las Emisiones del Proyecto:

Como se detalla en la Seccin B.6.1 las emisiones del proyecto de conversin de ciclocombinado de Ventanilla estn representadas por la frmula:

Donde:

FGTi,y es la cantidad de combustible i, enuna unidad de masa o volumen,que se consume para operar la turbina de gas enel ao y;FSTj,yes el combustible complementario j, en unidades de masa o volumen, quese consume en la caldera de recuperacin para operar la turbina de vapor en elao y;

NCV es el valor calorfico neto, o contenido energtico por unidad de masa ovolumen del combustible utilizado, y,EFCO2 es el factor de emisin de CO2 por unidad de energa del combustibleutilizado

A efectos de los clculos previos al proyecto, se consideran los siguientessupuestos:

Supuesto 1 en PEGTy: La estimacin de las emisiones ex-ante se realizaconsiderando la utilizacin de combustibles fsiles para operar la turbina de gas(PEGTy), se estim en primer lugar, la estimacin de FGTi,y. En las

instalaciones del proyecto se utiliza nicamente gas natural, el consumo decombustible de las turbinas de gas se proyect basado en el factor de carga

PEy = PEGTy + PESTy

PEGTy = iFGTi,y * NCVi * EFCO2,i

PESTy = iFSTj,y * NCVj * EFCO2,j


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22 GRUPO N 3

esperada de la planta y el rendimiento histrico de las turbinas de gas. Con estainformacin, se determino el consumo de combustible que se espera del gasnatural. En el futuro el consumo de combustible va a ser calculado a posterioricon los datos reales.

Planta Tecnologa CombustibleEficiencia

(1)PFR/

MWh(2)MWh(3)

AnualPFR/MWh

(TJ/year)

NCV(TJ/to

n)

Consumo deCombustibleAnual (ton)

VentanillaTurbina a

GasGas Natural

37.00% 0.00973 2,522,880 24,547 0.0480 511,394.59

Tabla 5: El clculo previo del consumo de combustible de las turbinas de gas

1. Fuente: Datos histricos2. PFR/MWh = Frmula del consumo de combustible por MWh = MWh * 3.6 *10 ^ 9 / (NEC * 10 ^ 12)

3. El factor de carga ser de 90% cuando el ciclo combinado est enfuncionamiento.

A continuacin, datos de las Directrices del IPCC para los inventarios nacionalesde gases 2006, la cual se utiliz para calcular el Velocidad de conduccin NCVy EFCO2 de la siguiente manera:

Gas Natural Unidad Fuenta

2006 IPCC Guidelines forNCV 48.00 Tj/Gg National Greenhouse Gas

Inventories, Page 1.18

2006 IPCC Guidelines for

EFCO2 56.10 TCO2/Tj National Greenhouse GasInventories, Page 1.24

Tabla 6: Calculo de NCV y EFCO2

Supuesto 2 en PESTy: La estimacin de las emisiones ex-ante de lautilizacin de combustibles fsiles adicionales con el fin de operar la turbina de

vapor (PESTy) se estim sobre la base de informacin por parte deldesarrollador del proyecto y las especificaciones de los equipos. Con estos dossupuestos, las emisiones del proyecto de la conversin de ciclo combinadodurante el primer perodo de acreditacin se calcularon y se resumen en lasiguiente tabla:

Tabla 7: Emisiones Resultantes de la conversin de Ciclo Combinado

Ao PEy PEGTy PESTyFGTi,y

(ton)FSTj,y

EFCO2

(tCO2/Tj )

1 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10


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23 GRUPO N 3

2 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

3 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

4 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

5 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

6 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

7 1,454,849 1,377,083 77,766 511,395 28,879 56.10

(b)El Escenario Base (emisin):

Segn ACM0007, el escenario base es la siguiente: la electricidad se genera por laoperacin de la planta de energa en modo de ciclo abierto, y por las centrales elctricas

conectadas a la red. Las emisiones de referencia para el ao y se calculan de la siguientemanera:

BEX,y = (EFOC *OGX,y ) + (EFgrid,y * (PGy - OGX,y ))

Donde:EFOC es factor de emisin para las plantas en funcionamiento en el modo de cicloabierto en tCO2/MWh;OGX,y es la electricidad generada por el ciclo abierto en la lnea de base;PGy es la electricidad real generada por el Proyecto en el ao y, y,EFgrid,yes el factor de emisin de CO2 para la electricidad desplazada debido a laactividad de proyecto durante el ao y.

