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Espacios. Vol. 37 (Nº 11) Año 2016. Pág. 24

Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas como Alternativa para el Mecanismo de Desarrollo Limpio en Antioquia, Colombia

Small Hydro Power Plants as an alternative to Clean Development Mechanism in Antioquia

Eduardo Alexander DUQUE Grisales 1; Juan David GONZALEZ Ruíz 2; Juan Carlos RESTREPO Restrepo 3; Luis Diego VÉLEZ Gómez 4

Recibido: 15/12/15 • Aprobado: 12/02/2016

Contenido

1. Introducción

2. MDL y el mercado de Carbono

3. Potencial Hidroeléctrico en Antioquia

4. Modelos de valoración económica de emisiones en proyectos hidroeléctricos

5. Conclusiones

6. Referencias

1. Introducción

En la última década, el mundo ha venido sufriendo las consecuencias del cambio climático, debido al uso excesivo de combustibles de origen fósil y a la alta emisión de gases efecto invernadero (GEI). Este efecto ha generado la firma de tratados, como el Protocolo de Kioto (PK), con objetivos claros en la limitación de emisiones de GEI para los países desarrollados, incluso para países en vía de desarrollo (UNFCCC, 2013).

Desde el punto de vista del cambio climático, es irrelevante determinar donde se reducen las emisiones, porque los efectos del cambio climático se producen, y sus causas se combaten, a escala global. Sin embargo, desde el punto de vista económico, es más rentable reducir las emisiones allí donde salga más barato hacerlo. El esfuerzo que los países desarrollados tendrían que hacer para modificar su industria nacional es mayor que el que les supondría si decidiesen ayudar a la implantación de tecnologías limpias en países en vía de desarrollo.

Con base en dicho argumento, el protocolo de Kioto ha desarrollado, junto a las medidas de acción interna para contener las emisiones, unos "mecanismos de flexibilidad", los cuales generan diferentes bonos de carbono, como incentivo a los proyectos que reduzcan emisiones de GEI (Lee, Park, Kim, Kim, & Kim, 2013). Dentro de estos mecanismos, se encuentra el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), mediante el cual los países en desarrollo pueden participar del esfuerzo global de mitigación del cambio climático. A través de esta iniciativa, estos países reciben un flujo de recursos por la ejecución de proyectos que reducen las emisiones de GEI, recursos que se originan en la venta de certificados de reducción de emisiones llamados "CERs".

El Mecanismo de Desarrollo Limpio desarrolla proyectos pero en países que pertenecen a las "Partes no incluidas en el Anexo I", es decir, en países en vía de desarrollo. Este mecanismo tiene dos objetivos claros. El primero de ellos consiste en que el país del Anexo I reciba una ayuda para cumplir con su compromiso del PK; y el segundo establece que a través de los proyectos que se realicen en países en vía de desarrollo, éstos se vean beneficiados con la transferencia de tecnologías ambientalmente racionales suministradas por países desarrollados, propiciándose así un desarrollo sostenible en los países receptores de esas tecnologías (E. Lokey, 2009).

Los proyectos hidroeléctricos son los más susceptibles de recibir incentivos otorgados por el MDL (Aragón, 2008), situación que es importante para Colombia y que representa una gran oportunidad, debido a que el número de proyectos bajo la modalidad MDL en el país es relativamente escaso con relación al amplio potencial hidroenergético que tiene, mientras que en la región, algunos países centro americanos y otros como Brasil y Chile se destacan por ese tipo de iniciativas.

Varios autores han resaltado los impactos positivos del uso de sistemas de energía renovables a nivel social, económico y ambiental, en contraposición al uso de sistemas de energía convencionales en proyectos MDL, mostrando además la existencia de tendencias en la reducción total de las emisiones como producto de la instalación de sistemas de energía renovable en zonas remotas (Mol, 2012; PNUMA & UNFCCC, 2002; World Bank Institute, 2009). Abbasi & Abbasi (2011) apoyados en la creencia de que son una fuente de cero emisiones de GEI, sostienen que las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) son un sustituto limpio de las grandes centrales en la generación de energía. Sin embargo, es preciso tener en cuenta las implicaciones ambientales.

