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PROYECTO DE DOCUMENTO DEL CONSEJO BD 2015-##
PROPUESTA DE CERTIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO 38 CC NORTE III EN JUÁREZ, CHIHUAHUA Publicada: 08 de abril de 2015
PROYECTO DE DOCUMENTO DEL CONSEJO BD 2015-## PROPUESTA DE CERTIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO NORTE III CENTRAL ELÉCTRICA, JUÁREZ, CHIH
PROPUESTA DE CERTIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO 38 CC NORTE III EN JUÁREZ, CHIHUAHUA
ÍNDICE RESUMEN EJECUTIVO
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1. ELEGIBILIDAD
4
2. CRITERIOS DE CERTIFICACIÓN 2.1
2.2
2.3
Criterios técnicos 2.1.1. Descripción del proyecto
4
2.1.2. Factibilidad técnica
12
2.1.3. Requisitos en materia de propiedad y derechos de vía
14
2.1.4. Administración y operación
15
Criterios ambientales 2.2.1. Cumplimiento con leyes y reglamentos aplicables en materia ambiental
15
2.2.2. Efectos/Impactos ambientales
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Criterios financieros
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3. ACCESO PÚBLICO A LA INFORMACIÓN 3.1
Consulta pública
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3.2
Actividades de difusión
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RESUMEN EJECUTIVO CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO 38 CC NORTE III EN JUÁREZ, CHIHUAHUA Proyecto:
El proyecto consiste en el diseño, la construcción y la operación de una central eléctrica de ciclo combinado (CECC) a base de gas natural, con una capacidad de 906.7 MW, que incluye la central eléctrica y un sistema de suministro de agua, ubicado en el municipio de Juárez, Chihuahua (el “Proyecto”). La electricidad generada será adquirida por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en virtud de un contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada a 25 años (el “Contrato PPA”).1 El Proyecto es parte de la infraestructura incluida en las estrategias de planeación del sector eléctrico a nivel federal, que consideran la construcción de nuevas CECC en la Zona Norte de México durante los próximos 15 años, incluido el estado de Chihuahua.
Objetivo del proyecto:
El Proyecto brindará una fuente limpia y eficiente de energía para ayudar a satisfacer la demanda actual y futura de electricidad, al proporcionar un suministro adicional y al desplazar la generación de energía de plantas menos eficientes y más costosas, que producen mayores cantidades de emisiones nocivas.
Resultados previstos:
Los resultados que se prevén obtener de la instalación de 906.7 MW de capacidad de la CECC son los siguientes: a) Generación neta aproximada de 7,600 GWh de electricidad durante el primer año de operación. b) Incremento del 80.32% al 87.64% en la generación de electricidad a partir de gas natural, como parte de la cartera de energía en el estado de Chihuahua.2 c) Reducción de los factores de emisión en el estado de Chihuahua de aproximadamente 0.02 toneladas métricas de óxidos de
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El 9 de enero de 2015, la CFE adjudicó el Proyecto al promotor, de acuerdo a la Licitación No. LO-018TOQ054-T292014, para la ejecución del Contrato de Compromiso de Capacidad de Generación de Energía Eléctrica y Compraventa de Energía Eléctrica. 2 Incluye ciclo combinado y turbogas.
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nitrógeno (NOx) por GWh, 1.36 toneladas métricas de dióxido de azufre (SO2) por GWh y 32.91 toneladas métricas de dióxido de carbono (CO2) por GWh. Promotor:
Abeinsa Ingeniería y Construcción Industrial, S.A.
Acreditado:
Abeinsa Juárez N-III, S.A. de C.V.
Monto del crédito del BDAN:
Hasta $95.0 millones de dólares.
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PROPUESTA DE CERTIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO CENTRAL ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO 38 CC NORTE III EN JUÁREZ, CHIHUAHUA
1.
ELEGIBILIDAD
Tipo de proyecto El proyecto pertenece a la categoría de energía limpia y eficiente. Ubicación del proyecto El Proyecto se ubicará dentro del municipio de Juárez, Chihuahua, aproximadamente a 30 kilómetros al sur de la frontera entre México y Estados Unidos. Promotor del proyecto y autoridad legal El promotor del sector privado es Abeinsa Ingeniería y Construcción Industrial, S.A., subsidiaria propiedad del conglomerado español Abengoa, S.A. (“Abeinsa” o el "Promotor"), cuyo contacto es el Sr. Fernando José González Romero. El 9 de enero de 2015, la CFE adjudico el Proyecto al Promotor conforme a la licitación No. LO-018TOQ054-T29-2014 para la ejecución de un contrato de compromiso de capacidad de generación energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada (el “Contrato PPA”). El Promotor creó un vehículo de propósito especial denominado Abeinsa Juárez N-III, S.A. de C.V. para llevar a cabo el Proyecto y contraer el financiamiento necesario (la “Empresa del Proyecto” o el “Acreditado”).
2.
CRITERIOS DE CERTIFICACIÓN
2.1 CRITERIOS TÉCNICOS 2.1.1. Descripción del proyecto Ubicación geográfica El Proyecto se encuentra en el municipio de Juárez, Chihuahua, con coordenadas de latitud 31o 28’ 22” y longitud 106o 28’ 17”, aproximadamente a 30.5 kilómetros al sur de la frontera entre México y Estados Unidos y a 13 kilómetros al norte del poblado de Samalayuca. El Proyecto se desarrollará en un predio de aproximadamente 29.4 hectáreas, que incluye 9.3 hectáreas para un cárcamo de bombeo y un acueducto.
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La Figura 1 muestra la ubicación geográfica aproximada del Proyecto. Figura 1 MAPA DE UBICACIÓN DEL PROYECTO
Perfil general de la comunidad Se prevé que el Proyecto beneficie al estado de Chihuahua, incluyendo las comunidades fronterizas como Ciudad Juárez. Entre los beneficios del Proyecto se incluye la generación de electricidad para atender la creciente demanda de usuarios domésticos e industriales, así como para permitir el retiro de la planta termoeléctrica Samalayuca. La producción de electricidad será equivalente al consumo anual de más de un millón de hogares.3 La construcción del Proyecto también beneficiará las comunidades locales con la creación de oportunidades de empleo y recaudación fiscal adicional. De acuerdo con el último censo, la población del estado de Chihuahua era de 3,406,465 habitantes, lo que representa casi el 3% de la población total de México.4 La población estatal creció a un ritmo promedio del 1.1% anual en la década anterior al censo. En cuanto a la actividad económica, la manufactura constituye el sector más importante en Chihuahua, ya que genera el 49.96% del producto interno bruto (PIB) del estado y da empleo al 3
Estimación basada en un consumo de electricidad per cápita de 1,986.220 kWh en 2013, según el Sistema de Información Energética de México (http://sie.energia.gob.mx/) y 3.6 personas por familia en el Estado de Chihuahua, de acuerdo con datos del INEGI (http://www3.inegi.org.mx/sistemas/mexicocifras/default.aspx?e=08). 4 Fuente: Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI), Censo de población y vivienda 2010.