Desde hace mucho los combustible se han utilizado en las turbinas de gas existentes, esdecir, gas natural y diesel, el clculo de referencia asumir el factor de emisin delcombustible con menos carbono que se ha utilizado antes o despus de la ejecucin delproyecto, que es el gas natural.

Paso 1: Estimacin de la electricidad generada por el ciclo abierto en la lnea debase, OGX,y

(i) Asumiendo como Linea Base los datos histricos de la generacin de potencia

OGH,y = HGOC

Donde:HGOCes el promedio de generacin anual neto de la operacin de la planta de energaen el modo de ciclo abierto en torno a cinco aos de registros de generacin, antes decomenzar el proyecto.

Tabla 8: Clculo de la generacin media anual

Ao 1Jul 01 Jun 02

Ao 2Jul 02 Jun 03

Ao 3Jul 03 Jun 04

Ao 4Jul 04 Jun 05

Ao 5Jul 05 Jun 06

Generacion Anual

(MWh) 18,358 2,340 151,870 1,622,450 1,664,467


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24 GRUPO N 3

Generacion MediaAnual (MWh) 691,897

Por lo tanto, la generacin neta anual de la operacin de la planta de energa en modo deciclo abierto, basado en cinco aos de los registros de generacin antes de la puesta deeste proyecto es:

HGOC= 691,897 MWh

(ii) Importe de la generacin de energa de referencia calculado, suponiendo unasituacin de carga completa de la planta.

OGP,y = OC/PC * PGy

Donde:

OC es la generacin de energa neta capacity* de la turbina de gas de ciclo abierto o enel motor antes del proyecto;PC es la capacidad instalada neta de generacin elctrica del Proyecto que incluye tantoel ciclo abierto ms el capacidad de la turbina de vapor, y,PGy es la electricidad real generada por el Proyecto en el ao y.

Los clculos resultantes son los siguientes:

OC = 320 MWPC = 500 MWPGy = 3.942.000 MW entre los aos 1 - 7, suponiendo un aumento de la capacidad de180 MW, el factor de carga de 90%, y 8.760 horas al ao.

* Capacidad neta se define como la capacidad bruta menos los consumos auxiliares dela planta.

Paso 2: Estimacin del factor de emisiones de la electricidad generada en elmodo de ciclo abierto en la lnea de base, EFOC:

El factor de emisin para la generacin modo de ciclo abierto en la lnea de base, EFOC,viene dado por los datos histricos del rendimiento de la planta cuando sta opera enciclo abierto, durante 5 aos antes del inicio del proyecto.

EFOC se calcula de la siguiente manera:

EFOC= FCHIST/ HGOC,x * NCV * EFCO2

Donde:

FCHIST es el consumo anual medio de combustible de la turbina de gas de ciclo abierto,en unidades de masa o volumen, calculado a partir de los datos durante cinco aos antesdel inicio del proyecto;HGOC,xes la media de la generacin neta anual de la operacin de la planta de energaen modo de ciclo abierto sobre la base de x aos de registros de la generacin anterior alinicio del proyecto;NCV es el valor calorfico neto, o el contenido de energa, por unidad de masa ovolumen del combustible, y,EFCO2es el factor de emisin de CO2 por unidad de energa de combustible.


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25 GRUPO N 3

Tabla 8: Estimacin de EFoc

Fuente: Estadsticas anuales para el sector elctrico. Ministerio de Energa y Minas

Tabla 9: Datos auxiliares para la estimacin de EFoc

NaturalGas

Diesel Unit Source

NCV 48.00 43.00 Tj/Gg2006 IPCC Guidelines for National

Greenhouse Gas Inventories. Page 1.18

EFCO2 56.10 tCO2/Tj2006 IPCC Guidelines for National

Greenhouse Gas Inventories.. Page 1.24

Densidad 0.74 0.84For NG: kg/m3

For D2:Kg/litter

World Bank. Greenhouse GasAssessment Handbook. Sep. 1998.