Las PCH presentan ventajas en los escenarios energéticos contemplados en la planificación colombiana (son más seguras, rentables y económicas), puesto que tienen una menor afectación al ambiente, lo que hace que se visualicen como una alternativa viable en la generación futura de energía en Colombia. Además, constituyen una tecnología energética promisoria para un departamento como Antioquia, con notable potencial hidroeléctrico no utilizado, teniendo en cuenta sus abundantes caudales, calidad de agua, regulación natural, caídas topográficas y condiciones geológicas estables en el subsuelo. Así mismo, Antioquia cuenta con una aceptable infraestructura de conectividad, tanto vial como eléctrica, que facilita el acceso a zonas de proyectos y permite el transporte de la energía producida. Así, este artículo explora la aplicación de algunas metodologías existentes para la valoración económica de las emisiones reducidas en pequeños proyectos hidroeléctricos en Antioquia, a partir del aprovechamiento de instrumentos propios del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

El artículo se ha estructurado de la siguiente manera: una primera parte correspondiente a esta introducción. Posteriormente, en el primer capítulo se abordan los conceptos básicos del Mercado de Carbono, permitiendo conocer su funcionamiento y resaltando las experiencias MDL en centrales hidroeléctricas en Colombia y América Latina. En el segundo capítulo, se presenta el potencial hidroeléctrico con el que cuenta Antioquia, comparado con algunos países de América Latina. En el tercer capítulo, se presenta una discusión sobre las oportunidades que tiene el Mercado de Bonos de Carbono para los proyectos hidroeléctricos en Colombia, en particular para el departamento de Antioquia, y se revisan las  implicaciones tanto económicas como ambientales en donde éstas se localizan. Finalmente, el artículo se concluye con unos comentarios.

2. MDL y el mercado de Carbono

El MDL otorga un tipo de bonos llamados CERs a los proyectos que por su actividad reducen las emisiones de GEI, bonos que pueden ser vendidos a empresas que tienen "permiso" para emitir más GEI del autorizado y que pueden también ser comercializados en bolsa de valores como 'bonos de carbono' (PNUMA & UNFCCC, 2002). Esto ha llevado a la creación de un nuevo mercado: el mercado de carbono. Este mercado se basa en un sistema de comercialización donde gobiernos, empresas o instituciones puedan comprar y vender reducciones de GEI. Además, dado que las consecuencias del Efecto Invernadero son de carácter global, las transacciones pueden efectuarse por países geográficamente apartados entre sí.

Es importante resaltar que el mercado de dióxido de carbono (CO2) no representa entonces un mecanismo que incentiva la producción de GEI por encima del límite establecido, sino que permite que las empresas que exceden dicho límite puedan adquirir cuotas de reducción de GEI de aquellas empresas cuyas emisiones se ajustan a los mínimos definidos. De este modo, el mecanismo "premia" la eficiencia ambiental y "castiga" a las empresas con mayor irresponsabilidad en cuanto a cantidad de emisiones.

Una planta de generación de electricidad basada en combustibles fósiles es una de las instalaciones más contaminantes al generar CO2 y por esa razón, se le utiliza como patrón de comparación. De esta manera, un proyecto que produzca o utilice energía limpia contrarrestará la emisión de carbono en forma proporcional a la cantidad generada por dicha planta. Bajo esta premisa, las pequeñas centrales hidroeléctricas son consideradas como energía renovable con cero emisiones de GEI (Martins, Seiffert, & Dziedzic, 2013; Zhou, Zhang, & Liu, 2009).

Los Estados miembros del Anexo I del Protocolo de Kioto suelen elaborar Planes Nacionales de Asignación (PNA) de acuerdo a los cuales se establecen límites de emisiones para sus empresas. Dentro de estos límites, las empresas pueden comprar y vender cuotas de reducción de GEI, de acuerdo a sus necesidades, de tal forma que a fin de año algunas de ellas puedan evidenciar una reducción de contaminación equivalente a las emisiones por encima del límite establecido. De esta manera,  es más rentable reducir las emisiones con inversiones en tecnología limpia en los países en vía de desarrollo, que modificar las condiciones existentes de las industrias (contaminantes) en los países desarrollados. Por lo tanto, este mercado ha creado una serie de oportunidades para países como Colombia, ya que permite implementar proyectos MDL a partir de los cuales se originen CERs que se constituyen en ingresos adicionales a los que se derivan de determinados proyectos de inversión, permitiendo además acceder a tecnología amigable con el medio ambiente.