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44% de su población económicamente activa. El comercio representa el segundo sector más importante, ya que genera el 12% de su PIB y emplea a un 22.6% de su población económicamente activa. La generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y el suministro de agua y de gas por tubería al consumidor final, constituyen el tercer sector más importante que contribuye un 9.5% a la economía del estado y representa el 1.1% del empleo total. En general, Chihuahua constituye el 2.75% del PIB de la industria manufacturera de México, el 3.01% de comercio y el 4.92% de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y suministro de agua y gas por tubería al consumidor final. Además, Chihuahua produce el 2.4% del PIB de México y emplea al 2.3% de su población.5 Perfil energético local En 2014, el marco jurídico del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) pasó por una reforma mayor que busca facilitar las inversiones para optimizar la infraestructura y atender la creciente demanda de energía. De acuerdo con la nueva Ley de la Industria Eléctrica de México, el gobierno federal mantiene las actividades de planificación y control de la infraestructura de transmisión y distribución a través del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), una instancia federal descentralizada creada por el gobierno para operar el SEN, y la CFE se convierte en una empresa estatal con fines de lucro para suministrar el servicio público de electricidad, que competirá en un mercado abierto. Es importante señalar que los debates sobre los reglamentos aún están abiertos y las características del mercado energético mexicano comenzarán a cambiar a medida que avancen las deliberaciones. Como resultado de la reforma energética, el CENACE ahora operará una red eléctrica con más de 864,862 km de líneas de transmisión y distribución que anteriormente era responsabilidad de la CFE6 y la CFE seguirá suministrando electricidad a más de 38 millones de cuentas de tipo residencial, comercial, industrial y público. Durante los últimos 10 años, la producción de energía para el servicio público se ha incrementado en un 27%, hasta llegar a un total de 258,613 gigawatts-hora (GWh) en 2013. La CFE genera electricidad a partir de diversas tecnologías y fuentes de energía.7 Para apoyar y promover oportunidades de aumentar y diversificar la cartera de energía, en 1992 se promulgaron reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en México para permitir la participación de capital privado en las actividades de generación de energía en los siguientes regímenes: a) cogeneración o pequeña producción, b) autoabastecimiento, c) producción independiente, d) exportación y e) importación para autoconsumo. Asimismo, en 1995 fue creada la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para regir las actividades relacionadas con la participación de la inversión privada en los sectores de electricidad y gas natural. La CRE se encarga de expedir permisos a entidades privadas para la generación de energía y el transporte de gas natural. La reforma energética promulgada en 2014 y las nuevas leyes están transformando toda la industria energética en México y consolidarán estos esfuerzos de diversificación.
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Fuente: INEGI, Censo Económico 2009. Fuente: Secretaría de Energía de México (SENER), Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028. 7 Fuente: Ibid. 6
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Según la Prospectiva del Sector Eléctrico para 2014-2028 (PSE) elaborada por la Secretaría de Energía (SENER), la capacidad instalada con la que contaba la CFE para proporcionar el servicio público de electricidad en 2013 era de aproximadamente 54,949 MW, lo que representa un incremento del 3.45% con respecto a 2012.8 La cartera energética de México incluye plantas de generación termoeléctrica, geotérmica, hidroeléctrica, carbón, fotovoltaica, eólica y nuclear. La Figura 2 muestra la cartera de tecnologías que se utilizan en México para la generación de electricidad. Figura 2 CARTERA DE TECNOLOGÍAS DE LA CFE POR CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA, 2012
Fuente: SENER, Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028, p.111.
Durante 2013, el sistema eléctrico público en México registró una generación eléctrica de 258,613 GWh, incluyendo todas las fuentes energéticas. Durante el periodo 2003-2013, el uso del gas natural para la generación de electricidad casi se duplicó, pasando del 34.2% al 53.4%. A su vez, el uso de combustóleo se redujo casi a la mitad, de 31.8% a 15.3%, como se muestra en la Figura 3. La PSE contempla un Programa de Expansión y Retiro en virtud del cual en los próximos 15 años se añadirán 40,393 MW netos de capacidad al sistema existente, hasta alcanzar una capacidad bruta de 95,342 MW en el año 2028, de los cuales alrededor del 51.2% será plantas de generación de ciclo combinado de gas natural, las cuales son más eficientes y limpias que las plantas de generación de diésel o combustóleo. La generación de energía con gas natural es un elemento clave en las estrategias de desarrollo, así como en los planes para la mitigación del cambio climático y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en México.9 8
Excluye la generación del sector privado (p.ej. autoabastecimiento, pequeños productores de energía y cogeneración), la cual representa aproximadamente 10,000 MW. 9 Fuente: La Estrategia Nacional de Cambio Climático de México describe las acciones a largo plazo para enfrentar los efectos del cambio climático basado en una economía sustentable y de bajas emisiones de carbono. Una de las
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Figura 3 ELECTRICIDAD BRUTA GENERADA POR FUENTE ENERGÉTICA EN MÉXICO, 2003-2013 (Terawatts-hora)
Fuente: SENER, Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028, pp. 72-73.
El Sistema Eléctrico Nacional se divide en nueve zonas, siete de las cuales están conectadas entre sí y forman el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Las otras dos zonas son redes de abastecimiento independientes que atienden a las áreas de Baja California y Baja California Sur. El Proyecto se ubicará en la Zona Norte, que abarca los estados de Chihuahua y Durango, como se muestra en la Zona 5 de la siguiente figura.
estrategias a mediano plazo es la sustitución de combustibles para la generación de electricidad. (http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5301093&fecha=03/06/2013).
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Figura 4 ZONAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Demanda 2010 (MW)
Area
Crecimiento Esperado 2026 (%)
1 CENTRAL
9,004
3.7
2 ORIENTAL
6,356
3.7
3 OCCIDENTAL
8,175
3.7
4 NOROESTE
3,617
4.8
5 NORTE
3,385
3.6
6 NORESTE
7,070
4.5
7 BAJA CALIFORNIA
2,229
4.2
8 BAJA CALIFORNIA SUR 9 PENINSULAR
393 1,520
7 5.7
Fuente: CFE, Programa de Obras e Inversiones para el Sector Energético 2012-2026.
De acuerdo con la SENER, la capacidad de generación del estado de Chihuahua en 2012 fue de 2,121 MW. La Figura 5 muestra las tecnologías que se utilizan para la generación de electricidad en el estado. Figura 5 CARTERA DE TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS DEL ESTADO DE CHIHUAHUA, 2012 (Megawatts)
Fuente: SENER. 08 DE ABRIL DE 2015
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En el siguiente cuadro se detallan las tecnologías utilizadas para generar electricidad destinada para el servicio público en el estado de Chihuahua, junto con el factor de planta. Cuadro 1 ELECTRICIDAD GENERADA EN CHIHUAHUA, 2012 Tecnología Ciclo combinado Termoeléctrica convencional Hidroeléctrica Turbogás TOTAL
GWh 10,718.0 2,547.7 89.4 45.6 13,400.7
% de generación de energía 79.98% 19.01% 0.67% 0.34% 100.00%
Factor de planta* 87.39% 47.21% 36.45% 6.76%
* Promedio de factores de planta con base en información de 2012. El factor de planta es el cociente entre la electricidad bruta generada durante un período determinado y la energía que podría generar si la planta hubiera operado continuamente a plena carga durante el mismo periodo.