Page.135

Densidad por galon 3.18 kg/gallon Project Developer

Equivalencia de un galn dediesel a 1 m3 de gas natural

3.84 Project Developer

Con estos supuestos, el consumo medio anual de combustible del motor de ciclo abiertoy el promedio neto anual de generacin por la operacin de la planta de energa en el

modo de ciclo abierto basado en x aos de registros de generacin anterioral inicio del proyecto se resumen a continuacin:

Ao 1 Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Total Ao 1Consumo (Gal D2)

0.00 0.00 0.00246,124.0

00.00

496,566.00

0.00 0.00819,322.0

00.00 0.00 0.00

Consumo (m3 de Gas Natural) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Total en m3 de gas natural eq. 0.00 0.00 0.00946,314.3

50.00

1,909,230

.840.00 0.00

3,150,185

.140.00 0.00 0.00 6,005,730.33

Total Produccin deElectricidad (GWh)

0.00 0.00 0.00 3.26 0.00 5.68 0.00 0.00 9.41 0.00 0.00 0.01 18.358

Ao 2 Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Total Ao 2Consumo (Gal D2) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 196,287.0

02,156.00 0.00 0.00


Total en m3 de gas natural eq. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00754,697.6

58,289.54 0.00 0.00 762,987.19

Total Produccin deElectricidad (GWh)

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.34 0.00 0.00 0.00 2.340


0.00 0.002,558,084

.000.00 0.00 18,488.00 0.00 0.00 0.00 0.00 84,000.00

10,522,458.00


Total en m3 de gas natural eq. 0.00 0.009,835,495

.940.00 0.00 71,083.92 0.00 0.00 0.00 0.00

322,968.93

40,457,464.61 50,687,013.40

Total Produccin deElectricidad (GWh) 0.00 0.00 3.58 0.00 0.00 0.22 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 148.07 151.870

Ao 4 Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Total Ao 4

Consumo (Gal D2) 11,031,147.00 7,847,877.00 3,879,252.00 502,853.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Consumo (m3 de Gas Natural)

0.00 0.0034,938,58

5.0039,059,51

9.0043,615,52

3.0029,962,06

5.0033,815,15

6.0026,144,36

7.0032,542,25

4.0033,573,42

2.0057,010,77

1.0043,962,76

1.00

Total en m3 de gas natural eq.42,413,30

6.7930,174,05

3.0549,853,79

7.8240,992,92

2.5343,615,52

3.0029,962,06

5.0033,815,15

6.0026,144,36

7.0032,542,25

4.0033,573,42

2.0057,010,77

1.0043,962,76

1.00 464,060,399.19

Total Produccin deElectricidad (GWh) 160.41 110.44 143.10 146.35 151.11 105.93 110.87 84.34 111.35 115.14 216.17 167.24 1,622.450


0.00 22,512.00228,522.0

04,425.00

179,029.00

0.00 0.00 0.00 84,966.00 0.00 0.00 0.00

Consumo (m3 de Gas Natural) 59,850,502.00

46,585,081.00

52,141,904.00

26,886,357.00

45,070,303.00

46,423,462.00

32,956,763.00

34,673,758.00

14,925,714.00

2,955,129.00

37,337,594.00

48,261,622.00

Total en m3 de gas natural eq.59,850,50

2.0046,671,63

6.6753,020,54

0.9826,903,37

0.5445,758,64

5.9246,423,46

2.0032,956,76

3.0034,673,75

8.0015,252,39

7.082,955,129

.0037,337,59

4.0048,261,62

2.00 450,065,421.19

Total Produccin deElectricidad (GWh) 230.64 179.31 202.27 102.78 172.71 174.08 110.25 116.84 47.11 10.24 139.40 178.85 1,664.467


26/32


26 GRUPO N 3

FCHIST media anual en metros cbicos de gas natural equivalente = 194,316,310.26FCHIST media anual en toneladas de equivalente de gas natural = 143,794.07HGOC,xmedia anual MWh = 691,897.00

Y el factor de emisiones de la electricidad generada en el modo de ciclo abierto en lalnea de base es:

EFOC= 0.560 tCO2/MWh

Paso 3: Determinar el factor de emisiones para el margen de explotacin, EFy:

El factor de emisin de referencia,EFy se calcula como un CM, siguiendo la gua de laTool to Calculate the Emission Factor for an Electricity System. De acuerdo con estaherramienta, el factor de emisin de referencia se calcula comola media ponderada del factor de emisin del margen de explotacin (EFOM,y) y la

construccin de factor de emisin del margen(EFBM,y) donde la wOMpesos y wBM,por defecto, son un 50% (es decir, wOM = wBM =0,5). Esto se presenta acontinuacin:

6 Pasos para calcular la estimacin de las emisiones antropognicas para el proyecto:

Paso 3.1: Identificar el sistema de relevancia de la energa elctrica.Paso 3.2: Seleccione un mtodo de OM.Paso 3.3: Calcular el factor de operacin de emisin del margen de acuerdo con elmtodo seleccionado.Paso 3.4: Identificar la numero de las unidades de energa que se incluirn en elmargen de construccin (BM).

Paso 3.5: Calcular el factor de emisin del margen de construccin.Paso 3.6: Calcular el margen combinado factor de emisiones.

Paso 3.1: Identificar el sistema de relevancia de la energa elctrica

El proyecto suministra electricidad para el SEIN y est conectado a travs de lasubestacin de Ventanilla ubicada en las instalaciones del proyecto.

Paso 3.2: Calcule el factor de operacin de emisin del margen

Fuera de las cuatro opciones para el OM, el Despacho de Anlisis de Datos OM (OM-DD) fue seleccionada. El mtodo simple OM no puede utilizarse, ya que su bajo costo,

se debe a la gestin de recursos que constituyen ms del 50% de la generacin total dela red en Per. Adems, no era necesario utilizar el mtodo simple ajustado OM o elenfoque Promedio OM porque el detalle del envo de datos est disponible.

Paso 3.3: Calcule el factor de operacin de emisin del margen de acuerdo con elmtodo seleccionado.

La frmula para el factor de emisin OM-DD (EFgrid,OM-DD,y) utilizado fueproporcionado por la herramienta de la siguiente manera:

EFgrid,OM-DD,y = hEGPJ,h*EFEL,h/EGPJ,y


27/32


27 GRUPO N 3

Donde,EFgrid,OM-DD,y es el factor de margen operativo de emsion de CO2 del anlisis de datosen el ao y;

EGPJ,h es la electricidad desplazada por la actividad del proyecto en la hora hdel ao y;

EFEL,DD,h es el factor de emisin de CO2 para las unidades de alimentacin en laparte superior de la expedicin en la hora h del ao y;EGPJ,y es el total de electricidad desplazada por la actividad de proyecto en elao y;

h es el nmero de horas en el ao y en el que la actividad del proyecto esdesplazado a la red elctrica;

y es el ao en que la actividad del proyecto es la electricidad desplazado ala red.

Para este clculo, se utiliz la generacin por hora del 2006, que son los datos msrecientes disponibles. En el momento en que el Proyecto de Estudio de Lnea Base setermin, la generacin de datos por hora an no exista para toda un ao. Por lo tanto, se

asumi que el proyecto funciona en el 88,2% de la capacidad siendo conservador, quees poco menos que el factor de carga esperada de 90% del proyecto.

Teniendo en cuenta este supuesto, las variables se definieron como sigue:

EGpj,y es una "aproximacin" de la electricidad total generada por el proyecto en el2006. Se calcul multiplicando el 90% de la capacidad instalada de los tiempos delproyecto 8760, y,

EGpj,h es una "aproximacin" de la electricidad total generada por el Proyecto en cadahora del ao 2006. Se asumi el proyecto generaba el 88,2% de su capacidad totalinstalada de 500 MW en cada hora.