Figura 1: Funcionamiento del Mecanismo de Desarrollo Limpio

Fuente: (PNUMA & UNFCCC, 2002)

La figura 1 ilustra el funcionamiento del mercado de carbono. La "Parte No incluida en el Anexo I" corresponde a los países en vía de desarrollo que tienen un nivel de emisiones de GEI antes de participar en el mercado. Al hacer inversiones en tecnologías limpias, estos países reducen sus niveles de GEI y, posteriormente, pueden venderlos como CERs a los  países "Parte del Anexo I" que necesitan cumplir con su cuota de reducción de emisiones.

2.1. Experiencias MDL para centrales hidroeléctricas en América Latina y Colombia

Latinoamérica se ha convertido en el principal proveedor de proyectos MDL en el mundo, después de Asia, debido a que se ha sumado a la iniciativa de mitigación del cambio climático liderada por los países desarrollados y eso ha hecho que algunos gobiernos de la región hayan diseñado políticas de apoyo como consecuencia de la implementación del Protocolo de Kioto, además de contar con sistemas de aprobación de proyectos MDL que funcionan favorablemente, resaltando la presencia de altos directivos empresariales en las instituciones de promoción del MDL, lo que ha llevado a una mayor cooperación entre la industria y estas instituciones.

Diversos autores (Abril et al., 2005; Martins, Seiffert, & Dziedzic, 2013; UNEP, 2004; Van Vuuren et al., 2003) han evaluado si los proyectos de PCH pueden ser considerados candidatos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Por otra parte, las tecnologías de energía renovable, que incluyen a las PCH, pueden contribuir a la sostenibilidad global a través de la mitigación de GEI (BIRD, 2011; Mol, 2012). Además, algunos estudios en países en vía de desarrollo muestran que la inversión en tecnologías más eficientes, el uso racional de la energía y la sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducen las emisiones de GEI.

Figura 2: Proyectos MDL aprobados por la UNFCCC en América Latina.

Fuente: (UNFCCC, 2013)           Construcción propia

Dado que las PCH representan una fuente de energía renovable, al presentarse una reducción de las emisiones de GEI, es probable que el mercado MDL sea una fuente de oportunidad para su desarrollo (E. Lokey, 2009).

Hasta el año 2013, se tenían registrados ante la UNFCCC 317 proyectos hidroeléctricos de diferentes países de América Latina, de los cuales el 8,52% fueron presentados por Colombia (Forest Trends Association, 2013) (Ver Figura 3).

Figura 3: Proyectos hidroeléctricos registrados ante la UNFCCC en América Latina.

Fuente: (UNFCCC, 2013)               Construcción propia

La mayor participación de proyectos hidroeléctricos en la cartera de proyectos MDL de la región se debe a que son proyectos que generalmente reducen importantes cantidades de emisiones, lo que permite contar con ingresos importantes por su venta y fondear los costos de transacción de la operación MDL (Barros & Tiago Filho, 2012). Además, es relativamente sencillo calcular la cantidad de emisiones que se reducirían, así como establecer el plan de monitoreo y verificación. Estos proyectos, y en general, los proyectos de generación eléctrica interconectados a las redes eléctricas nacionales (como la mayoría de los eólicos), cuentan con criterios desarrollados principalmente por el Banco Mundial para establecer su potencial de agregación al sistema (Eguren, 2004).

3. Potencial Hidroeléctrico en Antioquia

 Antioquia tiene un potencial hidroeléctrico abundante y de buena calidad, gracias a la afortunada combinación de aguas ricas en caudal y regulación natural, caídas topográficas abundantes y condiciones geológicas estables en el subsuelo. Así mismo, cuenta con suficiente infraestructura de conectividad, tanto vial como eléctrica, para facilitar acceso a zonas de proyectos y permitir el transporte de la energía producida (BIRD, 2011)

Antioquia contaba con 45 centrales hidroeléctricas en operación en el año 2010, con una capacidad de 3803 megavatios, correspondiente al 28,6% del país, que asciende a 13.279 MW (UPME). El resto del potencial identificado se encuentra en diferentes niveles de estudio, dentro de los que se destacan estudios de factibilidad para 6,784 MW y diseño para 1.008 MW (BIRD, 2011). Además, cuenta con una de las empresas más importantes del sector hidroeléctrico del país, las Empresas Públicas de Medellín – EPM. El potencial hidroeléctrico de Antioquia corresponde a un total de 23.947,26 megavatios. De esta capacidad, 13.878,7 megavatios corresponden a proyectos hidroeléctricos de EPM y 10.068,56 a otras entidades (BIRD, 2011).