Las estrategias de planeación para el sector eléctrico están determinadas a nivel federal y consideran la construcción de nuevas centrales eléctricas de ciclo combinado (CECC), así como el retiro de centrales eléctricas menos eficientes que producen mayores niveles de emisiones, en la Zona Norte en los próximos 15 años, incluyendo el estado de Chihuahua. El Proyecto propuesto para certificación es parte de las necesidades de infraestructura incluidas en estas estrategias. Conforme a las estrategias de clausura de instalaciones de la CFE en la región, la construcción y operación del Proyecto propuesto permitirá el retiro de las unidades U1/U2 de la central termoeléctrica Samalayuca de 316MW que utilizan combustóleo y que se localizan aproximadamente 16 kilómetros al sur del sitio del Proyecto. Los cálculos de emisiones de la generación de electricidad se presentan en la sección titulada: Condiciones existentes e impacto del proyecto – Medio ambiente. Alcance y diseño del proyecto El Proyecto contempla el diseño, construcción y operación de una CECC de carga base con una capacidad de 906.7 MW, que incluye la central eléctrica, sistemas de suministro de agua y vías de acceso, así como equipo, sistemas auxiliares e instalaciones para garantizar un funcionamiento seguro y eficiente de la planta. El Proyecto forma parte del Programa de Adiciones y Retiros de SENER. Para esto, la CFE adjudicó al Promotor el contrato de compromiso de capacidad de generación de energía eléctrica y compraventa de energía eléctrica asociada para la ejecución del Proyecto, de acuerdo con la licitación No. LO-018TOQ054-T29-2014. El Proyecto se desarrollará en un predio de aproximadamente 29.4 hectáreas y estará conectado a la red eléctrica de la CFE. La Figura 6 muestra la distribución general del Proyecto.
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Figura 6 SITIO DEL PROYECTO
El gas natural (GN) será entregado al sitio del Proyecto por la CFE a través del gasoducto San Isidro-Samalayuca, que se encuentra a aproximadamente 2 kilómetros del sitio del Proyecto. El Promotor diseñara y construirá la infraestructura necesaria para recibir y medir el flujo de gas natural, que incluye un gasoducto de 14 pulgadas de diámetro y 21.3 metros de longitud, localizado dentro del sitio del Proyecto. El consumo de GN del Proyecto se estima en 118.37 millones de pies cúbicos por día. Para las funciones de enfriamiento y generación de energía en las turbinas de vapor, se utilizará agua tratada de la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales Laguna de Patos (PTAR) que está a cargo del organismo operador local, la Junta Municipal de Agua y Saneamiento (JMAS), quien vende agua para propósitos de construcción y riego de áreas verdes.10 La CFE solicitó a la JMAS un análisis de factibilidad para el uso de hasta 17 litros por segundo (lps) de aguas residuales tratadas y firmó un contrato de suministro con la misma. Este contrato será transferido al Promotor. La construcción del Proyecto está programada para iniciar en mayo de 2015, mientras que la fecha de inicio de operaciones comerciales deberá ser noviembre de 2017 a más tardar. En el 10
La PTAR tiene una capacidad de 25 lps y utiliza un proceso de tratamiento secundario. El agua tratada no se está descargando hacia cuerpos de agua nacionales.
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Cuadro 2 se presenta la situación que guardan algunas de las actividades clave para la implementación del Proyecto. Cuadro 2 HITOS DEL PROYECTO Etapas Clave Transferencia por parte de la CFE al Promotor de los documentos de adquisición del predio Dictamen de la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Particular (MIA) expedido por SEMARNAT Ampliación de plazo de la resolución de la MIA Adjudicación del contrato por parte de la CFE Celebración del contrato PPA Autorización de cambio de uso de suelo por parte de la SEMARNAT, que gestiona el Promotor Transferencia al Promotor del convenio de suministro de agua entre JMAS y CFE Permiso de la CRE para la generación de energía, que se gestiona el Promotor Autorización municipal de uso de suelo, que gestiona la CFE Fecha de inicio de operaciones comerciales Licencia ambiental y cédula de operación otorgadas por SEMARNAT, que gestiona el Promotor
Situación actual En proceso Completo (12 de junio de 2012) En proceso Completo (9 de enero de 2015) Completo (6 de febrero de 2015) En proceso En proceso En proceso En proceso Noviembre de 2017 Antes de iniciar operaciones
Las políticas de adquisición y licitación del BDAN exigen que los acreditados del sector privado apliquen métodos adecuados de adquisición para asegurar la buena selección de bienes, servicios y obras a precios razonables del mercado y que sus inversiones de capital se realicen de manera rentable. Como parte del proceso de verificación de los aspectos relevantes del Proyecto, el BDAN examinará el cumplimiento de esta política.
2.1.2. Factibilidad técnica Tecnología seleccionada Las CECC proporcionan varios beneficios económicos, ambientales y de funcionamiento, en comparación con otros tipos de plantas de generación eléctrica. Debido a su confiabilidad y flexibilidad operativa, las CECC son idóneas para generar energía de carga base, ya que pueden arrancar rápidamente y estabilizar la red cuando disminuye la capacidad de las fuentes de generación de energía renovable, lo que las convierte en un excelente apoyo para la cartera de energía. Las CECC apoyan la integración de fuentes intermitentes de energía, como la eólica y la solar, a la vez que mantienen el suministro suficiente para cumplir con los requerimientos de los mercados energéticos. Las CECC utilizan una tecnología de generación de energía con la que se produce electricidad a partir de la recuperación del calor generado por una o más turbinas de gas (de combustión). El 12
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calor generado se dirige a una caldera convencional o a un generador de vapor con recuperación de calor, para ser utilizado en una turbina de vapor para la producción de electricidad. Este proceso doble aumenta la eficiencia de la unidad generadora de electricidad.11 Las turbinas de gas se encuentran entre los equipos de generación de energía a partir de hidrocarburos más limpios de los que se dispone en el mercado. Debido a su relativamente alta eficiencia y a que utilizan gas natural como fuente principal de combustible, las turbinas de gas emiten considerablemente menos bióxido de carbono (CO2) por kilowatts-hora (kWh) que cualquier otra tecnología fósil de uso comercial general.12 Las CECC representan una alternativa eficaz para la generación eléctrica con tecnología comprobada y, a medida que los precios del gas natural han bajado, se ha generalizado más la adopción de las CECCs para la generación de energía de carga base.13 De acuerdo con los requisitos de licitación de la CFE, el Proyecto debe contar con instalaciones y equipo nuevos y debe basarse en un diseño aprobado que tenga al menos un año de funcionamiento en condiciones similares. Además, todos los diseños y las obras deben cumplir con las normas mexicanas, de conformidad con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización o las normas internacionales pertinentes, como de la Organización Internacional de Normalización y la Comisión Electrotécnica Internacional. Según los documentos de licitación de la CFE y la Manifestación de Impacto Ambiental Modalidad Particular (MIA), ingresada a la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) el 22 de marzo de 2012 para su evaluación, el Proyecto incluirá los siguientes componentes principales:
Central eléctrica. Considerando una carga operativa de entre 50% y 100% y el poder calorífico inferior del combustible, las bases de la licitación especifican que la central generadora debe lograr una eficiencia neta de 45% en condiciones de diseño de verano. La central incluirá: o
Turbogeneradores de gas y vapor: El proceso principal de generación de energía estará integrado por dos módulos. Cada módulo se compone de dos turbinas de gas natural y un generador de vapor. Las turbinas de gas estarán equipadas con combustores de baja emisión de óxidos de nitrógeno (NOx). Tanto la turbina de gas como el generador de vapor incluirán un sistema de regulación de velocidad, que proporciona eficiencia en la operación del Proyecto.
o
Generador de vapor con recuperación de calor (GVRC): Cada módulo incluirá también una caldera de recuperación que debe ser diseñada de acuerdo con los códigos y normas establecidos en la Sección I de las Reglas para Calderas de Centrales Eléctricas de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME, por sus siglas en inglés) que correspondan, de acuerdo con el tamaño y las expectativas de funcionamiento del Proyecto.