Como los datos horarios de consumo de combustible no est disponible, entonces elfactor de emisiones por hora se determina en base a la eficiencia energtica de la unidadde potencia y el tipo de combustible utilizado, de la siguiente manera:

EFEFEFEFEL,DD,hEL,DD,hEL,DD,hEL,DD,h= nEGn,hx EFEL,n,y / nEGn,h

Donde:

EFEFEFEFEL,DD,hEL,DD,hEL,DD,hEL,DD,h es el factor de emisin de CO2 para las unidades de alimentacin en la

parte superior de orden de despacho en hora "h" en el ao y;

EGn,h es la cantidad nNet de electricidad generada y entregada a la red porn de poder en la hora h;EFEL,n,y es el factor de emisin de CO2 de la potencia n en el ao y;n es el nmero de unidades de energa en la parte superior de ladespacho*, y,

h es el nmero de horas en el ao y en el que la actividad del proyectoest desplazando red elctrica.

* En cada hora "h", la generacin de cada unidad de energa debe ser apilados en elorden de mrito. El grupo de potencia n en el margen de envo incluye las unidades enla parte superior del x% del total de electricidad enviados en la hora h, donde x% esigual al mayor de: (a) 10%; o (b) la cantidad de electricidad desplazada por la actividad

del proyecto durante la hora h dividido por la generacin total de electricidad en la reddurante esa hora h.


28/32


28 GRUPO N 3

La siguiente tabla muestra el EFEL,n,y of the allde todas las unidades trmicas delSEIN. Cada factor de emisin ha sido calculado segn la orientacin para el MOsimple, utilizando la opcin B2.

Thermal Plants Technology Fuelm,y Real

NECs (1)

EFCO2 (2)KgCO2/Tj

CO2 Emissions Factor(tCO2/MWh) (3)

ag_tg1 AGUAYTIA 1 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 31.00% 54,300 0.631

ag_tg2 AGUAYTIA 2 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 30.00% 54,300 0.652

bvista1 BELL MAN 1,2 Diesel 2 / Residual Diesel 2 37.00% 72,600 0.706

bvista2 BELL MAN 1,2 Diesel 2 / Residual Diesel 2 31.00% 72,600 0.843

calana123

CALANA 123 Diesel 2 / Residual Residual 6 40.00% 75,500 0.680

calana4 CALANA 4 Diesel 2 / Residual Residual 6 37.00% 75,500 0.735

ccomb C. COMBINADO Combined Cycle Gas-Steam Diesel 2 29.00% 72,600 0.901

Chil1 CHILCA TG1 GAS Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 36.00% 54,300 0.543

chi_slz12 SULZER CHILINA Diesel 2 / Residual Diesel 2 42.00% 72,600 0.622

chicl_o DS CHICLAYO OESTE-D Diesel 2 / Residual Residual 6 35.00% 75,500 0.777

chiltv2 TV2 CHILINA Steam Turbine / Residual R500 21.00% 75,500 1.294

chiltv3 TV3 CHILINA Steam Turbine / Residual R500 23.00% 75,500 1.182

chimb TG1 CHIMBOTE Gas Turbine Diesel Diesel 2 25.00% 72,600 1.045

cnp_mann

DS PACAS-MAN Diesel 2 / Residual Diesel 2 31.00% 72,600 0.843

cnp_slz DS PACAS-SULZER Diesel 2 / Residual Diesel 2 36.00% 72,600 0.726

dolores1 DOL ALCO 1-2 GM 1-2-3 Diesel 2 / Residual Diesel 2 33.00% 72,600 0.792dolores2 DOL ALCO 1-2 GM 1-2-3 Diesel 2 / Residual Diesel 2 33.00% 72,600 0.792

ilo1catk KATCATO (ENERSUR) Diesel 2 / Residual Diesel 2 38.00% 72,600 0.688

ilo1tg1 TG1 ILO Gas Turbine Diesel Diesel 2 30.00% 72,600 0.871

ilo1tg2 TG2 ILO Gas Turbine Diesel Diesel 2 32.00% 72,600 0.817

ilo1tv1 ILO TV1 Steam Turbine / Residual R500 35.00% 75,500 0.777




ilo2_carb TV CARBON ILO II Steam Turbine / Coal Coal 41.00% 87,300 0.767

mal_tg1 TG1 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 21.00% 54,300 0.931



mal_tg4 TGN4 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 28.00% 54,300 0.698