Las figuras 4 y 5 muestran los resultados del potencial hidroeléctrico de Antioquia en el año 2010. Esta capacidad está clasificada por subregión, tamaño de las centrales, proyectos y por el nivel de desarrollo en el que se encuentran. Según los datos estimados a 2010, las subregiones de Antioquia más ricas en capacidad hidroeléctrica eran el Norte y el Oriente. El Norte poseía 8062,29 megavatios (34%), la mayoría de ellos correspondientes a proyectos de las cuencas de los ríos Cauca, Porce, Grande y Guadalupe, mientras que el Oriente poseía 5.806,43 megavatios (24%), de las cuencas de los ríos Nare, Guatapé, San Carlos y Samaná Norte (UPME, 2009).

Figura 4: Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010 (BIRD, 2011)

En el año 2010, en términos de generación de potencia menor a 100 megavatios se tenía un total de 3.529,26 megavatios, mostrando un incremento en el potencial de pequeñas centrales hidroeléctricas con respecto a años anteriores, lo que evidencia un énfasis en el aprovechamiento de este tipo de centrales.

Figura 5: Potencial hidroeléctrico por rango de potencia en Antioquia, 2010 (BIRD, 2011)

A continuación se presenta la información sobre el potencial hidroeléctrico de cada uno de los países latinoamericanos y la posición que ocupa Antioquia en ese escenario, que como se observa, se encuentra en la posición número 9, estando por encima de los países centroamericanos y de tres suramericanos (OLADE, 2010).

Los 24 GW de potencial que posee Antioquia representan el 4% del total de los países latinoamericanos, cuando el potencial de Colombia que es de 93 GW representa el 15%. Si bien es cierto que, Colombia en general y Antioquia en particular, se destacan por su abundante potencial hidroeléctrico y su notable cantidad de centrales instaladas, aún existe un amplio potencial de recursos por explotar, lo que señala un futuro muy prometedor en términos de sus posibilidades de desarrollo (BIRD, 2011; E. Lokey, 2009). Importante señalar que el potencial hidroeléctrico del departamento de Antioquia está ubicado en la mitad de la escala compuesta por 17 países de Centro y Sur América. Esto denota la gran importancia que en esta materia tiene Antioquia en el concierto latinoamericano. En Colombia, cuyo potencial es superado sólo por Brasil, Antioquia representa el 26% y está muy cerca del potencial de Chile y Venezuela.

Teniendo en cuenta lo anterior, el aprovechamiento hidroeléctrico puede jugar un papel importante en la integración de los países de la región y puede fomentar, igualmente, el desarrollo regional y ayudar a la protección del medio ambiente.

3.1 Registro de proyectos de generación eléctrica

De acuerdo con la legislación y las prácticas vigentes en Colombia, la expansión de la generación eléctrica del país es iniciativa de todos los agentes del sector eléctrico que participan libremente en el mercado. El gobierno nacional, por medio del Ministerio de Minas y Energía, supervisa el comportamiento de ese mercado y entrega periódicamente un Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) tiene un registro de potenciales proyectos de generación que podrían construirse para satisfacer la demanda energética del país. Estos proyectos se clasifican según su estado de avance. De manera general, se puede indicar que la Fase 1 corresponde a la etapa de pre factibilidad del proyecto, la Fase 2 hace referencia a la etapa de factibilidad y la Fase 3, hace referencia a que el proyecto ya debe tener unos diseños definitivos (UPME, 2013).