11
Fuente: U.S. Energy Information Administration. Fuente: EPA, Technology Characterization: Gas Turbines (Caracterización de tecnología: turbinas de gas), 2008. 13 Fuente: http://www.energy.siemens.com/hq/en/industries-utilities/power/processes/combinedcycle.htm?stc=wwecc120496. 12
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o
Sistema de monitoreo y control: El Proyecto estará equipado con un sistema computarizado para el monitoreo y control de las condiciones de funcionamiento. El sistema de control estará en funcionamiento continuo para garantizar que todo el equipo funcione de manera eficiente y segura. El Proyecto estará conectado a la Zona de Control Norte del CENACE a través de un sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos que permita el monitoreo y control a distancia.
o
Sistema de enfriamiento: El sistema principal de enfriamiento será diseñado para disipar la carga térmica de los gases de escape de la turbina de vapor bajo todas las condiciones operativas. Para este propósito y considerando que los recursos de aguas subterráneas están limitados en la región, la CFE firmó un contrato con la JMAS para suministrar hasta 17 lps. de agua residual tratada de la PTAR Laguna de Patos. Las aguas residuales tratadas serán sometidas a un tratamiento adicional mediante filtros multimedia y filtros de carbón activado para cumplir con los requisitos de calidad de la operación de la planta y servicios generales, que incluye instalaciones contra incendio. El agua tratada será puesta en tanques de almacenamiento y una porción será sometida a un tratamiento de osmosis inversa para satisfacer los requisitos de calidad para el enfriamiento de la turbina de vapor. Para minimizar las descargas, el agua de enfriamiento será reusada a través de un sistema de evaporación y cristalización y el flujo residual, el cual se estima será mínimo (aproximadamente 0.70 lps), será manejado y eliminado por un contratista especializado. El agua residual de los servicios generales será tratada y reusada para propósitos de riego de áreas verdes.
Subestación eléctrica. Las obras del Proyecto incluyen la construcción de una subestación totalmente equipada, así como la infraestructura necesaria desde la subestación hasta el punto de interconexión. La subestación del Proyecto estará interconectada a una subestación adyacente de la CFE que entrará en operación antes de la conclusión del Proyecto.
Infraestructura de suministro de agua. El Proyecto incluye la construcción de un cárcamo de bombeo y un acueducto que transportará las aguas residuales de la PTAR Laguna de Patos hasta el sitio del Proyecto. El acueducto de 6 pulgadas de diámetro tendrá 15.6 kilómetros de longitud y se instalará en un derecho de vía de 8 metros de ancho.
2.1.3 Requisitos en materia de propiedad y derechos de vía El Proyecto requerirá de 29.4 hectáreas para la construcción de la central eléctrica, el acueducto y el cárcamo de bombeo. De acuerdo con los documentos de licitación, la CFE adquirió el predio y transferirá formalmente los derechos de propiedad al Promotor de acuerdo con lo estipulado en un contrato que habrá de celebrarse ante un notario. El predio requiere de una autorización de uso de suelo por parte del Municipio de Juárez y la CFE será responsable de obtenerla antes de la construcción del Proyecto. El Proyecto también requiere de una autorización de cambio de uso de suelo forestal por parte de la SEMARNAT, la cual será tramitada por el Promotor antes de iniciar la construcción.
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Del total del terreno disponible, se utilizarán 9.3 hectáreas para la construcción del acueducto y el cárcamo de bombeo. La CFE celebró un contrato de comodato con la JMAS para el terreno donde se instalará el cárcamo de bombeo y obtuvo los derechos de vía de la JMAS y del Municipio de Juárez para la instalación del acueducto. Los derechos de vía y los contratos serán transferidos formalmente al Promotor.
2.1.4. Administración y operación Abeinsa es la unidad comercial de ingeniería, construcción e infraestructura de su empresa matriz, Abengoa, fundada en 1941. Abeinsa centra su actividad en la ingeniería, la construcción y el mantenimiento de centrales de cogeneración y ciclo combinado, infraestructura hidráulica e infraestructura eléctrica, mecánica y de instrumentación para los sectores de energía, industria, transporte y servicios. Abeinsa desarrolla actividades en más de 40 países y tiene más de 6 GW de capacidad instalada en plantas de generación convencionales. En México, Abeinsa ha participado en siete proyectos, con una capacidad instalada de 2.1 GW, incluyendo una planta de cogeneración de 300 MW en Tabasco y una central de ciclo combinado de 640 MW en Morelos. El Promotor desarrollará un Programa de Operación y Mantenimiento (OyM). Se llevarán a cabo tareas para optimizar los tiempos de operación de la central eléctrica, reducir los costos de reparación y extender el ciclo de vida útil del equipo. Las tareas que se deben realizar en las operaciones de la planta, incluyen inspecciones programadas y la sustitución de componentes. Las actividades programadas para el mantenimiento de las turbinas serán ejecutadas por el proveedor de acuerdo con un contrato anual de servicio. En coordinación con la CFE, se programarán interrupciones en el servicio para fines de mantenimiento. La configuración de la planta en dos módulos permitirá que durante la suspensión de actividades de un módulo, el otro permanezca funcionando. Conforme a los lineamientos vigentes de SEMARNAT, antes de iniciar las operaciones de la central generadora, se deberá tramitar una licencia ambiental y una cédula de operación anual.
2.2 CRITERIOS AMBIENTALES 2.2.1. Cumplimiento con leyes y reglamentos aplicables en materia ambiental Leyes y reglamentos aplicables El Proyecto está sujeto a la autorización ambiental federal en México, la cual fue obtenida mediante el resolutivo emitido por parte de la SEMARNAT el 12 de junio de 2012. Según el resolutivo y con base en la MIA realizada por la CFE y evaluada por la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA) de SEMARNAT, las leyes y normatividad aplicables al Proyecto para prevenir y mitigar posibles impactos ambientales son:
Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA), la cual establece el marco regulatorio en materia ambiental, amplía la visión estratégica y
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transmite facultades y obligaciones específicas a las entidades federativas y a los municipios, para que la problemática ambiental pueda ser atendida de manera directa.
Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEMARNAT-1996, que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales.
Norma Oficial Mexicana NOM-041-SEMARNAT-2006, que establece los límites máximos permisibles de emisión de contaminantes provenientes de vehículos que usan gasolina como combustible.
Norma Oficial Mexicana NOM-043-SEMARNAT-2006, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas provenientes de fuentes industriales.
Norma Oficial Mexicana NOM-045-SEMARNAT-2006, que establece los niveles máximos de opacidad del humo proveniente de vehículos que usan diésel como combustible.
Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011, que establece los niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto.
Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005, que establece las características, el procedimiento de identificación y la clasificación de los residuos sólidos peligrosos, así como el listado de dichos materiales.
Norma Oficial Mexicana NOM-054-SEMARNAT-1993, que establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993.
Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2010, la cual identifica las especies o poblaciones de flora y fauna silvestres en riesgo en México mediante la integración de las listas correspondientes, así como establecer los criterios de inclusión, exclusión o cambio de categoría de riesgo para las especies o poblaciones mediante un método de evaluación de su riesgo de extinción.
Norma Oficial Mexicana NOM-080-SEMARNAT-1994, que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados en circulación y su método de medición.
Norma Oficial Mexicana NOM-081-SEMARNAT-1994, que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición.
Norma Oficial Mexicana NOM-133-SEMARNAT-2000, especificaciones para el manejo de bifenilos policlorados.