moll123 MOLLENDO 1,2,3 Diesel 2 / Residual R500 43.00% 75,500 0.632

molltg1 TGM1 MOLLENDO Gas Turbine Diesel Diesel 2 30.00% 72,600 0.871

molltg2 TGM2 MOLLENDO Gas Turbine Diesel Diesel 2 32.00% 72,600 0.817

paita1 DS PAITA1 Diesel 2 / Residual Diesel 2 35.00% 72,600 0.747

paita2 DS PAITA2 Diesel 2 / Residual Diesel 2 32.00% 72,600 0.817

piura1 DS PIURA1 Diesel 2 / Residual Residual 6 37.00% 75,500 0.735

piura2 DS PIURA2 Diesel 2 / Residual Residual 6 34.00% 75,500 0.799

shcummins

CUMMINS Diesel 2 / Residual Diesel 2 40.00% 72,600 0.653

shou_tv1 TV1 SHOUGESA Steam Turbine / Residual R500 29.00% 75,500 0.937



sullana DS SULLANA Diesel 2 / Residual Diesel 2 34.00% 72,600 0.769

taparachi TAPARACHI Diesel 2 / Residual Diesel 2 36.00% 72,600 0.726

tg_piu TG PIURA Gas Turbine Diesel Residual 6 26.00% 75,500 1.045

truji TG TRUJILLO Gas Turbine Diesel Diesel 2 23.00% 72,600 1.136

tumbes TUMBES Diesel 2 / Residual Residual 6 43.00% 75,500 0.632

uti_5 TG S.ROSA UTI5 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 26.00% 54,300 0.752

uti_6 TG S.ROSA UTI6 Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 26.00% 54,300 0.752

westin TG WESTINGHOUSE Gas Turbine Natural Gas Natural Gas 31.00% 54,300 0.631

yarinac Yarinacocha (5) Diesel 2 / Residual Residual 6 43.00% 75,500 0.632

Table 16: Factores de emission de Plantas termicas en el SEIN.

(1) Source: COES. Estadistica de Operaciones 2005. Cuadro No 4.7. Eficiencia Termica %(2) See table 2 bellow Table #2 Type of Fuel

D2 Residual Natural Gas Coal

EFco2(Kg/Tj)

72,600 75,500 54,300 87,300

Source: IPCC default values at the lower limit of the uncertainty at a 95% confidence interval as provided in table 1.4 of Chapter1 of Vol. 2 (Energy) of the 2006IPCC Guidelines on National GHG Inventories

(3) CO2 emission factor of power unit EF =( EFco2*0.0036)/(m,y*1000). Source: EB 35 , Annex 12, "Tool to calculate the emission factor for an electricitysystem Version 1.Page 7. Equation 4.


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29 GRUPO N 3

LA informacin de la generacin por hora de todas las plantas en el SEIN y su factor deemisin asociado se ha introducido usando Excel y organizado en columnas donde laposicin de las columnas fue determinada por el orden despacho mensual de la red: estaorganizacin ayudo a identificar las plantas que caen el x% superior.

El factor de emisin DDA-OM resultante fue calculado como sigue:

EOMy/ EGy =2,452,442/3,863,160 = 0.63483 tCO2//MWh

Paso 3.4: Identificar el conjunto de Unidades de Potencia a incluir en el Margen deconstruccin (BM)

De acuerdo a la herramienta, el BM esta definido por la media ponderada de losfactores de emisin de generacin o: (1) las cinco plantas trmicas construidas msrecientemente (BM1), o (2) las plantas trmicas construidas ms recientemente del 20 %del total de la generacin (BM2), cualquiera que sea al grupo , la generacin anual esmayor. Los dos grupos deben excluir las plantas que estn registradas como proyectos.

En trminos de la cosecha de datos, los participantes del proyecto han elegido la opcin(2): para el primer periodo de crdito, el factor de emisiones de margen de construccindeber actualizarse anualmente, a posteriori. Cualquier adicin a la capacidad instaladadel SEIN ser identificado y tomado en cuenta: la siguiente tabla muestra las adicionesde capacidad al SEIN y su generacin anual: la Generacin anual de las adicionesincluidas en esta tabla para los clculos ex-ante son del 2006, ltimo ao en el cual lainformacin estaba disponible pblicamente.

Plant Date Technology

Installed

Capacity

Added (MW)

2006 total

installed

capacity

% of total

installed

capacity.