Hasta el año 2014, se encontraban inscritos 125 proyectos, los cuales equivalen a 5118,95 MW. En la tabla 1 se agrupan los proyectos registrados en tres rangos de capacidades, en donde es evidente una mayor participación (en número de registros) de aquellos proyectos con capacidades inferiores a 20 MW (más de 70%), lo que destaca el interés de los generadores de energía en el país por desarrollar plantas menores.

Tabla 1: Distribución de registro por rango de potencia (UPME, 2013)

Por su topografía y por sus condiciones hídricas y geológicas, Antioquia tiene un gran potencial para construir y operar centrales eléctricas de todos los tamaños, potencial que debe aprovecharse al máximo en los próximos años, teniendo en cuenta la destinación de recursos económicos para programas de reforestación, recuperación de suelos, protección ambiental, recuperación de fauna y flora, saneamiento, promoción de la cultura ambiental y disminución de impactos no deseables.

3.2 La alternativa de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

Las centrales hidroeléctricas con potencia menor de 20 megavatios se denominan Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH). Este tipo de unidades de generación constituyen una alternativa interesante para el sector eléctrico de nuestro país,  dado que de acuerdo con la regulación vigente en Colombia, no pagan prima de respaldo por potencia y pueden colocar libremente su energía en el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) (IPCC, 2011).  Estas dos ventajas son importantes como se explica a continuación.

El respaldo de potencia es la capacidad de generación de energía que se encuentra disponible para atender la demanda de electricidad en Colombia en casos de fallas de otras unidades, porque no es necesaria para atender esa demanda en condiciones normales. Cuando se opera una planta generadora que no pertenezca al conjunto de respaldo, su propietario debe pagar una tarifa por cada unidad de energía que produzca. El dinero captado por este concepto se transfiere a las centrales de respaldo. Es poco probable que las pequeñas centrales califiquen para ser centrales de respaldo debido a la generación menor a 20 MW y, por tanto, no deben pagar esa tarifa (CREG, 1995).

4. Modelos de valoración económica de emisiones en proyectos hidroeléctricos

En la actualidad existen 66 metodologías aprobadas por la Convención Marco de las Naciones Unidas Contra el Cambio Climático (CMNUCC); esto es, existen 66 tipos de proyectos y tecnologías elegibles como Mecanismos de Desarrollo Limpio. Los sectores donde aplican estos MDL son el energético (generación, distribución y consumo), industrias manufactureras, de construcción, transporte, minería, metales, manejo de residuos y reforestación. Los proyectos más populares son los de energías renovables, con un 56% del volumen negociado en el mercado. Dentro de estos últimos, los aprovechamientos hidroeléctricos son uno de los más frecuentes, con el 26% del total de proyectos registrados hasta principios de 2012 (World Bank Institute, 2012).

Las metodologías existentes presentan una clasificación según el reconocimiento de la Junta Ejecutiva del MDL y son aplicadas según el tipo de proyecto:

Metodologías Aprobadas (AM): son el grupo más grande de metodologías aprobadas por la Junta Ejecutiva del MDL. Inicialmente son desarrolladas por un proponente para una idea específica de proyecto, pero pueden ser usadas para otros proyectos que tienen las mismas condiciones de aplicabilidad.

Metodología Consolidada Aprobada (ACM): metodología de gran escala para calcular las reducciones de emisiones para un proyecto, cuya utilización está aprobada para su uso por la Junta Ejecutiva del MDL. Se consolida una serie de AM en una sola metodología para proyectos similares o relacionados. La consolidación es realizada  por la UNFCCC y no por los proponentes del proyecto.

Metodología Aprobada para actividades de proyectos a pequeña escala  (AMS): existen metodologías disponibles para proyectos de pequeña escala que proveen metodologías de línea base y de monitoreo simplificadas.

Estas metodologías son, en síntesis, modelos de valoración económica de emisiones que permiten determinar el potencial de reducción de emisiones de un proyecto. En la tabla 3 se presentan algunas de las metodologías aplicadas en proyectos hidroeléctricos.