Norma Oficial Mexicana NOM-138-SEMARNAT/SSA1-2012, la cual establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelos y lineamientos para el muestreo en la caracterización y especificaciones para la remediación.
la
cual
establece
las
Estudios ambientales y actividades de cumplimiento De conformidad con la normatividad sobre impacto ambiental establecida en la LGEEPA, la CFE desarrolló y presentó el 22 de marzo de 2012, una MIA para la construcción de una central de 16
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ciclo combinado en el municipio de Juárez, Chihuahua. Los elementos evaluados incluyeron suelos, geología, hidrología, flora, fauna y aspectos socioeconómicos. En la MIA se identifican, describen y evalúan los posibles efectos ambientales asociados con el Proyecto. Además, este tipo de proyecto requiere el desarrollo de un análisis de riesgo ambiental y un estudio de dispersión de emisiones. A continuación, se presenta un resumen de los estudios específicos del Proyecto:
Estudio de dispersión de emisiones. El estudio consistió en modelar las concentraciones de dióxido de nitrógeno (NO2) para evaluar los impactos sobre la calidad del aire como resultado de la operación del Proyecto en diferentes condiciones meteorológicas durante un periodo de un año. El estudio utilizó el modelo de complejo de fuente industrial de corto plazo (ISCST3) y los datos de estaciones de monitoreo ubicadas en El Paso, Texas para calcular las emisiones del Proyecto. De acuerdo con este estudio, la concentración máxima de NO2 esperada como resultado de la operación del Proyecto más la concentración de fondo en las comunidades cercanas es de 111.87 µg/m3, lo que se ubica en un 71.68% por debajo del límite de 395 µg/m3 establecido en la norma para protección de la salud NOM-023-SSA1-1993. Las concentraciones de NO2 fueron 64.4 µg/m3 en Samalayuca y 57.4 µg/m3 en Cd. Juárez. En cuanto a la calidad del aire en ciudades fronterizas de Estados Unidos, tales como El Paso y Fabens, Texas, las concentraciones ambientales agregadas de NO2 fueron 43.4 µg/m3 y 35.4 µg/m3 respectivamente, lo que las ubica en un 76.9% y 81.2%, respectivamente, por debajo del límite de 188 µg/m3 establecido en las Normas Nacionales de Calidad del Aire de Estados Unidos.
Estudio de riesgo ambiental. El objetivo de este estudio fue identificar los riesgos en el peor escenario posible, mediante la evaluación de los procesos de operación del Proyecto y el manejo de materiales peligrosos, tales como gas natural, hidrógeno, aceites y grasas, de acuerdo con la normatividad vigente. En el estudio se concluyó que la operación del Proyecto representa un mínimo riesgo ambiental. Como buena práctica industrial, se implementarán medidas de seguridad en la central para prevenir accidentes y mitigar riesgos para asegurar la seguridad de las comunidades cercanas.
Basado en los resultados de la MIA y después de un minucioso análisis de los impactos potenciales, la SEMARNAT concluyó que la ejecución del Proyecto no afectará significativamente el medio ambiente. Como se describió anteriormente, la información presentada en la evaluación de impactos potenciales fue revisada por la SEMARNAT, instancia que emitió su dictamen el 12 de junio de 2012 mediante el documento S.G.P.A./D.G.I.R.A./D.G./4462. En el dictamen se autorizó la construcción del Proyecto sujeto a la aplicación de medidas de mitigación que deben implementarse antes y durante la construcción y operación de la obra (ver la sección sobre Mitigación de riesgos). Los documentos de licitación de la CFE indican que el Promotor será responsable de cumplir con todas las actividades y los estudios definidos en la autorización ambiental, conforme a los requisitos de SEMARNAT.
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Además, en octubre de 2011, el Instituto Nacional de Antropología e Historia (INAH) llevó a cabo una inspección visual del sitio del Proyecto, sin encontrarse en él elementos arqueológicos. El INAH emitió el Oficio de No Objeción No. 401.F(4)50.D2011/1657 para la construcción del Proyecto. Tareas y autorizaciones ambientales pendientes Está pendiente la obtención de la extensión de plazo para el Resolutivo de la MIA. Documentación de cumplimiento El Promotor ha obtenido las siguientes autorizaciones ambientales federales necesarias para el Proyecto:
Resolutivo de la MIA No. S.G.P.A./D.G.I.R.A./D.G./4462, expedido por SEMARNAT.
Oficio No. 401.F(4)50.D2011/1657 del INAH.
2.2.2. Efectos/Impactos ambientales El aumento del uso de plantas de ciclo combinado a partir de gas natural para la generación de energía eléctrica disminuye los impactos negativos al medio ambiente, ya que reduce las emisiones de dióxido de azufre (SO2), CO2 y NOx en función de cada kWh generado, en comparación con la electricidad generada con otros combustibles fósiles. Las centrales que operan con gas natural también proporcionan una carga base confiable con la flexibilidad para integrar de manera eficiente fuentes de energía renovable a la red eléctrica. Aunque las centrales eléctricas están reguladas por las leyes federales y estatales para proteger la salud humana y el medio ambiente, los impactos ambientales asociados con la generación eléctrica son muy variados, por lo que es importante considerar las mejores tecnologías disponibles para minimizar estos impactos. Las consecuencias ambientales de una central generadora de energía no sólo dependen de las emisiones de la planta en sí, sino también de las emisiones que generan las operaciones precedentes (como la producción y el transporte de combustible) y el suministro de agua para enfriamiento.14 Las turbinas de combustión no producen descargas de agua; sin embargo, es posible que la acumulación de contaminantes y calor en el agua utilizada en las calderas de gas natural y los sistemas de ciclo combinado, tengan que purgarse cuando los contaminantes y el calor lleguen a ciertos niveles.15 En la autorización ambiental otorgada al Proyecto, ya se consideran los requisitos específicos para minimizar los posibles impactos. Además, el Proyecto utilizará las aguas residuales tratadas para las operaciones de la planta y utilizará un sistema de enfriamiento seco para reducir al mínimo el uso del agua. El Proyecto también contempla el reuso del agua.
14
Fuente: National Renewable Energy Laboratory, Life Cycle Assessment of a Natural Gas Combined-Cycle Power Generation System (Evaluación del ciclo de vida de un sistema de ciclo combinado a partir de gas natural para la generación de energía eléctrica). 15 Fuente: http://www.epa.gov/cleanenergy/energy-and-you/affect/natural-gas.html.
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El gas natural es una fuente de combustible atractiva en países donde los gobiernos están implementando políticas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, ya que la combustión de gas natural produce óxidos de nitrógeno y bióxido de carbono, pero en cantidades considerablemente menores que la combustión de carbón o combustóleo. Las emisiones de dióxido de azufre y compuestos de mercurio por la combustión de gas natural son insignificantes.16 De acuerdo con información de la base de datos eGRID 2000 de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA), los factores de emisión promedio en Estados Unidos por la generación a partir de gas natural son: 1,135 libras/MWh de bióxido de carbono, 0.1 libras/MWh de bióxido de azufre y 1.7 libras/MWh de óxidos de nitrógeno. En comparación con las emisiones atmosféricas promedio de la generación a partir de carbón, el gas natural produce la mitad del bióxido de carbono, menos de un tercio de la cantidad de óxidos de nitrógeno y un uno por ciento de óxidos de azufre. Otros estudios recientes reportan menores emisiones por el uso de gas natural, lo que indica que cada unidad de electricidad generada a partir de gas natural emite un 47% menos emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que la electricidad producida con carbón (ver la Figura 7).17 Figura 7 FACTORES DE EMISIÓN POR UNIDAD DE ELECTRICIDAD
Fuente: EPA.