2006 total

production in

GWh

2006 Gen

(GWh) of the

new addition

TG11 Chilca Dic-06 Gas turbine Natural Gas 175.96 175.96 100% 89.494 89.49

Santa Rosa UTI 5 y 6 Ago-06 Gas turbine Natural Gas 109.8 109.8 100%

185.78185.78

YUNCAN Ago-05 Hydro 136.76 136.76 100% 838.97 838.97

Santa Rosa(Westinghouse) Jun-05 Gas turbine Natural Gas 127.7 127.7 100% 525.79 525.79

Yarinacocha Mar-03 Diesel 2 / Residual 25.6 25.60 100% 73.77 73.77

Arcata Abr-03 Hydro 5.278 5.28 100% 35.65 35.65

Huanchor Nov-02 Hydro 19.6 19.60 100% 132.93 132.93

Machupichu Oct-01 Hydro 85.8 85.80 100% 740.37 740.37

San Nicolas Cummins Jun-01 Diesel 2 / Residual 1.25 1.25 100% 0.95 0.95

Tumbes Jun-01 Diesel 2 / Residual 18.339 18.34 100% 42.38 42.38

Chimay Oct-00 Hydro 150.9 150.90 100% 894.24 894.24

Ilo2 Ago-00 Steam Turbine / Coal 141.1 141.10 100% 880.98 880.98

Yanango Feb-00 Hydro 42.6 42.60 100% 213.54 213.54

San Gaban II Feb-00 Hydro 113.1 113.10 100% 769.48 769.48

Caon del Pato Nov-99 Hydro 92.682 263.49 35% 1482.29 521.39

Tabla 17: Adiciones de Capacidad en el SEIN (1999-2006)

En esta tabla se puede ver que las ltimas cinco construcciones de plantas hasta el 2006fueron las plantas trmicas de TG1 Chilca, UTI 5 y 6, Yuncan Hydro, Santa Rosa(Westinghouse), y Yarinacocha, con un total de generacin anual del 1,714 GWh. Porotro lado las plantas trmicas construidas ms recientemente del 20 % del total de lageneracin de la red fueron mayores que 4,644 GWh, por lo tanto este ltimo grupo fueseleccionado para el clculo del BM. La lista de la tabla 17 compromete las ms

recientes plantas trmicas del 20 % del total de la potencia generada, hasta la puesta enmarcha de Yanango en febrero del 2000.


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30 GRUPO N 3

Paso 3.5: Calculo del factor de Margen de emisin de construccin:

El factor de margen de emisin de construccin es el promedio ponderado del factor deemisin (tCO2/MWh) de todas las unidades de potencia m durante el ao ms reciente ypara el cual est disponible los datos de generacin, calculado como sigue:

EFgrid BMy = [m EG,m,y, x EFEL,m,y] / [mGENmy]

Donde:

EFgrid BMy es el factor de emisin de CO2 de margen de construccin en el ao y;EG,m,y es la cantidad neta de electricidad generada y entregada a red por la unidad depotencia m en el ao y;

EFEL,m,y Es el factor de emisin e Co2 de la unidad de potencia m en el ao y;m es el nmero de unidades de potencia incluidas en el BM; y,y es el ao ms reciente de donde existan datos disponibles de la generacin de

potencia.En la siguiente tabla, la muestra seleccionada de las ms recientes plantas trmicasconstruidas se ha organizado por su generacin de electricidad anual, los pesos conrespecto al total de generacin de la muestra y sus factores de emisin. Multiplicandolos factores de emisin de cada planta por su peso asignado y luego sumando losresultados se obtiene el promedio ponderado de la muestra seleccionada. El resultadodel BM2 es 0.27279 tCO2/MWh para el ao 2006.

Plant Name Most Recent Year Gen (MWh) % per CO2 emission Factor

TG11 Chilca 89 1.92% 0.543Santa Rosa UTI 5 y 186 3.99% 0.752YUNCAN 839 18.02 0.000

Santa Rosa(Westinghouse) 526 11.30 0.631Yarinacocha 74 1.58% 0.632

Arcat 36 0.77% 0.000Huanchor 133 2.86% 0.000

Machupichu 740 15.91 0.000San Nicolas Cummins 1 0.02% 0.653

Tumbes 42 0.91% 0.632Chimay 894 19.21 0.000

Ilo2 881 18.93 0.767Yanango

214 4.59% 0.000Tota 4,655 100 0.2727Weighted average emission

factorTabla 18: clculo del BM

BM2=0.2727 tCO2//MWh

Paso 3.6: Calculo del factor de emisin de margen combinado.