4.1. Metodología ACM0002 y su aplicación en proyectos hidroeléctricos

Dadas las características de los pequeños proyectos hidroeléctricos en Antioquia mencionadas anteriormente, la metodología ACM0002 versión 13.0.0 es aplicable debido al cumplimiento de las siguientes razones: i) Los proyectos propuestos son de generación eléctrica que utilizan fuente de energía renovable y que suministra la electricidad generada a una red eléctrica. ii) Los proyectos no implican el cambio de combustibles fósiles por energía renovable en el sitio de la actividad del proyecto. iii) Los límites geográficos y el sistema de la red eléctrica del Sistema Interconectado Colombiano pueden ser claramente identificados y la información sobre las características de la red está disponible (Murtishaw, Sathaye, Galitsky, & Dorion, 2006; Sharma & Shrestha, 2006).

La metodología ACM0002 (Metodología Consolidada para la Generación de Electricidad de Fuentes Renovables Conectadas a la Red) estima la reducción de emisiones atribuible a proyectos que generan energía eléctrica a partir de fuentes renovables, entre ellas, el agua. La pregunta esencial que intenta responder esta metodología es: ¿Cómo afecta la entrada de una fuente de energía renovable a un sistema interconectado? Si bien no existe una forma exacta de determinar este impacto, la metodología utiliza como aproximación la influencia de este tipo de centrales en el orden de despacho de los sistemas interconectados. Concretamente, la ACM0002 define la línea base como "la electricidad que en ausencia del proyecto propuesto, sería provista por las plantas actualmente conectadas a la red o por la adición a esta última de otras nuevas" (UNFCCC, 2012). La idea detrás de esta definición es simple: las fuentes renovables de energía suelen tener un costo marginal menor que las de las centrales térmicas (que dependen de combustibles más costosos), razón por la cual las primeras tenderán a relegar a las segundas a posiciones de menor prioridad en el orden de mérito del despacho (Akella et al., 2009; E. Lokey, 2009). De este modo, el incorporar una central que genere 1.000 MWh de energía a partir de fuentes renovables (en general, de bajo costo marginal), tenderá a desplazar 1.000 MWh que se hubieran generado utilizando plantas que operan a gas, bunker, o diesel.

La metodología ACM0002 se construye a partir de esta simplificación, observando el consumo de combustibles fósiles precisamente de las plantas de mayor costo marginal. Según el tipo de combustible fósil consumido se tendrá una cantidad mayor o menor de emisiones de CO2. Siguiendo este criterio, la metodología permite calcular el factor de emisiones (EF) de la red eléctrica, esto es, cuántas tCO2e se emiten, en promedio, por cada MWh de energía generado (UNFCCC, 2012).

4.1.1. Metodología de la línea base

La metodología consolidada establece que la línea base de una actividad de generación con fuentes renovables parte del cálculo de dos variables necesarias para estimar las reducciones de emisiones del proyecto: el factor de emisión del margen de operación (EFOM,y) y el factor de emisión del margen de construcción (EFBM,y). El margen de operación representa el efecto de una actividad del MDL sobre el despacho y suministro de energía de las plantas conectadas al sistema eléctrico nacional donde opera la actividad. El margen de construcción caracteriza el efecto de la actividad del MDL sobre las adiciones de capacidad de generación al sistema donde opera la actividad. A partir de un promedio ponderado de estos dos márgenes se obtiene el factor de emisión de la línea base (EFy) (Michael Lazarus & Sivan Kartha, 2002; UNFCCC, 2012)

Por lo tanto, el escenario de la línea base es uno en donde la electricidad que podría ser suministrada por el proyecto a la red, tendría que ser generado por otras plantas actualmente conectadas a la red nacional y por la adición de nuevas plantas al sistema, sobre la base de diferentes tipos de combustibles. Así, la generación de la red interconectada nacional presenta resultados de emisiones de CO2 más bajos de los que se producirían sin la implementación del proyecto.

Para las iniciativas con uso de energías renovables no se considera la emisión de CO2 durante la etapa de operación del proyecto (UNFCCC, 2012), sin embargo, diversos autores (Abril et al., 2005; Barros & Tiago Filho, 2012; Devault et al., 2009; Purohit, 2008; Timilsina & Shrestha, 2006; van de Vate, 1997) han demostrado que las emisiones generadas en el ciclo del proyecto, en particular en las actividades de implementación del proyecto (construcción, manejo de combustibles, inundación de terrenos), son considerables.

Las emisiones de la línea base se calculan como el producto del factor de emisión (tCO2/MWh) de la red y la energía neta despachada por la actividad de proyecto.