En México, el sector energético es la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero, ya que genera el 44% del total de emisiones y creció a una tasa anual promedio de 2.3% durante 1990 y 2010. El sector energético incluye las emisiones de GEI generadas por el petróleo y gas, la producción de electricidad y las emisiones fugitivas.18 La generación de electricidad representa aproximadamente el 23% de las emisiones totales. México ha establecido la meta de reducir sus emisiones en un 30% para el año 2020 y dos tercios de este potencial se encuentran en el sector de generación de energía. Sin embargo, es difícil lograr la reducción de las emisiones debido a las tendencias actuales de la demanda energética en México. De acuerdo con la Estrategia Nacional de Energía 2014-2028 publicada por la SENER, en los últimos diez años, el incremento de la demanda de electricidad ha superado 16
Fuente: http://www.epa.gov/cleanenergy/energy-and-you/affect/natural-gas.html. Fuente: http://www.dbcca.com/dbcca/EN/investment-research/investment_research_2376.jsp. 18 Source: NCCS 2013, Mexico National Climate Change Strategy, 10-20-40 Vision. 17
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la tasa de crecimiento demográfico, la cual se utiliza para proyectar las inversiones actuales. Esta situación pone mayor presión sobre la capacidad disponible para la generación de energía y la necesidad de encontrar tecnologías más eficientes y menos contaminantes. La implementación del Proyecto contribuirá a reducir el uso de combustóleo para la generación de energía eléctrica en el estado de Chihuahua, al proporcionar una central eléctrica más eficiente y limpia que suministrará a los residentes una fuente de energía segura y confiable. El Proyecto también ayudará a incrementar la generación de electricidad a partir de gas natural de un 80.32% a un 87.64% en la cartera de energía eléctrica del estado de Chihuahua.19 Los resultados anticipados por la instalación de una CECC de 906.7 MW incluyen una generación neta de aproximadamente 7,600 GWh de electricidad durante el primer año de operación. El Proyecto también ayudará a reducir los factores de emisión en el estado en aproximadamente 0.02 toneladas métricas de NOx por GWh, 1.36 toneladas métricas de SO2 por GWh y 32.91 toneladas métricas de CO2 por GWh. Además, la CFE requirió que el Promotor seleccionara la tecnología para la generación eléctrica con la menor demanda de agua posible para fines de operación. El Proyecto requerirá de hasta 17 lps de agua que será proporcionada por la PTAR Laguna de Patos. Condiciones existentes e impacto del proyecto – Medio ambiente Históricamente, México ha dependido en gran medida de los hidrocarburos para la generación de energía. El proceso convencional de generación de energía eléctrica puede afectar el ambiente debido a las emisiones nocivas que produce, incluyendo las de los GEI, además de otros contaminantes como el SO2 y los NOx. En consecuencia, hay un esfuerzo en curso para desarrollar estrategias, normas, lineamientos y mejores tecnologías para reducir la contaminación de carbono emitida por las centrales eléctricas, al mismo tiempo que se mantiene un sistema de energía asequible y confiable. Como el gas natural es el hidrocarburo más limpio económicamente disponible para abastecer la demanda de energía de carga base y las necesidades de transporte, el uso de gas natural para la generación de energía eléctrica es un elemento clave en el desarrollo de planes estratégicos, así como en los planes de mitigación del cambio climático en México de acuerdo con la Ley de Cambio Climático. En 2012, para la generación de electricidad en el estado de Chihuahua se utilizó una combinación de tecnologías, incluyendo el uso de centrales generadoras de ciclo combinado (10,718 GWh), de turbogás (45.6 GWh), hidroeléctricas (89.4 GWh) y de combustóleo (2,547.7 GWh). El Cuadro 3 muestra las emisiones estimadas de GEI y otros contaminantes por la generación de energía en el estado de Chihuahua en 2012. 20
19
Incluye ciclo combinado y turbogás. Los factores de emisión utilizados para estos cálculos se basaron en un estudio publicado por la Comisión para la Cooperación Ambiental en 2011, que incluyó datos recopilados en 2005 sobre factores de emisión de NOx, SO2 y CO2 en centrales eléctricas localizadas en el estado de Chihuahua. Se asume que los factores de emisión en 2012 son similares o más bajos que los reportados en el estudio (http://www2.cec.org/site/PPE/). 20
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Cuadro 3 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y EMISIONES EN CHIHUAHUA, 2012 LINEA BASE Tecnología
Generación (GWh)
Ciclo combinado Termoeléctrica convencional Hidroeléctrica Turbogás
%
NOX
Emisiones (ton/año) SO2 CO2
10,718.00 79.98%
15,391.05
21.44
4,408,013.30
2,547.70 19.01%
3,976.96
50,441.91
2,116,129.81
89.4 0.67% 45.6 0.34% 13,400.70 100.00%
371.55 19,739.56
0.87 50,464.21
87,849.27 6,611,992.37
Factor de Factor de emisión emisión (ton NOx/GWh) (ton SO2/GWh)
1.47
Factor de emisión (ton CO2/GWh)
3.77
493.41
Para atender la creciente demanda de electricidad en la Zona Norte, las estrategias de planificación del sector eléctrico consideran la construcción de una CECC en la región de Juárez. Los resultados anticipados por el desarrollo del Proyecto incluyen la instalación de 906.7 MW de capacidad de generación de energía más limpia y más eficiente y una generación anual de energía de 7,600 GWh. El Cuadro 4 muestra las emisiones estimadas en el estado como resultado de la implementación del Proyecto basado en las condiciones existentes. Cuadro 4 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y EMISIONES COMO RESULTADO DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL PROYECTO Tecnología
LINEA BASE + CC NORTE III Emisiones (ton/año) Generación % (GWh) NOX SO2 CO2
Ciclo combinado
18,318.00
87.42%
26,304.65
36.64
7,533,680.50
Termoeléctrica convencional
2,547.70
12.16%
3,976.96
50,441.91
2,116,129.81
89.4 45.6 20,955.10
0.43% 0.22% 100.00%
0 371.55 30,281.61
Hidroeléctrica Turbogás Diferencia con la línea base
56%
53%
Factor de Factor de emisión emisión (ton NOx/GWh) (ton SO2/GWh)
0 0 0.87 87,849.27 50,478.55 9,649,810.31 0%
46%
1.45 -2%
Factor de emisión (ton CO2/GWh)
2.41 -36%
460.50 -7%
Las emisiones de CO2 del Proyecto cumplirán con la Propuesta de Norma para la Contaminación por Carbono en Centrales Eléctricas Nuevas de la EPA que establece un límite de 1,000 libras/MWh (0.454 toneladas métricas/MWh).21 Las emisiones de SO2 y NOx cumplirán con la NOM-085-SEMARNAT-2011. Se espera que se utilicen combustores de bajo NOx para este Proyecto, lo que podría reducir significativamente esta emisión y la emisión de SO2 también se reducirá.
21
Fuente: http://www2.epa.gov/carbon-pollution-standards/fact-sheet-details-about-proposal-new-sources.