El factor de emisin de la lnea base fue calculado como Cm , que es la media de los

OM y los BM . Todos estos resultados expresados en tCO2/MWh.CM = 0.5*OM + 0.5*BM


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31 GRUPO N 3

CM = 0.5*(0.63483) + 0.5*(0.27279) = 0.454 tCO2/MWh

El resultado de el factor de emisin de la lnea base es 0.454 tCO2/MWh.

Pas 4: Determinar las emisiones de la lnea base de manera conservadora:

Las emisiones de la lnea base BEydel ao y es el menor valor entre las emisiones delnea base calculadas en base a los datos histricos de la generacin de potencia, BEH, y,y las emisiones de lnea base calculados en base al factor de carga de la situacin deproyecto, BEP, y:

BEy = Mnimo { BEH,y; BEP,y}

Donde:

BEX,y = (EFOC *OGX,y ) + (EFgrid,y * (PGy - OGX,y ))Con estos supuestos las emisiones de la lnea base para el primer periodo de crditoestos resumidos en la siguiente tabla.

Tabla 19: Emisiones de la lnea base en el primer periodo de crdito

Year BEy BEH,y BEP,yEFO

COGH,y OGP,y

EFgrid,

yPGy

1 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.000.454 3,942,000.00

2 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.00

0.454 3,942,000.003 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.00

0.454 3,942,000.00

4 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.000.454 3,942,000.00

5 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.000.454 3,942,000.00

6 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.00 0.454 3,942,000.00

7 1,862,144.64 1,862,144.64 2,055,901.70 0.56 691,897.00 2,522,880.00 0.454 3,942,000.000

(c) Fugas:

De acuerdo con la ACM0007, el principal tipo de fuga que ocurre es la fuga deemisiones de metano en la produccin , transporte y consume del aumento de lacantidad de gas natural consumida por la actividad del proyecto. Las emisiones debidasa la construccin de la plana trmica pueden ser ignoradas cuando se aplique estametodlogias asi como las emisiones de metano , si los propoentes del proyectodemuestran a travs de estimaciones que estas emsiones son una fraccin irrelevante delal lnea base.LA produccin de gas natural es totalmente independiente de la instalacin del proyectoy el gas natural sobrante del consume no es vendido en ningn otro sitio. Las fugasdurante el transporte son tambin insignificantes ya que los gasoductos de gas natural dela instalacin estn preparados para cualquier requerimiento de gas natural demandadopor la instalacin. En la planta existe un sistema de mitigacin conectado a una llamapara evitar fugas de gas metano durante la operacin del proyecto. Un ingeniero de


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seguridad est continuamente controlando las bridas de medicin para medir cualquierfuga de emisin de metano. Este es uno de varias acciones de prevencin hechas por eloperador del proyecto, como por ejemplo el uso de proteccin catdica para proteger lacorrosin como rutina de mantenimiento.

B.6.4 Resumen de la estimacin de reduccin de emisiones ex-ante:

Basado en los clculos descritos, la implementacin de la actividad del proyecto darcomo resultado del clculo conservador de las estimaciones de reduccin de emisionesaproximadamente 2, 851,070 tCO2e para el primer periodo de crdito.

Tabla 20: EstimacinEx-ante de las ERs del proyecto

YearProject Emissions

(tCO2e)Baseline Emissions

(tCO2e)Leakage (tCO2e)

Overall EmissionReductions (tCO2e)

1 1,454,849 1,862,145 407,296

2 1,454,849 1,862,145 407,2963 1,454,849 1,862,145 407,296

4 1,454,849 1,862,145 407,296

5 1,454,849 1,862,145 407,296

6 1,454,849 1,862,145 407,296

7 1,454,849 1,862,145 407,296

Total tCO2e 10,183,943 13,035,012 2,851,070

Proyecto PDD Ciclo Combinado

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