Se continúa con el cálculo del factor de emisión, mediante el siguiente procedimiento:

Paso 1. Identificación del sistema eléctrico relevante.

Se utiliza el Sistema Interconectado Nacional.

Paso 2. Decidir si se incluyen las plantas de generación que no están conectadas a la red (opcional).

Se decide incluir sólo plantas de energía en el sistema eléctrico del proyecto.

Paso 3. Seleccionar el método para determinar el margen de operación.

El cálculo del factor de emisión del margen de operación está basado en el método OM Simple Ajustado. Los datos seleccionados para este cálculo corresponden a un promedio de los últimos tres años de generación, con base en los datos más recientes disponibles.

Paso 4. Calcular el factor de emisión del margen de operación de acuerdo al método seleccionado.

El factor de emisión OM Simple Ajustado se calcula como la emisión de CO2 por unidad de generación de electricidad neta (tCO2/MWh) de una combinación de plantas low-cost/must-run (este término es ampliamente utilizado en la literatura y se refiere a plantas de bajo costo que deberían entrar al sistema) potencia (k) y otras plantas de energía (m), como se muestra a continuación:

Para calcular los factores de emisión de CO2   y   se aplica la siguiente ecuación:

El conjunto de los factores de emisión de la unidad de potencia n calculado ex-ante se deberá revisar al inicio del próximo período de acreditación basado en los datos oficiales y la disposición del público (UNFCCC, 2012).

En la Tabla 2 se presentan los resultados obtenidos a partir de la ecuación 3, para el cálculo de los factores de emisión de CO2 por unidad de potencia.

Tabla 2: Factores de emisión por fuente de combustible.

Paso 5. Identificar el conjunto de unidades de generación que serán incluidas en el margen de construcción.

La muestra de las plantas de generación más usadas para calcular el margen de construcción corresponden al conjunto de las adiciones de capacidad en el sistema eléctrico que comprende el 20% de la generación (en MWh) y que han sido construidas recientemente  (UPME, 2009, 2013). Con la muestra se determinó el factor de emisión del margen de construcción, obteniendo un resultado para este factor de 0.24422 t CO2/MWh.

Paso 6. Calcular el factor de emisión del margen de construcción.

El factor de emisión del margen de construcción es el factor de generación promedio ponderado de emisiones (tCO2/MWh) de todas las unidades de potencia m durante el último año y del que hay datos disponibles de generación de energía, calculado de la siguiente manera:

Paso 7. Calcular el factor del margen combinado.

A partir de la ecuación 2 se obtienen los resultados del cálculo del factor de emisión como se presenta en la tabla 3.

Tabla 3: Resultados obtenidos para el cálculo del factor del margen combinado

El valor obtenido para el factor de emisión del margen combinado es 0,41965 tCO2/MWh. A partir de este dato se puede estimar la reducción de emisiones del proyecto.

4.2. Aplicación del modelo económico en Antioquia

A partir del cálculo del margen combinado y teniendo en cuenta el potencial hidroeléctrico de Antioquia, se determinó el potencial de reducción de emisiones de las pequeñas centrales hidroeléctricas en Antioquia para un período de siete años. La tabla 4 muestra los resultados obtenidos, aplicando la metodología anteriormente descrita.

Tabla 4: Potencial estimado de reducción de emisiones en Antioquia.

Las pequeñas centrales hidroeléctricas en Antioquia, tienen un potencial de reducción de emisiones anuales de 536.284 tCO2, así que suponiendo que todos estos proyectos fueran aprobados como MDL, se podría tener una reducción de 3.753.988 tCO2 para un período de acreditación de 7 años. Este potencial de reducción de emisiones se podría negociar en el mercado de CERs como créditos transferibles y ser aprovechados como compensación del costo del capital natural de cada proyecto.

4.3. Ingresos esperados por venta de bonos

Existe consenso en torno a que con la venta de certificados de reducción de emisiones de GEI se incrementa la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos y al mismo tiempo se puede facilitar la financiación del mismo, dada la alta calidad del flujo de caja generado por la venta de los certificados.