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El Proyecto también permitirá el retiro de dos unidades de combustóleo en la central termoeléctrica de Samalayuca, lo que ayudará a reducir los factores de emisión en la región y al mismo tiempo mantener una fuente confiable de energía. El Cuadro 5 muestra el escenario de emisiones como resultado de la implementación del Proyecto más el retiro de las dos unidades de la planta termoeléctrica de Samalayuca. Cuadro 5 CAMBIO NETO EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y EMISIONES EN CHIHUAHUA LINEA BASE + CC NORTE III - RETIRO (SAMALAYUCA) Emisiones (ton/año) Generación Tecnología % (GWh) NOX SO2 CO2 Ciclo 18,318.00 92.92% 26,304.65 36.64 7,533,680.50 combinado Termoeléctrica convencional Hidroeléctrica Turbogás Diferencia con la línea base
1,260.70
6.40%
89.4 0.45% 45.6 0.23% 19,713.70 100.00% 47%
-
1,967.95
24,960.60
1,047,142.46
371.55 28,644.15
0.87 24,998.10
87,849.27 8,668,672.23
45%
-50%
31%
Factor de Factor de emisión emisión (ton NOx/GWh) (ton SO2/GWh)
1.45 -1%
Factor de emisión (ton CO2/GWh)
1.27 -66%
439.73 -11%
Como resultado de la ejecución del Proyecto y el retiro de las dos unidades de combustóleo de la planta Samalayuca, el Proyecto permitirá reducir el uso de combustóleo para la generación de energía en el estado del 19% al 6.4%. Se calcula que la generación anual de electricidad en el estado tendrá un aumento neto del 47%, lo que dará lugar a un aumento del 45% en las emisiones de NOx, una reducción del 50% en las emisiones de SO2 y un aumento del 31% en las emisiones de CO2. Sin embargo, en función de cada GWh producido, el factor de emisión de NOx se reducirá en un 1%, el factor de emisión de SO2 en un 66% y el factor de emisión de CO2 en un 11%. Mitigación de riesgos Los impactos previstos asociados con la construcción, operación y mantenimiento de la obra se describen y analizan completamente en los estudios de impacto ambiental realizados para este Proyecto. El dictamen de la MIA emitido por la SEMARNAT requiere la implementación de medidas de mitigación propuestas por la CFE para el Proyecto, así como de programas de vigilancia destinados a reducir, mitigar y controlar los efectos ambientales derivados del Proyecto. Según lo establecido en la autorización ambiental, deben presentarse a la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA) informes periódicos, tanto semestrales como anuales, para indicar si las medidas de mitigación se están aplicando de manera correcta y oportuna. Para asegurar el cumplimiento de la normatividad mexicana vigente en materia de emisiones atmosféricas, el Proyecto contará con un sistema de medición de contaminantes atmosféricos con tres estaciones de monitoreo móviles para la medición continua de NOx.
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A continuación se resumen las medidas de mitigación establecidas en las autorizaciones ambientales, incluyendo los programas de monitoreo.
El Proyecto cumplirá con lo previsto en la norma NOM-085-SEMARNAT-2011 para las emisiones de NOx de acuerdo con los requerimientos de los documentos de licitación de la CFE.
Durante la preparación del sitio, un equipo especializado llevará a cabo las actividades de despalme y rescate de la flora y fauna en el sitio del Proyecto, a fin de minimizar los impactos sobre la vegetación.
Se realizará el monitoreo continuo de emisiones y se instalarán controles para mantener un eficiente y óptimo rendimiento del equipo.
Un Programa de Monitoreo de Residuos Sólidos y Residuos Peligrosos se desarrollará antes de iniciar las actividades de construcción y se aplicará durante la operación del Proyecto, para tener un adecuado manejo, almacenamiento, transportación y disposición final de residuos peligrosos y no peligrosos.
Se implementará un Programa de Gestión de Suelos para minimizar la posible erosión.
Se implementará un Sistema de Gestión Ambiental que incluirá la verificación de todas las medidas de mitigación, prevención y control propuestas por el Promotor.
Con base en las mejores prácticas administrativas se tomarán medidas para mitigar los efectos temporales de la construcción, como el control del ruido y las emisiones de vehículos.
Durante las diversas etapas del desarrollo del Proyecto, será obligatorio el uso de equipo básico para protección personal, así como los sistemas de seguridad para el manejo de sustancias y se llevarán a cabo medidas para el control de incendios y otros eventos de conformidad con lo dispuesto en las leyes y normas mexicanas.
Conservación de los recursos naturales El Proyecto contribuirá a la conservación de los recursos naturales al promover el uso de aguas residuales tratadas para cubrir las necesidades de agua de la central, reconociendo que el suministro de agua en la región de Juárez es limitado. Esto agregará un elemento de sustentabilidad al Proyecto. El agua generada como resultado de las operaciones industriales se evaporará o se recuperará y someterá a tratamiento para su posterior incorporación al proceso industrial. Los lodos generados por el proceso de tratamiento serán dispuestos por un proveedor de servicio autorizado. Las aguas residuales generadas por las actividades administrativas serán tratadas y reutilizadas para el riego de áreas verdes. Estas actividades permitirán lograr una central de generación eléctrica con cero descargas, como lo exigen los documentos de licitación de la CFE. Además, a diferencia de las plantas eléctricas de carbón, los sistemas de ciclo combinado a gas natural no producen grandes cantidades de desechos sólidos.
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De acuerdo con la MIA, el Proyecto no se construirá en zonas con recursos naturales sensibles y en la MIA se incluye un conjunto de medidas de mitigación que se implementarán para minimizar cualquier impacto negativo para la flora y la fauna de la localidad. Alternativa de no acción En caso de no realizarse ninguna acción, el resultado sería la continuación del funcionamiento de la central eléctrica de 316 MW a combustóleo en Samalayuca para satisfacer la alta demanda de electricidad derivada de actividades industriales y domésticas en la zona. Además, es muy probable que los requerimientos de agua para la operación de la planta eléctrica continúen presionando la disponibilidad de los recursos de agua dulce en la región. Por ejemplo, de acuerdo a los registros de la CONAGUA para los derechos de agua, la planta termoeléctrica de Samalayuca cuenta con un permiso para extraer hasta 13,457,160.00 metros cúbicos anuales (aproximadamente 426 lps).22 Condiciones existentes e impacto del proyecto – Salud Las investigaciones epidemiológicas han demostrado que tanto la exposición crónica como la aguda a las emisiones nocivas asociadas con la producción de energía eléctrica a partir de hidrocarburos, pueden suscitar graves problemas respiratorios. Se calcula que, como mínimo, la exposición prolongada a niveles excesivos de contaminantes puede deteriorar la capacidad respiratoria en los seres humanos, además de contribuir significativamente al aumento en la incidencia de enfermedades cardiopulmonares, como el asma, las cardiopatías y el cáncer pulmonar. Con el uso de gas natural en lugar de combustóleo para la generación de energía eléctrica, el Proyecto tendrá un impacto positivo en la región al reducir los contaminantes, lo que contribuirá a limitar la gravedad de las enfermedades respiratorias o de otra naturaleza provocadas o agravadas por la contaminación del aire. Además, al disminuir las emisiones de GEI, se espera mitigar los efectos climáticos que generan condiciones de mayor vulnerabilidad para la salud humana. Efectos transfronterizos No se han identificado impactos transfronterizos significativos ni se prevén efectos negativos a consecuencia del desarrollo del Proyecto. De acuerdo con el estudio de dispersión de emisiones, las concentraciones de NO2 fueron de 64.4 µg/m3 en Samalayuca y 57.4 µg/m3 en Cd. Juárez y están 83.6% y 85.4%, respectivamente, por debajo del límite de 395 µg/m3 establecido en la NOM-023-SSA1-1993. En ciudades fronterizas de Estados Unidos, tales como El Paso y Fabens, Texas, las concentraciones ambientales agregadas de NO2 fueron 43.4 µg/m3 y 35.4 µg/m3, respectivamente, lo que las ubica en un 76.9% y 81.2%, respectivamente, por debajo del límite de 188 µg/m3 establecido en las Normas Nacionales de Calidad del Aire de Estados Unidos.