En forma simplificada, los ingresos netos de un proyecto MDL por venta de CERs están dados por la siguiente ecuación:

I = V * P – T                             (Ecuación 4)

Donde:

V= Volúmen de CER (t CO2)
P= Precio del mercado (US$/ t CO2)
T= Costos de transacción

De acuerdo con estos resultados, para un primer período de acreditación de los proyectos hidroeléctricos en Antioquia, identificados en la tabla 7, se generarían ingresos equivalentes a USD $11.261.964 por la venta de CERs en el peor de los escenarios. Si se tiene en cuenta que este dinero será entregado a la comunidad como fuente de restauración del capital natural afectado por el proyecto, se podría obtener un precio del CER superior (en este caso en USD 5) ante el Banco Mundial, con lo cual se podrían tener unos ingresos adicionales del proyecto por valor de US$ 22.539.928.

Tabla 5: Ingresos proyectados por la venta de CERs según el potencial en Antioquia.

5. Conclusiones

Cada vez más hay una mayor conciencia de los beneficios económicos, sociales y ambientales que generan los mercados de carbono bajo el MDL (Parnphumeesup & Kerr, 2011).

Antioquia tiene grandes oportunidades de ser un actor relevante en el contexto mundial por su gran potencial hidroeléctrico y su posibilidad de participar en el mercado internacional de carbono, a través de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones, debido en gran medida, a los compromisos de reducción doméstica de la demanda (principalmente Unión Europea y Japón) que consolidan este mercado. De acuerdo a los proyectos estudiados, se determinó un potencial de reducción de emisiones para Antioquia de 536.284 toneladas de CO2 al año para el caso de pequeñas centrales hidroeléctricas. El mercado de certificados tendría un tamaño de US$ 22.523.928 para los 7 años del primer período de compromiso del protocolo de Kioto.

Se debe tener en cuenta que la variable "precio de los certificados" juega un papel importante en la evolución de los mecanismos diseñados para asegurar el cumplimiento de los objetivos del protocolo de Kioto, ya que permitiría la toma de decisiones respecto a las alternativas de reducción o limitación de emisiones en el mercado, generando mayor dinamismo en el mismo.

6. Referencias

Abbasi, T., & Abbasi, S. A. (2011). Small hydro and the environmental implications of its extensive utilization. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15(4), 2134-2143.

Abril, G., Guérin, F., Richard, S., Delmas, R., Galy-Lacaux, C., Gosse, P., … Matvienko, B. (2005). Carbon dioxide and methane emissions and the carbon budget of a 10-year old tropical reservoir (Petit Saut, French Guiana). Global Biogeochemical Cycles, 19(4), n/a–n/a. doi:10.1029/2005GB002457

Aragón, H. (2008). El Mercado del Carbono: construcción institucional, funcionamiento y perspectivas. (p. 85).

Barros, R. M., & Tiago Filho, G. L. (2012). Small hydropower and carbon credits revenue for an SHP project in national isolated and interconnected systems in Brazil. Renewable Energy, 48(0), 27-34. doi:10.1016/j.renene.2012.04.050

BIRD. (2011). Potencial Hidroeléctrico de Antioquia Inventario, perspectivas y estrategias (p. 112). Medellín: Banco de Iniciativas Regionales para el Desarrollo de Antioquia.

CREG. (1995). Resolución de 1995. Por la cual se establece el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Devault, D. A., Gérino, M., Laplanche, C., Julien, F., Winterton, P., Merlina, G., … Pinelli, E. (2009). Herbicide accumulation and evolution in reservoir sediments. Science of The Total Environment, 407(8), 2659-2665. doi:10.1016/j.scitotenv.2008.12.064

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1. Magister en Ingeniería administrativa, Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. Profesor tiempo completo. Institución Universitaria Esumer. E-mail: eduardo.duque@esumer.edu.co

2. Magíster en Gestión Financiera Universidad Complutense de Madrid. Profesor tiempo completo. Institución Universitaria Esumer. E-mail: jdgonzalez@esumer.edu.co
3. Master en Marketing, Universidad de Manizales. Profesor tiempo completo. Institución Universitaria Esumer. E-mail: juan.restrepo43@esumer.edu.co

4. Magister en economía del sector público, Universidad de Buenos Aires - Instituto Torcuato Di Tella. Profesor asociado, Universidad nacional de Colombia. E-mail: lvelez@unal.edu.co