22
Fuente: http://www.conagua.gob.mx/TituloRepda.aspx?Id=06CHI100305/34FMGE05|0|8|Seleccione%20opci%C3%B3n|Sele ccione%20opci%C3%B3n|Seleccione%20opci%C3%B3n|Seleccione%20opci%C3%B3n|Comision%20Federal%20de%2 0electricidad%20|
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Otros beneficios locales El Proyecto promoverá el desarrollo económico y social del municipio de Juárez. Se prevé que el Proyecto genere más de 800 empleos directos durante las obras de construcción, así como 50 empleos permanentes para su operación. La utilización de personal generará un impacto positivo en los comercios locales y la economía regional, debido a la derrama económica derivada del aumento en el gasto por concepto de bienes y servicios. Para la construcción se empleará personal de las poblaciones locales en la medida de lo posible. Además, de conformidad con los documentos de licitación de la CFE, el 21% de los costos del proyecto deberán cubrirse con fuentes de origen nacional, lo cual generará un impacto económico positivo.
2.3. CRITERIOS FINANCIEROS El Promotor ha solicitado un crédito al Banco de Desarrollo de América del Norte (BDAN) para completar el paquete de financiamiento del Proyecto. El mecanismo de pago constituye una fuente segura de pago del crédito del BDAN. La fuente de pago provendrá de los ingresos generados por el Proyecto de acuerdo con los precios establecidos en el marco del Contrato PPA a 25 años celebrado con la CFE. El Contrato PPA se celebró bajo el esquema de productor independiente de energía que es una estructura utilizada comúnmente por la CFE para la compra de electricidad a entidades privadas y especialmente de centrales de ciclo combinado. El crédito del BDAN únicamente tendrá recurso contra la empresa de propósito específico. Se calcula que los ingresos del Proyecto por concepto de la venta de capacidad y electricidad serán suficientes para a) cubrir los gastos programados de operación y mantenimiento, b) fondear la reserva para el servicio de la deuda, c) pagar el servicio de la deuda de los créditos senior y d) cumplir con los índices de cobertura del servicio de la deuda estipulados. Asimismo, mediante el análisis realizado por el BDAN se verificó que la Empresa del Proyecto cuenta con las facultades legales para contratar financiamiento y comprometer sus ingresos para el pago de sus obligaciones financieras. Abeinsa Juárez N-III, S.A. de C.V. también tiene la capacidad legal y financiera necesaria para operar y mantener el Proyecto y celebrará un contrato de servicios de operación y mantenimiento del Proyecto con una empresa que cuente con amplia experiencia y conocimientos sobre este tipo de proyectos. El BDAN ha verificado que los costos previstos de operación y mantenimiento son consistentes con las normas de la industria. Teniendo en cuenta las características del Proyecto y en función del análisis financiero y de riesgosrealizado, se considera que el Proyecto propuesto es viable desde un punto de vista económico y presenta un nivel aceptable de riesgo, por lo cual el BDAN propone conceder un crédito a tasa de mercado de hasta $95.0 millones de dólares a la Empresa del Proyecto para la construcción y operación del Proyecto descrito en el presente documento.
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3.
ACCESO PÚBLICO A LA INFORMACIÓN
3.1. CONSULTA PÚBLICA El 8 de abril de 2015, la COCEF publicó el borrador de la propuesta de certificación y financiamiento del Proyecto para brindar a la sociedad civil la oportunidad de presentar comentarios durante un período de 30 días. Los siguientes documentos estarán disponibles para consulta pública a solicitud expresa:
Manifestación de Impacto Ambiental, Modalidad Particular, 22 de marzo de 2012.
Dictamen de la MIA No. S.G.P.A./D.G.I.R.A./D.G./4462 expedido por SEMARNAT.
Oficio No. 401.F(4)50.D2011/1657 del INAH.
3.2. ACTIVIDADES DE DIFUSIÓN La SEMARNAT realizó actividades de difusión a través de la Gaceta Ecológica, número DGIRA/017/12, con fecha de 29 de marzo de 2012, para facilitar el acceso público a la información del Proyecto. De conformidad con el artículo 34 de la LGEEPA, el período de 10 días de consulta pública del Proyecto concluyó el 13 de abril de 2012, sin que se haya recibido ninguna solicitud de consulta. La CFE ha facilitado el acceso público a la información relacionada con sus planes y actividades, entre ellos el Proyecto propuesto, a través de su Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). Además, los datos de la licitación se publicaron en los siguientes sitios web:
CFE: http://www.cfe.gob.mx/Licitaciones/Licitaciones/Paginas/CentralCicloCombinadoNorteI II.aspx.
CompraNet: https://compranet.funcionpublica.gob.mx/web/login.html.
Diario Oficial de la Federación: http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5356913&fecha=19/08/2014&print=true
Asimismo, la SENER documenta la necesidad de implementar este Proyecto en su Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028, que está disponible en el siguiente sitio web: http://www.energia.gob.mx/portal/Default_Intermedia.aspx?id=2615. La COCEF también realizó una búsqueda de medios para identificar la opinión de la sociedad civil acerca del Proyecto. Se encontraron numerosas referencias al Proyecto en varias fuentes de Internet, entre ellas:
El Diario.mx Juárez (29 de marzo de 2012): “Planean construir otra central eléctrica en Samalayuca”, que se refiere a la construcción de la nueva central eléctrica en Juárez. http://diario.mx/Local/2012-03-29_b51b189a/planean-construir-otra-central-electricaen-samalayuca/
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PROYECTO DE DOCUMENTO DEL CONSEJO BD 2015-## PROPUESTA DE CERTIFICACIÓN Y FINANCIAMIENTO NORTE III CENTRAL ELÉCTRICA, JUÁREZ, CHIH
El Diario.mx Juárez (4 de septiembre de 2013): “Anuncia CFE megainversión en Samalayuca; se oponen ejidatarios”, que indica que algunos ejidatarios se oponen al Proyecto debido al impacto que tendría sobre el acuífero de la zona. http://diario.mx/Local/2013-09-04_4d1b853d/anuncia-cfe-megainversion-ensamalayuca-se-oponen-ejidatarios/
El Diario.mx Juárez (18 de agosto de 2014): “Licita CFE proyectos energéticos”, en el que se describen los proyectos energéticos que habrá de licitar la CFE. http://diario.mx/Economia/2014-08-18_abb08910/licita-cfe-proyectosenergeticos&ref=1/
El análisis de los medios de comunicación realizado por la COCEF encontró varias notas relacionadas con el Proyecto a partir del año 2009. Los principales temas se relacionan con las características generales de Proyecto; los procesos de licitación previos y sin éxito para la construcción del Proyecto; las preocupaciones públicas relacionadas con el agua y uso de combustóleo para generar electricidad en la región y los problemas de contaminación causados por la termoeléctrica Samalayuca existente; así como a las necesidades de terreno para la construcción del gasoducto de gas natural de la CFE para abastecer a la planta. Los componentes del Proyecto, tales como la reutilización de las aguas residuales tratadas y esquema de descarga cero, así como la oportunidad que ofrece el Proyecto para el retiro de la planta Samalayuca, compensan algunas de las inquietudes señaladas. Debido al proceso de licitación y al compromiso de transparencia de la CFE, la información del Proyecto y los resultados de la licitación se han hecho disponibles para su acceso público. Todos los requerimientos de consulta conforme a los procesos de autorizaciones y permisos ambientales han sido cumplidos.
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